Capex S.A. — Annual Report 2022

Jul 11, 2022

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Memoria Anual Ejercicio 2021 - 2022

Contenido

1. Resumen del ejercicio y perspectivas para el futuro

2. Reseña histórica

3. Contexto macroeconómico

4. Mercado energético argentino

5. Medio ambiente - Sustentabilidad

6. Sistemas y comunicaciones

7. Recursos humanos

8. Situación financiera

9. Resultados del ejercicio

10. Propuesta del Directorio Anexo – Código de Gobierno Societario

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1. Resumen del ejercicio y perspectivas para el futuro

A continuación, se presentan los principales hitos del ejercicio finalizado el 30 de abril de 2022:

Concesiones de áreas de hidrocarburos

Áreas de exploración: es de destacar el resultado obtenido en las áreas exploratorias recientemente adquiridas:

• Área Parva Negra Oeste: durante el ejercicio se perforaron dos pozos verticales. El primero se encuentra en etapa de ensayo de producción de gas prolongado y el segundo, que se perforó como vertical para obtener información, está a la espera del equipo para perforar la rama horizontal. Ambos pozos permitieron documentar las condiciones de Vaca Muerta en el área, las cuales alientan las perspectivas de un futuro desarrollo cercano. Sin perjuicio de ello, es necesario que se completen los trabajos de ensayo en el pozo mencionado y terminar de perforar y ensayar el segundo pozo, además de efectuar los estudios y evaluaciones pertinentes.

• Área Puesto Zúñiga: como consecuencia del resultado obtenido en la perforación del primer pozo y de los estudios finalizados en el área, la Sociedad solicitó la concesión de explotación. En el mes de marzo de 2022, mediante el Decreto N° 71/22, la provincia de Río Negro otorgó a Capex la Concesión de Explotación del área Puesto Zuñiga por un plazo de 25 años. El compromiso de inversión para el período 2022-2025 es de US$ 24,5 millones, de los cuales el 67% es compromiso firme y el resto contingente a resultados. Capex comenzará a operar el área mediante una UT con una participación del 90% Capex y 10% EDHIPSA. Se han construido las instalaciones necesarias, entrando el área en explotación comercial durante la última semana de mayo/22. Durante el mes de junio/22 se puso en producción el segundo pozo.

Áreas de explotación: En cuanto a las áreas de explotación operadas por la Sociedad, en el presente ejercicio se puede observar un incremento en las producciones del 11,5% en petróleo y del 6,4% en gas. Asimismo, se destaca un incremento de las reservas comprobadas de petróleo en un 67%, provenientes principalmente del área Pampa del Castillo, ubicada en la provincia del Chubut.

Impacto de la situación internacional / Conflicto Rusia - Ucrania

El conflicto entre Rusia y Ucrania ha incrementado los precios internacionales de los hidrocarburos y ha dejado de manifiesto la necesidad que tiene el mundo de fuentes alternativas de suministro de energía, lo que impulsa a Capex a acelerar el desarrollo de sus activos, alentados adicionalmente por los resultados obtenidos en las dos áreas exploratorias antes mencionadas. Por estas razones, la Sociedad se encuentra evaluando distintas alternativas para movilizar los proyectos de desarrollo en sus áreas hidrocarburiferas, así como también sus proyectos en el área de energías renovables.

Aprobación y pago de dividendos anticipados

Con fecha 23 de junio de 2022 el Directorio de la Sociedad aprobó la distribución de dividendos anticipados correspondiente a ganancias realizadas y líquidas del período intermedio cerrado al 31 de enero de 2022, por un total de $ 3.512.027.675 (valor en $), equivalente a $ 19,533 (valor en $) por cada acción clase “A” de VN $ 1 en circulación. El pago se hizo efectivo el 5 de julio de 2022, quedando sin cancelar la suma de $ 22.220,42 (valor en $), correspondientes a 1119 acciones que según informó Caja de Valores S.A. carecen de titular.

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Resumen resultados del ejercicio

Durante el ejercicio económico iniciado el 1º de mayo de 2021 y finalizado el 30 de abril de 2022, Capex y sus sociedades controladas continuaron desarrollando su plan de negocios en los segmentos de: I) Petróleo y Gas, II) Energía, mediante la generación de i) energía térmica, ii) energía eólica, y iii) energía a partir de hidrógeno, III) Procesamiento y Separación de Gases líquidos derivados del gas, y IV) Producción y Venta de Oxígeno.

Durante el presente ejercicio la Sociedad tuvo un resultado integral ganancia de millones de $ 2.263.9 (del cual una ganancia de millones de $ 2.294,6 corresponde a los propietarios de la Sociedad), que comparado con el ejercicio anterior cuyo resultado integral fue una pérdida de millones de $ 2.603,0 (del cual una pérdida de millones de $ 2.634,7 correspondía a los propietarios de la Sociedad), arroja una variación del 187%.

El resultado integral del presente ejercicio está compuesto por un resultado neto ganancia de millones de $ 4.703,0 y otros resultados integrales pérdida de millones de $ 2.439,1, mientras que en el ejercicio anterior el resultado integral estaba compuesto por un resultado neto pérdida de millones de $ 972,9 millones y otros resultados integrales pérdida de millones de $ 1.630,1.

El resultado operativo del presente ejercicio arrojó una ganancia de millones de $ 10.621,7, que comparado con el ejercicio anterior presenta un incremento del 744,8%.

En el segmento de petróleo y gas, durante el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2022, el resultado operativo se incrementó un 419% como consecuencia de: (i) un aumento de los precios y el volumen de petróleo vendido en el mercado local e internacional luego del impacto del COVID-19 que generó una fuerte retracción de la demanda de petróleo en los primeros meses del ejercicio finalizado al 30 de abril de 2021, y (ii) un mayor precio remunerado por el gas. Cabe aclarar, que al 30 de abril de 2021 se había registrado una desvalorización de los activos del segmento petróleo y gas por millones de $ 3.898 atribuibles al yacimiento Agua del Cajón, como consecuencia principalmente de la disminución del precio del gas durante dicho ejercicio.

Respecto del segmento de generación de energía térmica, los resultados operativos se incrementaron en un 58%. Esta variación se explica fundamentalmente por la mayor generación térmica durante el ejercicio como consecuencia de la gran sequía que atravesó el país y por ende la baja generación de energía hidráulica, lo que posibilitó el despacho de todas las turbinas de la central; asimismo durante los primeros meses del ejercicio anterior la CT ADC operó a ciclo abierto con la consiguiente disminución de la generación de energía, debido a la rotura de un transformador de la turbina de vapor 7.

En cuanto al segmento de generación de energía eólica, se ha visto afectado por una menor cantidad de GWh vendidos debido a las restricciones significativas al despacho de ambos parques (principalmente el PED II) dado la entrada en operación de un nuevo parque en la zona y la capacidad de transporte existente. El contrato de venta de energía correspondiente al PED II prevé una cláusula de “Toma o Pagar” con una compensación por los GW no despachados que mitiga parcialmente las restricciones del sistema.

Respecto de los Resultados Financieros, al 30 de abril de 2022 la cotización del dólar estadounidense alcanzó $ 115,31, un incremento con respecto al cierre del ejercicio anterior del 23,2%. Debido a que la Sociedad se encuentra endeudada en dicha moneda la apreciación del dólar afecta sus resultados financieros netos; no obstante, el hecho de que una gran proporción de sus ingresos y la mayor parte de su cartera de inversiones también estén denominados en dólares estadunidenses permite amortiguar las fluctuaciones del tipo de cambio en los resultados netos. Adicionalmente, la Sociedad ha efectuado durante el ejercicio recompras de sus Obligaciones Negociables Clase II, teniendo en cartera al 30 de abril de 2022 millones de US$ 61.154.000 a valor nominal, disminuyendo la deuda neta. Por otro lado, y de acuerdo con las normas contables vigentes, los presentes estados financieros incluyen el reconocimiento de los efectos de la inflación al inicio y al cierre del ejercicio, destacando que la variación del índice de

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Precios al Consumidor durante el presente ejercicio fue 58% en comparación con el ejercicio anterior del 46,3%.

Adicionalmente, se registraron en Otros Resultados Integrales sin imputación futura a resultados, los cuales impactan en la Reserva por revaluación de activos millones $ 2.439,1 (pérdida) en comparación con millones de $ 1.434,9 (pérdida) del ejercicio anterior, como consecuencia del efecto de la revaluación y de la aplicación del ajuste por inflación, neto del efecto impositivo, de aquellos bienes del rubro Propiedad, planta y equipo sobre los cuales se aplica la política de valores razonables.

A continuación, se muestra el EBITDA generado al 30 de abril de 2022 en comparación con el ejercicio anterior, donde se puede observar un incremento del 67,4%, siendo el segmento de petróleo y gas el de mayor aporte con un 66,6% y el de energía con un 23,7% en EBITDA total al 30 de abril de 2022.

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EBITDA 21/22 EBITDA 20/21
por segmento de negocio por segmento de negocio
Energía Energía
Renovable Renovable
LPG; 6,5% ; 3,1% LPG; 5,3% ; 7,9%
Energía
ADC; Energía
23,7% ADC; O&G;
O&G; 28,4% 58,4%
66,6%
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EBITDA
en millones de $
25.000,0
685,9
20.000,0 1.414,6
5.169,4
15.000,0
1.022,0
692,0
10.000,0
3.701,0
14.523,4
5.000,0
7.603,4
- 2021-2022 2020-2021
O&G Energía ADC LPG Energía Renovable
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Es intención de la Sociedad continuar con su estrategia de expansión a lo largo de toda la cadena de valor energética. En línea con esta estrategia, Capex continuará evaluando potenciales adquisiciones de activos hidrocarburíferos locales para incrementar sus niveles de producción y reservas.

Adicionalmente, es intención de la Sociedad y su subsidiaria Hychico alcanzar una mayor inserción en proyectos de energías renovables, para lo cual se encuentran realizando evaluaciones y estudios de factibilidad en potenciales proyectos locales.

Finalmente, como parte de su estrategia de crecimiento y diversificación, la Sociedad continúa evaluando proyectos de generación y otras líneas relacionadas con el sector energético.

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1.1 Hidrocarburos

1.1.1 Situación actual

Área Agua del Cajón – Provincia de Neuquén

La producción de gas promedio en el ejercicio fue de 0,96 millones m[3] /día, en tanto, la producción de petróleo promedio fue de 86 m[3] /día. Estos valores representan una disminución del 6,2% en gas y un incremento del 6,6% en petróleo, respecto del ejercicio anterior. En cuanto a las producciones promedio de propano, butano y gasolina del ejercicio, estas fueron de 50 t/día, 33 t/día y 60 m[3] /día, respectivamente. Estos valores representan un incremento del 13,1%,12,3% y 8,0%, respectivamente, en relación con el ejercicio anterior. Los valores totales producidos en el ejercicio de gas y petróleo fueron de 350,9 millones m[3] y 31,3 miles m[3] , respectivamente, mientras que las producciones totales de propano, butano y gasolina fueron de 18,4 miles ton, 11,9 miles ton y 21,9 miles m[3] , respectivamente. Al 30 de abril de 2022 la cantidad de pozos productivos eran 41 de petróleo y 267 gas.

Durante el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2022 la Sociedad ha destinado su producción de gas a la generación de energía eléctrica a través de la CT ADC. Durante este ejercicio se perforaron los pozos de petróleo/gas ADC-1042 y ADC-1043 y el pozo monitor SA.C-1268.

La estimación de reservas de hidrocarburos del área Agua del Cajón al 31 de diciembre de 2021 fue certificada por el auditor independiente, Lic. Héctor Alberto López, según los requerimientos establecidos en la Res. SEN 324/06 y Res. 69 E/2016 del Ministerio de Energía y Minería (“MINEM”) y teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión enero de 2052:

		Reservas	Reservas				Recursos
		Comprobadas			Probables	Posibles
Productos		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	3.152	1.133	4.285	125	265	16.066
Petróleo	Mbbl	1.164	1.421	2.585	3.082	5.623	48.866
	Mm3	185	226	411	490	894	7.769

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3

Durante este ejercicio las reservas comprobadas totales de petróleo y gas disminuyeron un 7,4 % y un 10,4% respectivamente.

Área Loma Negra – Provincia de Río Negro

La producción promedio en el mes de abril de 2022 fue de 184,3 m[3] /día de petróleo y 752,6 Mm[3] /día de gas, mientras que en el mes de abril de 2021 fue de 165,7 m[3] /día de petróleo y 603,4 Mm[3] /día de gas (gas a 9300 Kcal/m[3] ). Si comparamos las producciones del mes de abril de 2022 con las que tenía el área al momento del inicio de la operación de Capex en octubre de 2017 (62 m2/día de petróleo y 225 Mm Mm[3] /día de gas), el incremento es de 197,3% y 234,5%, para petróleo y gas, respectivamente.

A la fecha, el área cuenta con un total de 140 pozos perforados, de los cuales hoy en día solo 46 están activos (35 productores y 11 inyectores) y posee varios yacimientos en producción o temporalmente inactivos (Loma Negra, El Látigo Occidental, Cerro Solo, Anticlinal de María, Anticlinal Viejo, Anticlinal de María Occidental y Loma de María).

Respecto del plan de inversión desarrollado en este ejercicio, el Consorcio llevó adelante un programa de reparación de pozos productores e inyectores y un programa de perforación de 3 pozos de tight gas en el yacimiento Loma de María.

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La estimación de reservas de hidrocarburos del área Loma Negra al 31 de diciembre de 2021 fue certificada por el auditor independiente, Ing. José C. Estrada, según los requerimientos establecidos en la Res. SEN 324/06 y Res. 69 E/2016 del MINEM y teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión febrero 2034.

Hasta el Final de la Concesión

		Reservas	Reservas				Recursos
		Comprobadas			Probables	Posibles
Productos		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	1.436	753	2.189	135	-	-
Petróleo	Mbbl	2.271	1.107	3.378	214	-	-
	Mm3	361	176	537	34	-	-

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3

Durante el presente ejercicio las reservas comprobadas totales de petróleo disminuyeron un 5,3% y las de gas se incrementaron un 1,1% con respecto al año pasado.

Área La Yesera – Provincia de Río Negro

El yacimiento tiene 4 pozos perforados, de los cuales, actualmente, uno se encuentra en producción de petróleo y gas asociado. La producción promedio en el mes de abril de 2022 fue de 71,3 m[3] /día de petróleo y 62,4 Mm[3] /día de gas.

La estimación de reservas de hidrocarburos del área La Yesera al 31 de diciembre de 2021 fue certificada por el auditor independiente, Ing. José C. Estrada, según los requerimientos establecidos en la Res. SEN 324/06 y Res. 69 E/2016 del MINEM y teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión agosto 2037.

Hasta el Final de la Concesión

		Reservas	Reservas				Recursos
		Comprobadas			Probables	Posibles
Productos		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	164	48	212	-	-	364
Petróleo	Mbbl	1.157	635	1.792	-	-	4.692
	Mm3	184	101	285	-	-	746

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3

Durante este ejercicio las reservas comprobadas de petróleo disminuyeron un 14,7% respecto del año anterior, mientras que las de gas se mantuvieron en los mismos valores como consecuencia de la producción obtenida.

Actualmente, la Sociedad se encuentra perforando un pozo en el área y, dado que YPF decidió no participar en la perforación de dicho pozo, el porcentaje de participación de Capex en dicho proyecto es del 72,5%.

Área Pampa del Castillo – La Guitarra – Provincia de Chubut

La producción de petróleo en el mes de abril de 2022 fue de 762,5 m[3] /día. Si comparamos esta producción con la que tenía el área al momento del inicio de la operación en agosto de 2018 (557,2

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m[3] /día) representa un incremento del 36,9%. En el área hay 604 pozos perforados, de los cuales se encuentran activos 339 pozos (228 productores y 111 inyectores).

Durante este ejercicio se perforaron 21 pozos productores de petróleo y 2 pozos inyectores.

En el marco del Decreto Provincial N° 278/2021 de fecha 21 de abril de 2021 para la promoción de la industria hidrocarburífera en la provincia del Chubut, Capex, en su carácter de Operador del Área Pampa del Castillo, presentó el proyecto “Recuperación terciaria y mejora de eficiencia volumétrica de barrido Pampa del Castillo Sur”, el cual fue aprobado mediante el Decreto N° 33/2022 de fecha 29 de enero de 2022 e incorporado a dicho régimen de fomento, obteniéndose, en consecuencia, una alícuota del 6% para el pago de las regalías hidrocarburíferas (art. 59 Ley 17.319 y art. 68 de la Ley XVII N° 102) sobre la producción incremental de petróleo crudo proveniente de los pozos asociados al proyecto presentado hasta el mes de abril de 2031 inclusive.

La estimación de reservas de hidrocarburos del área Pampa del Castillo-La Guitarra al 31 de diciembre de 2021 fue certificada por el auditor independiente, Ing. José C. Estrada, según los requerimientos establecidos en la Res. SEN 324/2006 y Res. 69 E/2016 del MINEM y teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión octubre de 2026.

Hasta el Final de la Concesión

		Reservas	Reservas				Recursos
		Comprobadas			Probables	Posibles
Productos		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	19	11	30	3	-	-
Petróleo	Mbbl	6.082	3.982	10.064	780	-	-
	Mm3	967	633	1.600	124	-	-

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3

Las reservas comprobadas de petróleo al 31 de diciembre de 2021 hasta el fin de la concesión se disminuyeron un 10,4% respecto del informe presentado al 31 de diciembre de 2020, debido a la producción del ejercicio y el horizonte hasta el final de concesión.

La inversión comprometida en el Plan Trienal y el Plan Exploratorio es de US$ 129,6 millones hasta el 31 de octubre de 2026. Al 31 de diciembre de 2021 el total de inversiones fue de US$ 138,9 millones, superando en US$ 10 millones aproximadamente el compromiso asumido.

Para acceder automáticamente a una extensión de la concesión de explotación de 20 años adicionales se requiere que la UT efectué al 31 de octubre de 2026 inversiones adicionales al compromiso asumido para el Plan Trienal y el Plan Exploratorio por US$ 70 millones. En función de las inversiones efectuadas hasta el 31 de diciembre de 2021 y el nivel de inversiones llevado a cabo por la UT en los últimos años, con una inversión constante que supera los US$ 40 millones anuales es de esperar que se supere el monto de las inversiones requeridas para acceder a la extensión automática de la concesión por 20 años, es decir hasta el año 2046.

En función de lo mencionado, adicionalmente se han estimado las reservas hidrocarburíferas del área Pampa del Castillo-La Guitarra al 31 de diciembre de 2021, la cual fue certificada por el auditor independiente, Ing. José C. Estrada, según los requerimientos establecidos en la Res. SEN 324/2006 y Res. 69 E/2016 del MINEM hasta el año 2046:

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							Recursos
		Comprobadas			Probables	Posibles
Productos		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	42	33	75	13	11	-
Petróleo	Mbbl	14.618	10.768	25.386	3.208	3.472	-
	Mm3	2.324	1.712	4.036	510	552	-

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3

Las reservas comprobadas de petróleo teniendo como horizonte la extensión de la concesión al 31 de octubre de 2046, al 31 de diciembre de 2021 aumentaron en un 126,1% respecto del informe presentado al 31 de diciembre de 2020, debido a los resultados obtenidos en la campaña de perforación de pozos de estos años y a la extensión de la fecha de fin de la concesión por 20 años.

Área Bella Vista Oeste - Bloque I - Provincia de Chubut

La producción de petróleo al 30 de abril de 2022 fue de 224,7 m[3] /día que, comparada con el valor al momento de la toma del área de 87 m[3] /día, representa un incremento del 158,2%.

El área posee un total de 115 pozos perforados, de los cuales, 58 pozos están activos (45 productores y 13 inyectores).

Durante este ejercicio se perforaron 5 pozos productores de petróleo.

La estimación de reservas de hidrocarburos del área Bella Vista Oeste Bloque I al 31 de diciembre de 2021 fue certificada por la auditora independiente, Lic. 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 febrero de 2045. Hasta el Final de la Concesión:

		Reservas	Reservas				Recursos
		Comprobadas			Probables	Posibles
Productos		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Petróleo	Mbbl	3.371	4.566	7.937	176	-	-
	Mm3	536	726	1.262	28	-	-

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3

Las reservas comprobadas de petróleo al 31 de diciembre de 2021 se incrementaron un 10,0% respecto del año anterior debido a los buenos resultados obtenidos en las actividades de perforación y reparación realizadas.

Área Parva Negra Oeste – Provincia de Neuquén

Durante este ejercicio se perforaron los pozos verticales PNO.x-3 y PNO.x-2. El primero se encuentra en etapa de ensayo de producción prolongado y el segundo a la espera del equipo de perforación para perforar la rama horizontal. Se está cumpliendo con el cronograma de inversiones de acuerdo con lo programado.

Aún no se documentaron reservas en el área debido que la Sociedad posee un contrato de exploración.

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Área Puesto Zúñiga - Provincia de Río Negro

La Provincia de Río Negro en el mes de marzo de 2022 otorgó a la Sociedad mediante el Decreto Provincial N° 71/22, la Concesión de Explotación sobre el área bajo el marco normativo del artículo 27 y s.s. de la Ley N° 17.319 (la “Ley”), el Pliego de Bases y Condiciones del Concurso Público Nacional e Internacional N° 1/19, el Decreto 1154/20 y el Contrato suscripto entre la Provincia y la Sociedad para la Exploración y Eventual Explotación, Desarrollo, Transporte y Comercialización de Hidrocarburos del Área (el “Contrato”), por un plazo de 25 años conforme el art. 35 de la Ley y el art. 3.2.6 del Contrato. Siendo la inversión comprometida de US$ 16,5 millones y la inversión contingente de US$ 8 millones.

Durante este ejercicio se perforaron dos pozos: el pozo exploratorio PZ.x-2001 y el pozo PZ-2003; a la fecha, el primero se encuentra en producción y el segundo en etapa de terminación. El área cuenta con cuatro pozos perforados, de los cuales dos fueron perforados por Capex.

Capex construyó las instalaciones necesarias para poner en operación el área. Dichas instalaciones fueron puestas en operación durante los últimos días del mes de mayo del año 2022. El segundo pozo fue puesto en producción en el mes de junio 2022.

La estimación de reservas de hidrocarburos del área Puesto Zúñiga al 31 de diciembre de 2021 fue certificada por el auditor independiente, Lic. Héctor Alberto 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 marzo de 2047. Dado que era un área de exploración, éstas son las primeras reservas documentadas.

Hasta el Final de la Concesión

		Reservas	Reservas				Recursos
		Comprobadas			Probables	Posibles
Productos		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	211	419	630	351	174	-
Petróleo	Mbbl	327	603	930	446	220	-
	Mm3	52	96	148	71	35	-

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3

Consolidación de producciones

En el ejercicio 2021/22 la producción promedio de petróleo de las áreas operadas por Capex fue de 1.279,5 m[3] /día comparado con 1.148 m[3] /día del ejercicio 2020/21, representando un incremento del 11,5%. Para los mismos ejercicios, tomando las participaciones de Capex en las áreas operadas, la producción de petróleo fue de 1.079 m[3] /día y 938 m[3] /día respectivamente, representando un incremento de 15,0%.

Con respecto a la producción de gas, en el ejercicio 2021/22 la producción promedio de las áreas operadas por Capex fue de 1,84 millones m[3] /día comparado con 1,73 millones m[3] /día del ejercicio 2020/21, representando un incremento 6,4%. Para los mismos ejercicios, tomando las participaciones de Capex en las áreas operadas la producción se mantuvo en 1,3 millones m[3] /día.

Consolidación de reservas comprobadas

Con la finalidad de observar la evolución de las reservas comprobadas y el impacto de las adquisiciones de las áreas en éstas, las mismas se comparan en el siguiente cuadro, teniendo como horizonte el vencimiento de cada concesión y tomando como base las reservas auditadas al

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31 de diciembre de 2021 y 2020. Los valores se muestran teniendo en cuenta los porcentajes de participación de Capex en cada una de las áreas y referidos a dichas fechas.

Areas	Productos	Productos	Comprobadas	Comprobadas
			Total 31.12.21	Total 31.12.20
Agua del Cajón (100%)	Gas	MMm3 (1)	4.285	4.783
	Petróleo	Mbbl	2.585	2.793
		Mm3	411	444
Bella Vista Oeste (100%)	Petróleo	Mbbl	7.937	7.214
		Mm3	1.262	1.147
Loma Negra (37,5%)	Gas	MMm3 (1)	820	812
	Petróleo	Mbbl	1.264	1.337
		Mm3	201	213
La Yesera (37,5%)	Gas	MMm3 (1)	80	40
	Petróleo	Mbbl	672	394
		Mm3	107	63
Pampa del Castillo (95%) (2)	Gas	MMm3 (1)	71	43
	Petróleo	Mbbl	24.113	10.666
		Mm3	3.834	1.696
Puesto Zúñiga (90%)	Gas	MMm3 (1)	567	-
	Petróleo	Mbbl	836	-
		Mm3	133	-
**Total **	Gas	MMm3(1)	5.823	5.678
	Petróleo	Mbbl	37.407	22.404
		Mm3	5.948	3.562

(1) expresado en 9.300 Kcal por m[3 ]

(2) se consideraron las reservas comprobadas teniendo como horizonte la extensión de la concesión al 31 de octubre de 2046.

Con respecto a las reservas comprobadas de las áreas operadas, teniendo en cuenta la participación de la Sociedad en las mismas, se observa un incremento del 67% en las reservas comprobadas de petróleo y de 3% en las de gas.

A continuación, se presenta el gráfico de la evolución de reservas comprobadas de petróleo y gas en la participación de Capex de los últimos años.

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

1.1.2 Perspectivas para el futuro

Los lineamientos del plan de inversión para el próximo ejercicio son los siguientes:

• en el área Agua del Cajón, continuar con el plan de desarrollo “convencional” que contempla desarrollo de gas convencional, de “tight sand gas”, un plan de reparaciones y optimizaciones de pozos de gas y petróleo. La Sociedad continuará focalizando los recursos al desarrollo de nuevas reservas convencionales y no convencionales. En lo referente al desarrollo de recursos shale (roca madre) se continuará trabajando en su viabilidad técnico-económica previo a encarar la etapa de desarrollo. En el ejercicio que se inicia se perforará el primer pozo horizontal con objetivo Vaca Muerta.

• en el área Loma Negra, continuar con el desarrollo de los prospectos de petróleo y gas.

• en el área La Yesera actualmente hay un pozo en perforación. El Consorcio se focalizará en el desarrollo de reservas, principalmente de petróleo, en objetivos profundos.

• en el área Pampa del Castillo – La Guitarra, llevar a cabo la perforación de pozos de avanzada y pozos productores de primaria/secundaria de desarrollo, continuar con la campaña de reparaciones de pozos productores de petróleo y la adecuación de instalaciones de recuperación secundaria en baterías y plantas. Adicionalmente, avanzar con la implementación de proyectos de recuperación terciaria a través de la inyección de polímeros en las zonas más maduras.

• en el área Bella Vista Oeste – Bloque I, llevar a cabo la perforación de pozos de avanzada y pozos productores de primaria/secundaria de desarrollo, así como también llevar adelante la reparación de pozos productores de petróleo y adecuación de pozos inyectores.

-en el área Parva Negra Oeste, luego de la perforación del pozo horizontal y los ensayos prolongados, evaluar el desarrollo del área.

-en el área Puesto Zúñiga, continuar el desarrollo del área, ya en etapa de explotación, mediante la perforación de nuevos pozos.

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

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1.2 Energía Eléctrica

1.2.1 Situación actual

La Sociedad ha venido realizando los programas de mantenimiento técnico requeridos, lo que le ha permitido continuar con buenos niveles de disponibilidad y generación a lo largo de los años y cumplir con los compromisos de disponibilidad garantizada de potencia (DIGO) y el despacho requerido por CAMMESA.

En el ejercicio la CT ADC ha operado con gas de sus yacimientos, al que se le ha adicionado el gas redireccionado por CAMMESA. La generación bruta de energía eléctrica del presente ejercicio fue de 4.842 GWh, lo que representa un incremento del 44% respecto del ejercicio anterior.

Durante el presente ejercicio la gran sequía trajo aparejada una baja generación de energía hidráulica, y por lo tanto entraron en despacho todas las turbinas de la CT ADC. De acuerdo con los escenarios de generación futuros, se prevé que continuará la baja hidraulicidad en todas las cuencas y por lo tanto, se estima un despacho a pleno de las turbinas a gas. Por lo tanto, se previeron los mantenimientos programados de todos los equipos a fin de garantizar una alta disponibilidad de la CT ADC.

Adicionalmente, en el ejercicio 20-21 la CT ADC se vio afectada en el primer trimestre por una menor generación debido a la reparación del transformador de la Turbina a Vapor 7, la cual entró nuevamente en operación el 31 de julio de 2020. Durante el período mencionado la CT ADC operó a ciclo abierto.

1.2.2 Perspectivas para el futuro

Con fecha 21 de abril de 2022 la Secretaría de Energía publicó la Res 238/2022 la cual actualiza en un 30% aproximadamente, los valores remunerados por la potencia y energía a partir de la transacción de febrero de 2022. Adicionalmente, la mencionada resolución prevé un aumento del 10% adicional a partir de la transacción de junio de 2022.

La Sociedad evaluará las políticas definidas por el Gobierno Nacional, así como el cumplimiento de las resoluciones vigentes, y sobre esta base estructurará su estrategia de crecimiento y diversificación en el área energética con miras al mediano y largo plazo.

1.3 Energía Renovable

1.3.1 Situación actual

Parque Eólico Diadema I

En el segmento de generación de energía renovable, a través de la subsidiaria Hychico, el Parque Eólico Diadema I ha operado con un alto nivel de eficiencia, entregando la energía generada al sistema interconectado nacional en la localidad de Diadema. Los factores de capacidad con los que ha operado el PED I en los últimos ejercicios económicos fueron los siguientes:

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Ejercicio	2013/2014	2014/2015	2015/2016 (*)	2016/2017 ~~*~~	2017/2018	2018/2019	2019/2020	2020/2021 2021/2022
Energía [MWh]	28.849,20	28.083,70	25.506,60	~~()~~ 22.969,10	31.839,50	27.939,65	25.656,70	23.769,20 26.419,60
FC	52,30%	50,90%	46,10%	41,60%	57,50%	50.6%	46,50%	43,10% 47,90%

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

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

Parque Eólico Diadema II

A través de su subsidiaria E G WIND, el Parque Eólico Diadema II obtuvo su habilitación comercial por parte de CAMMESA el día 18 de septiembre de 2019, cumpliendo con los plazos estipulados en la licitación del programa RenovAr. 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”, la cual entró en vigencia el 19 de junio de 2020 al cumplirse los 30 meses de la adjudicación del contrato.

El desempeño alcanzado por el parque desde la puesta en marcha se refleja en las siguientes tablas:

Ejercicio 19/20

Mes	Oct/2019	Nov/2019	Nov/2019	Dic/2019	Dic/2019	Ene/2020	Ene/2020	Feb/2020	Feb/2020	Feb/2020	Mar/2020	Mar/2020	Abr//2020
FC	34,3%	39,0%		54,0%		51,4%		42,2%			33,7%		0,0%
Ejercicio 20/21
Mes	May/2020		Jun/2020		Jul/2020		Ago/2020		Sep/2020			Oct/2020
FC	14,0%		49,0%		32,1%		60,6%		60,4%			58,4%
Mes	Nov/2020		Dec/2020 Ene/2021				Feb/2021			Mar/2021			Abr/2021
FC	41,5%		39,2% 41,9%				33,0%			36,6%			43,3%
Ejercicio 21/22
Mes	May/2021		Jun/2021		Jul/2021		Ago/2021		Sep/2021			Oct/2021
FC	36,8%		45,2%		52,0%		39,0%		35,4%			34,2%
Mes	Nov /2021		Dec/2021 Ene/2022				Feb/2022			Mar/2022			Abr /2022
FC	33,9%		28,8% 35,6%				27,7%			37,5%			39,7%
Ejercicios 2020/2021 2021/2022 FC (Promedio) 42,5% 37,2%
Ejercicios	2020/2021		2021/2022
FC (Promedio)	42,5%		37,2%

Es importante destacar que tanto el PED I y el PED II se vieron afectados por un incendio ocurrido el 25 de marzo de 2020 en la Estación Transformadora Diadema, que conecta el parque con el SADI (Sistema Argentino de Interconexión), y como consecuencia, los mismos quedaron desconectados. Los trabajos de restablecimiento de conexión y análisis de causa raíz se vieron afectados por la situación del COVID-19 y las medidas de aislamiento social, preventivo y

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obligatorio establecidas por el Estado Nacional a través del Dec 297/2020. Este hecho fortuito se informó oportunamente tanto a la Secretaría de Energía de la Nación como a CAMMESA, presentando posteriormente los informes de perturbación correspondientes. El restablecimiento mediante una instalación provisoria de reconectadores de ambos parques se logró el día 22 de mayo de 2020, quedando CAMMESA y la Secretaría de Energía de la Nación debidamente notificadas. Actualmente, el sistema de celdas, monitoreo y control ha sido actualizado por equipos de última generación y la instalación definitiva en la Estación Transformadora Diadema se concluyó a fines de junio de 2021.

A partir de la entrada en operación comercial de un nuevo parque eólico correspondiente a RenovAr 1.0 en mayo de 2021 en la zona de Pampa del Castillo, se comenzaron a producir restricciones de despacho en general pero que afectaron más significativamente al PED II. El promedio del nivel de restricciones durante el ejercicio ha sido de un 5% y un 42% para el PED I y PED II, respectivamente. A partir del mes de noviembre 2021 dicho nivel se ubicó en un 7,5% y 58%, para el PED I y PED II, respectivamente. Como se mencionó anteriormente para el PED II el contrato con CAMMESA prevé una cláusula de “Tomar o pagar” a partir de junio de 2021, lo cual mitiga parcialmente las restricciones mencionadas.

Es de esperar que el nivel de restricciones observado en los últimos meses continúe hasta la construcción de la Estación Transformadora Comodoro Rivadavia Oeste 500/132 kV junto con sus obras auxiliares. El desarrollo de esta obra permitirá ampliar la capacidad de transporte eléctrico existente en la zona. Si bien la mencionada obra forma parte del Plan Federal de Transporte Eléctrico, por el momento no cuenta con fecha cierta de ejecución.

Hidrógeno y Oxígeno

Asimismo, junto con la operación de la Planta de Producción de Hidrógeno y Oxígeno, Hychico continúa desarrollando experiencia en la producción y almacenamiento de hidrógeno.

1.3.2 Perspectivas para el futuro

E G WIND continuará operando el Parque Eólico Diadema II mientras que Hychico operará, además del Parque Eólico Diadema I, la Planta de Hidrógeno y Oxígeno.

Como parte de su estrategia, es intención de Hychico contar con una plataforma de proyectos de generación de energía renovable local que permitan incrementar su capacidad instalada en este segmento de negocio. A tal fin, Hychico ha identificado diferentes locaciones viables para el desarrollo de proyectos de generación de energía eólica en la Argentina y a tal fin ha ejecutado los contratos necesarios con los superficiarios de dichas locaciones a fin de poder desarrollar estos proyectos en un futuro próximo. Asimismo, en la medida en que se generen las condiciones propicias en la Argentina, se continuará evaluando la factibilidad técnico-económica de producción de hidrogeno a partir de electrólisis de agua en la Patagonia con miras a su exportación a los mercados internacionales que ya hoy muestran sus necesidades futuras.

2. Reseña histórica

La Sociedad inició sus operaciones comerciales en el segmento de exploración y producción de hidrocarburos en la Provincia de Neuquén a través de la explotación del área 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

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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, ubicadas en la Provincia de Chubut.

2.1 Hidrocarburos

2.1.1 Área Agua del Cajón

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

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

Es importante destacar el incremento de la producción que ha logrado la Sociedad desde el momento en que tomó la operación del área Agua del Cajón. Al momento de la toma del área, la producción de gas era de 87 mil m3/día y la producción de petróleo era de 35 m3/día. Desde la toma de posesión del área hasta la fecha, las producciones alcanzaron picos de 3 millones de m3/día de gas y 200 m3/día de petróleo. Este incremento fue producto, principalmente, de la puesta en producción de nuevas formaciones, la optimización de los sistemas de extracción, la mayor eficiencia en la operación de los yacimientos, la captación del petróleo asociado a la producción de gas y al procesamiento del gas a través de la planta de separación de gases. Asimismo, y como resultado de los esfuerzos exploratorios y de desarrollo del área, se identificaron e incorporaron importantes reservas de gas natural y petróleo. Las producciones acumuladas de gas y petróleo alcanzaron 21,3 mil millones de m3 y 3,0 millones m3, respectivamente, al 30 de abril de 2022.

La Provincia de Neuquén emitió el Decreto 822/08 a través del cual autorizó a la Secretaría de Estado de Recursos Naturales, en su carácter de Autoridad de Aplicación, en el marco de la Ley 17.319, Ley 26.197 y legislación nacional y provincial vigentes en la materia, a renegociar la extensión de la concesión. Posteriormente, se dictó la Ley Provincial 2.615 que aprobó los parámetros y condiciones básicos para la renegociación de áreas provinciales. Como consecuencia de este proceso, en abril de 2009 la Provincia de Neuquén le otorgó a la Sociedad la extensión del plazo original de la concesión sobre el área Agua del Cajón por el término de diez años, es decir, hasta el 11 de enero de 2026. Con fecha 8 de mayo de 2009 la Provincia de Neuquén emitió el Decreto 773/09, que aprobó definitivamente el acuerdo mencionado.

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

• Canon: El pago a la Provincia de Neuquén de un canon de US$ 17 millones.

• Plan de trabajo de inversiones y erogaciones: Por un monto total estimado de millones de US$ 144 hasta el final de la concesión. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros, la Sociedad cumplió con la totalidad de los montos de inversión comprometidos.

• Canon extraordinario de producción: Desde junio de 2009 la Sociedad ha liquidado las regalías a la Provincia de Neuquén a una tasa del 15%, adicionando la tasa del 3% por este concepto.

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• Renta extraordinaria: Implica abonar un porcentaje adicional del canon extraordinario que oscila entre el 1% y el 3%, dependiendo del comportamiento del precio del petróleo crudo y del gas natural con relación a una escala de precios de referencia.

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

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

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

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 de Estímulo a las Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales. Dicha presentación incluyó la aprobación, por parte de la Autoridad de Aplicación Provincial (Ministerio de Energía y de Recursos Naturales de Neuquén – Resolución 12 del 29 de enero de 2018), de un plan de inversión de US$ 101,5 millones hasta el año 2021, el cual posibilitaría el desarrollo de la producción de gas natural proveniente de reservorios no convencionales. Dicho programa fue aprobado con fecha 4 de junio de 2018. La Sociedad cumplió con las inversiones comprometidas y el requisito de alcanzar una producción media anual de 500.000 m[3] /día, durante 12 meses consecutivos, antes del 31 de diciembre de 2019. 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. Este programa finalizó en diciembre de 2021.

Plan Gas 2020-2024 : 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 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 de la Cuenca Neuquina para el período base de 0,81 MM m3/día, con un precio por el volumen total ofertado de US$ 2,40/MMBTU,

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comprometiéndose a invertir US$ 22,84 millones bajo este programa durante 4 años. 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. Este plan abarca el gas de los yacimientos operados por Capex en la Cuenca Neuquina y la Sociedad viene cumpliendo con lo comprometido.

A continuación, se incluyen las producciones del área en los últimos 5 años:

	ADC	ADC	ADC	ADC	ADC
Producción petróleo en bbl Producción petróleo en m3 Producción gas (Miles de m3)	30/4/2022	30/4/2021	30/4/2020	30/4/2019	30/4/2018
	196.777 184.517 235.971 274.775 337.305 31.285 29.336 37.516 43.686 53.627 350.885 374.041 473.979 527.704 540.848

2.1.2 Área Loma Negra

El 31 de octubre de 2017 Capex adquirió de Chevron Argentina S.A. la participación del 37,5% de la concesión hidrocarburífera del área Loma Negra, ubicada en la provincia de Río Negro. El precio acordado fue de US$ 25,2 millones que, neto de ajustes establecidos en el acuerdo de compraventa, ascendió a un precio de compra total (incluidos los impuestos) de US$ 24,7 millones. Capex fue designado operador de ambas áreas.

Capex opera la Concesión Loma Negra desde el 1° de diciembre de 2017. El área se encuentra ubicada en la provincia de Río Negro, siendo la fecha de finalización de la concesión el 24 de febrero de 2034 (ver Extensión de Plazo de Concesión Loma Negra). Las participaciones sobre el área son las siguientes:

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

Extensión de Plazo de Concesión Loma Negra: con fecha 30 de marzo de 2021 se firmó el contrato de extensión del plazo de concesión del Área Loma Negra con la Provincia de Río Negro por 10 años, venciendo en consecuencia el 24 de febrero de 2034. El contrato de extensión de Loma Negra incluye un compromiso de inversión en firme para los concesionarios de US$ 27,4 millones, así como de inversiones contingentes sujetas a determinadas condiciones por US$ 8,2 millones.

A continuación, se indican las producciones desde la adquisición de Capex:

Loma Negra (100% de Producción)	Loma Negra (100% de Producción)	Loma Negra (100% de Producción)	Loma Negra (100% de Producción)	Loma Negra (100% de Producción)	Loma Negra (100% de Producción)
Producción petróleo en bbl Producción petróleo en m3 Producción gas (Miles de m3)	30/4/2022	30/4/2021	30/4/2020	30/4/2019	30/4/2018
	427.738 395.000 415.164 268.616 72.768 68.005 62.800 66.006 42.707 11.569 299.103 235.853 240.613 133.114 40.010

Al 30/04/2028 la producción corresponde al período noviembre 2017 a abril 2018.

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2.1.3 Área La Yesera

El 31 de octubre de 2017 Capex adquirió de Chevron Argentina S.A. el 18,75% del área La Yesera, ubicada en la Provincia de Río Negro.

Capex opera la Concesión La Yesera desde el 1° de diciembre de 2017.

Las participaciones iniciales eran las siguientes:

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

Área de explotación La Yesera - Acuerdo con San Jorge Energy S.A.: 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 poseía 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 ella 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 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.

Como consecuencia de esta adquisición, las nuevas participaciones son las siguientes:

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

Extensión de Concesiones La Yesera: con fecha 30 de marzo de 2021 se suscribió el contrato de extensión del plazo de concesión del área La Yesera por 10 años venciendo ahora la concesión el 4 de agosto de 2037. El contrato de extensión incluye un compromiso de inversión de US$ 6,9 millones, así como de inversiones contingentes sujetas a determinadas condiciones de US$ 18,5 millones. Capex tomo la participación de YPF en el periodo de extensión que va del 4 de agosto de 2027 al 4 de agosto del 2037, además de tomar el compromiso de inversión en el caso de que YPF decidiera no participar en la inversión comprometida y eventualmente la inversión contingente. Respecto del pozo que se encuentra actualmente en perforación, Capex asumió la inversión correspondiente, así como también tendrá la producción relacionada. Por esa razón tanto en el pozo perforado como en los 10 años de extensión Capex tiene el 72,5% de participación.

A continuación, se indican las producciones desde la adquisición de Capex:

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La Yesera (100% de Producción)	La Yesera (100% de Producción)	La Yesera (100% de Producción)	La Yesera (100% de Producción)	La Yesera (100% de Producción)	La Yesera (100% de Producción)
Producción petróleo en bbl Producción petróleo en m3 Producción gas (Miles de m3)	30/4/2022	30/4/2021	30/4/2020	30/4/2019	30/4/2018
	170.762 194.229 207.502 221.070 111.653 27.149 30.880 32.990 35.147 17.751 22.783 22.434 27.065 21.148 8.003

Al 30/04/2028 la producción corresponde al período noviembre 2017 a abril 2018.

2.1.4 Área Pampa del Castillo – La Guitarra

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

El 3 de octubre de 2017 Capex acordó con ENAP Sipetrol los términos y condiciones para la adquisición del 88% de la Concesión de Explotación Hidrocarburífera “Pampa del Castillo - La Guitarra”, por un precio de US$ 33 millones, el cual fue abonado por anticipado el 31 de julio de 2018 por US$ 28 millones. Se retuvieron US$ 5 millones en concepto de pasivos ambientales contingentes.

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

Capex y Petrominera se comprometieron a invertir en el área hasta el año 2021 la suma de US$ 108,4 millones, en proporción a sus participaciones y Capex, a su sola cuenta y riesgo, debió 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, esto es, prorrogar la extensión de la concesión por 20 años adicionales, operando el vencimiento en el año 2046.

La explotación del área se lleva a cabo mediante una UT cuyas participaciones son las siguientes, siendo Capex el operador del área desde el 1° de agosto de 2018:

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

Debido a la problemática suscitada por el COVID-19, la Sociedad efectuó una presentación ante Petrominera. solicitando la extensión de los plazos para la realización de las inversiones comprometidas. Esta solicitud fue aprobada y se suspendieron las obligaciones de inversión por un plazo de aproximadamente un año.

Planta de Polímeros Pampa del Castillo : en abril de 2021 se instaló una planta de hidratación e inyección de polímeros para realizar una “prueba piloto” en la zona de La Guitarrita. El objetivo de la inyección de polímeros es incrementar la viscosidad del agua inyectada hasta tratar de alcanzar la misma viscosidad del petróleo para mejorar la eficiencia volumétrica de barrido y, de esta forma, incrementar la producción de petróleo con el consiguiente aumento de factores de recuperación y reservas, disminuyendo la producción e inyección de agua y bajando así la huella de carbono.

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La zona donde se realiza la “prueba piloto” se consideraba marginal, con un muy alto porcentaje de agua. El objetivo es bajar el porcentaje del agua producida a través de la inyección de polímeros en los 12 pozos inyectores pertenecientes al proyecto.

A continuación, se indican las producciones del área desde la adquisición de Capex:

Pampa de Castillo (100% de Producción)	Pampa de Castillo (100% de Producción)	Pampa de Castillo (100% de Producción)	Pampa de Castillo (100% de Producción)	Pampa de Castillo (100% de Producción)
Producción petróleo en bbl Producción petróleo en m3	30/4/2022	30/4/2021	30/4/2020	30/4/2019
	1.724.219 1.574.497 1.683.861 1.042.083 274.129 250.325 267.713 165.678

Al 30 de abril de 2019 corresponde a la producción del período agosto 2018 a abril 2019.

2.1.5 Bella Vista Oeste Bloque I

El Yacimiento Bella Vista Oeste-Bloque I se encuentra ubicado en la zona norte de la Cuenca del Golfo San Jorge en la Provincia de Chubut y posee una superficie de aproximadamente 49,33 km2. Está localizado a unos 18 km al oeste de la ciudad de Comodoro Rivadavia. Geológicamente, se encuentra ubicado en el flanco norte de la Cuenca del Golfo San Jorge, cerca al área Pampa del Castillo – La Guitarra. Se trata de una típica cuenca intracratónica, de génesis extensiva desarrollada sobre un basamento constituido por un complejo de pórfidos cuarcíferos y tobas asociadas conocido como Grupo Lonco Trapial en su sector norte y como Grupo Bahía Laura en el sector sur. Las principales unidades productoras en el Área Bella Vista Oeste corresponden a la Formación (“Fm.”) El Trébol, la Fm. Comodoro Rivadavia y a la Fm. Mina del Carmen pertenecientes al Grupo Chubut. Los reservorios están constituidos por areniscas y areniscas tobáceas de origen fluvial separados entre ellos por limoarcilitas. La Fm. D129 es la principal roca generadora de hidrocarburos.

En el mes de mayo de 2019, Petrominera lanzó el llamado a Concurso Público Nacional e Internacional N° 2/19 con el objeto de adjudicar derechos exclusivos para la explotación, transporte y comercialización de hidrocarburos dentro del área Bella Vista Oeste Bloque I, en la Provincia de Chubut. La Sociedad participó del Concurso y el 2 de septiembre de 2019 fue aceptada su oferta económica. En octubre de 2019 la Sociedad suscribió con Petrominera un contrato de concesión de explotación por 25 años, sujeto a su aprobación por parte del Poder Ejecutivo y la Legislatura de la Provincia de Chubut. Está previsto en el contrato de concesión que Capex podrá solicitar prórrogas por plazos de 10 años de duración, en la medida que cumpla con sus obligaciones como concesionario, se encuentre produciendo hidrocarburos en el área y presente un plan de inversiones relativos al período de extensión.

Mediante el Decreto N° 14/20, el 6 de enero de 2020 el Poder Ejecutivo de la Provincia de Chubut aprobó el contrato y el 13 de enero de 2020 lo hizo la Legislatura mediante la Ley IX N° 148. En enero de 2020 Capex abonó a Petrominera el pago inicial de US$ 4,5 millones y abona trimestralmente durante el período de la concesión un bono variable de acuerdo con lo previsto en el acuerdo. La vigencia de la concesión fue a partir del 1° de febrero de 2020 y el plan de inversiones comprometido es de US$ 50,1 millones a efectuarse en 5 años.

Debido a la problemática suscitada por el COVID-19, la Sociedad efectuó una presentación ante Petrominera solicitando la extensión de los plazos para la realización de las inversiones comprometidas. Esta solicitud fue aprobada y se suspendieron las obligaciones de inversión por un plazo de aproximadamente un año.

A continuación, se indican las producciones del área desde la adquisición de Capex:

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Bella Vista Oeste-Bloque I (100% de Producción)	Bella Vista Oeste-Bloque I (100% de Producción)	Bella Vista Oeste-Bloque I (100% de Producción)	Bella Vista Oeste-Bloque I (100% de Producción)
Producción petróleo en bbl Producción petróleo en m3	30/4/2022	30/4/2021	30/4/2020
	415.284 288.098 63.879 66.025 45.804 10.156

Al 30 de abril de 2020 corresponde a la producción del período febrero a abril 2020.

2.1.6 Parva Negra Oeste

En el marco del Plan Exploratorio Neuquén, Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP) lanzó el 7° llamado para presentar ofertas para la exploración, desarrollo y eventual explotación de una serie de áreas hidrocarburíferas. El 25 de julio de 2019 la Sociedad presentó una oferta por el área Parva Negra Oeste, la cual resultó adjudicada. Con fecha 5 de noviembre de 2019 la Sociedad y GyP suscribieron un contrato para la exploración, desarrollo y producción del área, por un período de 4 años (prorrogable por 4 años) finalizando en 2027, con una inversión aproximada de US$ 19 millones a realizarse dentro del primer período de exploración. Las condiciones de adjudicación contemplaron un pago de derecho de acceso al área a favor de la Provincia del Neuquén por US$ 5,5 millones.

El contrato suscripto por la Sociedad y GyP prevé, en caso de descubrirse hidrocarburos comercialmente explotables y cumplidas ciertas condiciones, que GyP solicite una Concesión de Explotación No Convencional de 35 años sobre el área.

Dicho contrato contempla las siguientes participaciones:

Socios	Participación
Capex S.A.	90,00%
Gas y Petróleo del Neuquén S.A.	10,00%

El área Parva Negra Oeste se encuentra ubicada aproximadamente a unos 200 km al NO de la capital de la provincia del Neuquén y se accede a ella a través de la ruta provincial No. 7 y luego por un camino secundario. Posee una superficie de 143 km2 de extensión.

Desde el punto de vista geológico, el subsuelo del área comprende parte del faldeo nororiental conocido como “Dorso de los Chihuídos” y la sección noroccidental denominada “Bajo de Añelo”.

El área Parva Negra Oeste se encuentra en una posición privilegiada para explotar los recursos no convencionales tipo Shale Gas de Vaca Muerta. Sin perjuicio de ello, tiene otras formaciones de interés prospectivo.

2.1.7 Puesto Zúñiga ,

El área Puesto Zúñiga se encuentra ubicada aproximadamente a unos 600 km al NO de la capital de la provincia de Río Negro, entre las áreas La Yesera y Loma Negra. Posee una superficie de 81 km2 de extensión. Desde el punto de vista geológico el área se encuentra ubicada en una región mixta por la transición de la dorsal de Huíncul y del engolfamiento de la Cuenca Neuquina. El potencial del área se ubica en las formaciones del Precuyano y Grupo Cuyo.

En el mes de noviembre de 2019, la Secretaría de Energía del Gobierno de Río 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. La Sociedad participó del Concurso presentando

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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 y la Subsecretaría de Hidrocarburos de la Provincia aprobaron la calificación de Capex y le preadjudicaron el área. Finalmente, con fecha 14 de octubre de 2020, la Provincia notificó a CAPEX el Decreto 1154/20 por el cual le adjudicaba el Permiso de Exploración sobre el Área Puesto Zúñiga por el plazo de 3 años contados desde la publicación del mencionado decreto. El contrato de exploración se suscribió en noviembre de 2020 y, finalmente, CAPEX tomó posesión del área el 17 de diciembre de 2020.

El plan de trabajo exploratorio contemplaba durante el primer período de exploración la perforación de 1 pozo vertical de, por lo menos, 3800 m. de profundidad y el reproceso sísmico de 150 km2 por un monto total de aproximadamente US$ 7,1 millones.

Como se indicó en la sección 1.1.1 con fecha 7 de marzo 2022, la Sociedad fue notificada del Decreto Provincial N° 71/22 de la Provincia de Río Negro, a través del cual le otorga una Concesión de Explotación sobre el Área por un plazo de 25 años conforme el art. 35 de la Ley y el art. 3.2.6 del Contrato de Explotación. Siendo la inversión comprometida de US$ 16,5 millones y la inversión contingente de US$ 8 millones, Capex comenzará a operar el área mediante una UT (en trámite de constitución) con las siguientes participaciones:

Socios	Participación
Capex S.A.	90,00%
EDHIPSA	10,00%

2.1.8 Áreas donde Capex tuvo participaciones en el pasado

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

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

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

2.2 Energía Eléctrica

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

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

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

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

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

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

	30/04/2022	30/04/2021	30/04/2020	30/04/2019	30/04/2018
Potencia generada MW	4.842.000	3.386.565	3.589.280	4.783.718	4.325.789
Potencia nominal MW	5.886.720	5.886.720	5.886.720	5.886.720	5.886.720
Factor de Carga	82,3%	57,5%	61,0%	81,3%	73,5%

2.3 GLP

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

2.4 Energías Renovables

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

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A partir del inicio de actividades de Hychico, año 2006, se trabajó en dos nuevos proyectos relacionados con la instalación de un parque eólico que suministrara energía eólica al sistema interconectado nacional (PED) y con el diseño y puesta en operación de una planta de producción de hidrógeno a partir de la electrólisis del agua, ambos localizados en la patagonia argentina. Posteriormente, en el año 2017 se comenzó con el desarrollo de un segundo parque eólico (PED II) que finalizó en el año 2019.

Parques Eólicos

Parque Eólico Diadema I

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

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

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

En su análisis económico y financiero, Hychico ha considerado el retorno del parque eólico y la obtención de los certificados por reducción de gases de efecto invernadero (CERs) en el marco del mecanismo para un desarrollo limpio (MDL). En ese sentido, Hychico ha confeccionado y presentado ante la OAMDL (Oficina Argentina del Mecanismo para un Desarrollo Limpio) el PDD ( Project Design Document ) y ha obtenido la aprobación por parte de ese organismo con efecto retroactivo al mes de julio de 2012.

Asimismo, se debe tener en cuenta que la metodología de MDL está siendo desplazada en la actualidad por la de los “Verified Carbon Standards” (VCS) y que los mercados de compra-venta de bonos de carbono no están activos, por lo que las expectativas de venta son bajas y a precios muy por debajo de lo que fueron en sus inicios. Ello debido, principalmente, a los escasos acuerdos alcanzados en las últimas Conferencias de la Partes (COPs), y por ende poco compromiso de mitigación e intercambio de bonos por tiempo de corrección, demostrando muy poco interés por parte de la industria.

Parque Eólico Diadema II

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

El Parque Eólico Diadema II 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

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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.

Planta de Hidrógeno y Oxígeno

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

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

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

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

3. Contexto macroeconómico

La actividad económica argentina se ha recuperado más rápido de lo esperado, con un incremento del 10,3% del PBI en 2021, luego de una caída de 9,9% en 2020 en el marco de la crisis desatada por el COVID-19. A fines de 2021, la economía superaba en un 5% el nivel de actividad anterior a la pandemia. El déficit fiscal se redujo con respecto a 2020, principalmente como consecuencia de la reducción del gasto relacionado con el COVID-19 y de ingresos extraordinarios, como los provenientes del impuesto a las grandes fortunas, así como de una mayor recaudación proveniente de los derechos de exportación, en un contexto de suba internacional de precios de los commodities. Sin embargo, la economía argentina sigue mostrando desbalances macroeconómicos.

Como fuera mencionado, la actividad económica registró un aumento respecto del mismo período del año anterior, principalmente debido a la recuperación a los niveles pre-pandemia, aumentando el consumo privado, público e inversión en un 9,8%, 6,7% y 41,9%, respectivamente. La recuperación de la actividad alcanzó a 15 de los 16 sectores identificados de la economía, siendo los más dinámicos construcción (+37,1%), industria manufacturera (+18,6%), comercio mayorista, minorista y reparaciones (+15,5%) y actividades inmobiliarias, empresariales y de alquiler (+9,3%). Dichas subas fueron parcialmente compensadas por importaciones netas de bienes y servicios, en contraste a exportaciones netas del mismo período en 2020.

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El Índice de Costo de Vida Nacional publicado por el INDEC mostró una variación en el año 2021 del 50,9%. Las mayores variaciones se registraron en los rubros de restaurantes y hoteles (+65,4%), prendas de vestir y calzado (+64,6%) y transporte (+57,6%). Los rubros afectados en menor medida fueron vivienda, agua, electricidad y otros combustibles (+28,3%), comunicación (+35,8%) y bienes y servicios varios (+38,8%). Asimismo, los salarios medidos por el registro de Remuneración Imponible Promedio de los Trabajadores Estables (RIPTE) tuvieron un incremento interanual del 53,4% a diciembre de 2021, respecto del mismo mes del 2020. La inflación registrada en el período mayo 2021 – abril 2022 ascendió al 58,0%.

El resultado fiscal del Sector Público No Financiero acumuló un déficit primario y financiero de 3,2% y 4,8% en relación con el PBI, respectivamente. La variación anual del total de los recursos tributarios, medidos en pesos según cifras publicadas por la AFIP, cerró con un incremento interanual del 64,5%. Asimismo, los gastos primarios registrados en el 2021 por el Tesoro Nacional mostraron una variación interanual del 49,6%.

En lo que se refiere a la situación financiera, la cotización del US$ mayorista BCRA Res. A3500 cerró al 31 de diciembre de 2021 en $102,75 / US$, acumulando un aumento del 22,1% respecto del cierre de 2020. Al 30 de abril de 2022 la cotización del US$ alcanzó los $ 115,31. / US$, representando una variación interanual del 23,2%. En cuanto al esquema cambiario y monetario, siguen vigentes las medidas que viene estableciendo el BCRA desde el año 2019 para el acceso al mercado de cambios, incluyendo plazos máximos para ingresar y liquidar operaciones de exportación y limitaciones sobre la adquisición de moneda extranjera, restringiendo además en el acceso al mercado de cambios a los residentes con activos líquidos en el exterior.

Luego de la reestructuración de la deuda privada en 2020, a comienzos de 2022 se alcanzó un acuerdo con el Fondo Monetario Internacional por un nuevo Programa de Facilidades Extendidas. Con una duración de 30 meses y cuatro años y medio de gracia, este programa permitirá al país posponer sus vencimientos con el organismo y fortalecer sus reservas en el corto plazo. Dentro de los compromisos asumidos, se encuentra la consolidación fiscal gradual -alcanzando el equilibrio en 2025- junto con la reducción del financiamiento monetario del déficit.

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, la Sociedad ha logrado despachar energía eléctrica generada en la Central Térmica de Agua del Cajón utilizando el gas producido en su yacimiento.

La Gerencia de la Sociedad continúa 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.

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4. Mercado energético argentino

Matriz energética argentina

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

El siguiente gráfico muestra las participaciones al 31 de diciembre de 2020, ya que no hay datos oficiales disponibles al 31 de diciembre de 2021:

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Matriz Energética Argentina 2020
Alcoholes y
aceites
Vegetales Renovables Energía
Otros Primarios 2,1% 1,5% Hidráulica
3,4% 3,7% Energía Nuclear
3,9%
Carbón Mineral
1,2%
Petróleo
29,5%
Gas Natural
54,7%
----- End of picture text -----

Fuente: Secretaría de Energía (SE)

En el año 2021, el 9,0 % del total de energía generada del país corresponde a la generación de energía renovable (incluyendo la generación hidroeléctrica menor o igual a 50 MW). Los siguientes cuadros muestran su evolución en los últimos 9 años, y la composición de la misma en el año 2021:

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Evolución de Generación energías renovables

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

14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Biogas 108 103 84 58 64 147 256 305 304
Solar 15 16 15 14 16 109 800 1344 1344
Hidro ≤ 50 MW 1376 1543 1713 1820 1696 1431 1462 1257 1256
Eólica 447 613 593 547 616 1444 4996 9406 9411
Biomasa 134 114 155 193 243 241 299 419 421
Biodiesel 2 0 0 1 0 0 0 0 0
Fuente: SE
GWh
----- End of picture text -----

Generación Renovable año 2021

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

Solar Biogás Biomasa
2% 3%
11%
Hidro ≤ 50 MW
10%
Eólica
74%
Biomasa Eólica Hidro ≤ 50 MW Solar Biogás
----- End of picture text -----

Fuente: SE

4.1 Mercado eléctrico

Durante el año 2021 se registró un aumento del 5,7% en la energía generada en el país, alcanzando un volumen de energía eléctrica generada de 141.793 GWh respecto de 134.171 GWh generados en el año 2020 debido fundamentalmente a la recuperación post-cuarentena.

La generación térmica continuó siendo el principal recurso para abastecer la demanda, aportando un volumen de energía de 90.073 GWh (63,5%), seguido por la generación hidroeléctrica que aportó 24.116 GWh (17,0%), la generación fotovoltaica y eólica con 17.435 GWh (12,3%) y la nuclear con 10.170 GWh (7,2%).

La generación térmica y la hidroeléctrica en el año 2021 fueron un 9,4% mayor y un 17,1% menor, respectivamente, a la registrada en el año 2020. Las sequías en las principales cuencas

==> picture [85 x 65] intentionally omitted <==

registradas en el 2021 afectaron la generación hidroeléctrica. Las generaciones renovable y nuclear registraron aumentos del 36,9 % y el 1,6%, respectivamente, comparado con el año 2020, debido a las habilitaciones comerciales de los PPA bajo RenovAr, MAT ER y Res. SEE N° 287/17. Asimismo, se registraron importaciones por 819 GWh (32,0% inferiores al 2020).

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

==> picture [452 x 190] intentionally omitted <==

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

Generación eléctrica por tipo de generación
160.000
140.000
120.000
100.000
80.000
60.000
40.000
20.000
-
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Térmica Hidroeléctrica Nuclear Renovable Importación
GWh
----- End of picture text -----

Fuente: CAMMESA

Cabe destacar que durante el año 2021 el parque de generación registró un aumento de su capacidad instalada respecto del año anterior, alcanzando un total de 42.989 MW. El incremento se debe principalmente a las habilitaciones comerciales de unidades renovables por 1.001 MW.

El siguiente cuadro muestra la capacidad instalada en Argentina a diciembre del 2021:

==> picture [387 x 241] intentionally omitted <==

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

CAPACIDAD INSTALADA 2021
(MW)
Hidroeléctrica;
11.345 ; 26%
Térmico; 25.398
; 59%
Renovable;
4.491 ; 11%
Nuclear; 1.755
; 4%
----- End of picture text -----

==> picture [385 x 15] intentionally omitted <==

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

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

Respecto del abastecimiento de combustibles para el sector eléctrico, a partir del 30 de diciembre de 2019 por la Res MDP N° 12/19, la gestión comercial y provisión de combustible

==> picture [85 x 65] intentionally omitted <==

quedaron nuevamente centralizados en CAMMESA, excepto para los generadores con contratos en Energía Plus y bajo la Res. SEE N° 287/17.

Satisfacer una demanda creciente requería incorporar más generación para garantizar el abastecimiento de energía eléctrica, por lo que se recurrió a un mix de energía térmica y en menor medida, renovable. Por esto, el año 2021 cerró con aumentos de combustibles, donde el gas natural tuvo un aumento del 0,4%, el fuel oil en 29.2% y el gas oil en 137,7%.

Fue notorio el aumento en combustibles líquidos dada la necesidad de satisfacer las centrales térmicas sumado a una insuficiencia del Plan Gas para cubrir la demanda de gas natural y a una disminución en la entrega del gas proveniente de Bolivia, la cual se redujo en un 53.1% respecto del año 2020.

==> picture [379 x 309] intentionally omitted <==

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

Participación por combustible
en equivalente gas diario
(en Mm3/d y %) Año 2021
Fuel Oil; 2,06
; 4%
Carbón M /
Gasoil; 5,54 ;
BioDiesel;
10%
2,37 ; 4%
Gas Natural;
44,79 ; 82%
Fuente: CAMMESA
----- End of picture text -----

Marco Regulatorio – Principales tópicos

Esquema de remuneración vigente para el Mercado de Generación Eléctrica aplicable a la Central Térmica ADC

Resoluciones 31/2020, 440/2021 y 238/2022 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 exSecretaría 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

==> picture [85 x 65] intentionally omitted <==

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.

Con fecha 19 de mayo de 2021, la Secretaría de Energía mediante la Res 440/2021 estableció un incremento retroactivo a la transacción de febrero 2021 para los valores remunerados a la potencia y a la energía de los Generadores Habilitados Térmicos (GHT) de un 29% aproximadamente respecto de la Res 31/2020.

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 de cualquier reclamo administrativo o proceso judicial en curso planteados contra el Estado Nacional, la Secretaría de Energía y/o CAMMESA relacionados con el 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.

Con fecha 21 de abril de 2022 la Secretaría de Energía publicó la Res 238/2022 la cual actualiza en un 30% aproximadamente los valores remunerados por la potencia y energía a partir de la transacción de febrero de 2022, sumando un 10% adicional a partir de la transacción de junio de 2022.

Los valores fijados ajustados a partir de la Res 440/2021 y la Res 238/2022 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 (de febrero 2020 a enero 2021)	Res 440/2021(de febrero 2021 a enero 2022)	Res 238/2022	Res 238/2022
			De febrero a mayo 2022	A partir de junio 2022
	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]
CCgrande P > 150 MW	100.650	129.839	168.791	185.670

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 (de febrero 2020 a enero 2021)	Res 440/2021(de febrero 2021 a enero 2022)	Res 238/2022	Res 238/2022
			De febrero a mayo 2022	A partir de junio 2022
	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]
Dic – Ene – Feb – Jun – J–l - Ago	360.000	464.400	603.720	664.092
Mar – Abr – May – Sep – O–t - Nov	270.000	348.300	452.790	498.069

La remuneración mensual de potencia de un generador habilitado térmico (GHT) será proporcional a la disponibilidad mensual, al factor kFM (horas del mes que fuera mantenimiento acordado/ horas del mes) 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.

==> picture [85 x 65] intentionally omitted <==

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: el precio variable no combustibles, por tipo de combustible consumido por la unidad generadora, es el siguiente:

Tecnología/Escala	Res 31/2020 (de febrero 2020 a enero 2021)	Res 440/2021(de febrero 2021 a enero 2022)	Res 238/2022	Res 238/2022
			De febrero a mayo 2022	A partir de junio 2022
	Gas Natural [$/MWh]	Gas Natural [$/MWh]	Gas Natural [$/MWh]	Gas Natural [$/MWh]
CCgrande P > 150 MW	240	310	403	443

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, para cualquier tipo de combustible, valorizada a:

	Res 31/2020 (de febrero 2020 a enero 2021)	Res 440/2021(de febrero 2021 a enero 2022)	Res 238/2022	Res 238/2022
			De febrero a mayo 2022	A partir de junio 2022
	[$/MWh]	[$/MWh]	[$/MWh]	[$/MWh]
Energía operada	84	108	140	154

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

iii) Remuneración disponibilidad de potencia en horas de alto requerimiento

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

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

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

Los GHT recibirán 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), la siguiente remuneración:

Res 31/2020 (de febrero 2020 a enero 2021)	Res 440/2021(de febrero 2021 a enero 2022)	Res 238/2022	Res 238/2022
		De febrero a mayo 2022	A partir de junio 2022
[$/MW]	[$/MW]	[$/MW]	[$/MW]
37.500	48.375	62.888	69.176

Para la determinación total de la remuneración de disponibilidad de potencia, al valor definido por MW se le aplica la siguiente tabla:

	Verano	Otoño	Invierno	Primavera
HMRT-1(Primeras 25 hs del mes)	1,2	0,2	1,2	0,2
HMRT-2(Segundas 25 hs del mes)	0,6	0,0	0,6	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.

La Res. N°1037/21 de la Secretaría de Energía, publicada en el Boletín Oficial el 2 de noviembre del 2021, creó la Cuenta Exportaciones como parte del Fondo de Estabilización, fondeada con los ingresos provenientes de la exportación de energía, los cuales serán destinados al financiamiento de obras de infraestructura energética y asignados según lo establezca oportunamente la Secretaría de Energía. También establece un reconocimiento adicional y transitorio en la remuneración a los Generadores comprendidos en la Res. Nº 440/21, que abarcará las transacciones económicas comprendidas entre septiembre 2021 y febrero 2022 inclusive.

Posteriormente, el 10 de noviembre de 2021 se publicó la Nota NO-2021-108163338-APNSE#MEC de la SEN, mediante la cual se instruye a CAMMESA a considerar en el cálculo de las transacciones económicas, un Factor de Utilización constante e igual al 70% para la determinación de la Remuneración de la Disponibilidad de Potencia. Asimismo, establece que se reconocerá un monto adicional de 1000 $/MWh exportado en el mes, el cual será asignado en forma proporcional a la energía generada mensual de cada Generador alcanzado.

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

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Concepto	Res. SEN	Res. SEN	Res. SEN	Res. SEN 22/16(4)
	95/13(1)	529/14(2)	482/15(3)
		U$S	/MWh
Remuneración Costos Fijos	5,5	4,7	5,1	5,6
Remuneración Costos Variables	3,4	3,2	3,4	3,1
Remuneración Adicional Directa	1,3	1,1	1,2	0,8
Remuneración Adicional Fideicomiso	0,9	0,8	0,8	0,5
~~(*)~~ Remuneración Mantenimientos No Recurrentes	-	2,5	2,5	2,6
Total	11,1	12,3	13,0	12,6

• (*) Este concepto se acumula en un Fondo, que aún las generadoras no han percibido.

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

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

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

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

==> picture [376 x 221] intentionally omitted <==

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Evolución Remuneración Energía
2013 al 2016
14,0
12,0
10,0
Mant. No Recurrentes
8,0
Adicional Fondo
6,0
Adicional Directa
4,0
Costos Variables
2,0
Costos Fijos
0,0
2013 2014 2015 2016
Años
U$S / MWh
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Fuente: CAMMESA en pesos, convertida a US$ al tipo de cambio promedio anual para su comparación

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

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	Concepto	Concepto					Res SEN 238/22 (5)
			Res SEN	Res SEN	Res SEN	Res SEN
			19/17 (1)	1/19 (2)	31/20 (3)	440/21 (4)
	Remuneración de Disponibilidad de Potencia (DIGO)	U$S/MW mes	7.000	6.250	4.330	4.208 4.817
	Remuneración de Energía Generada	U$S/MWh	7,00	5,40	3,30	3,21 3,68

• (1) Vigente desde febrero 2017 a febrero 2019.

• (2) Vigente desde marzo 2019 a enero 2020.

• (3) Vigente desde febrero de 2020. Remuneración en pesos convertida a U$S al tipo de cambio promedio del período feb/20 a ene/21 para su comparación.

• (4) Vigente desde mayo de 2021, retroactivo a febrero 2021. Remuneración en pesos convertida a U$S al tipo de cambio promedio del período feb/21 a ene/22 para su comparación.

• (5) Vigente desde mayo de 2022, retroactivo a febrero 2022. Remuneración en pesos convertida a U$S al tipo de cambio promedio del período feb/22 a abr/22 para su comparación.

==> picture [377 x 203] intentionally omitted <==

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Evolución Remuneración de Energia y Potencia
2017 al 2022
8.000 8,00
7.000 7,00
6.000 6,00
5.000 5,00
4.000 4,00
3.000 3,00
2.000 2,00
1.000 1,00
- 0,00
Res SEN 19/17 Res SEN 1/19 Res SEN 31/20 Res SEN Res SEN
440/21 238/22
Remuneración de Disponibilidad de Potencia (DIGO)
Remuneración de Energía Generada
U$S/MWh
U$S/MWmes
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Adicionalmente, el siguiente gráfico muestra el costo promedio anual en dólares de la generación de 1 MWh en el sistema eléctrico. Dicho costo incluye, además del precio de la energía, el cargo por potencia, el costo de generación con combustibles líquidos y otros conceptos.

==> picture [85 x 65] intentionally omitted <==

==> picture [397 x 250] intentionally omitted <==

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Costo Monómico
2013 - 2021
80,0
70,0
60,0 Otros conceptos
50,0
Sobrecostos
40,0 Combustibles
Contratos MEM
30,0
Sobrecostos Transp
20,0
Desp
10,0 Precio Energía
0,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Años
U$S/MWh
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Fuente: CAMMESA en pesos, convertida a US$ al tipo de cambio promedio anual para su comparación

Energías renovables

Esquema de remuneración vigente para el Parque Eólico Diadema I

Resolución Secretaría de Energía N° 108/2011

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 Sr. Ministro de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios así lo determinara.

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

• Vigencia: hasta quince (15) años, siendo factible una prolongación de este plazo en hasta 18 meses, otorgables por la Secretaría de Energía, o hasta el cumplimiento del volumen comprometido, lo que suceda primero.

• 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.

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• 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.

• Los excedentes de energía en cada hora por encima de la potencia contratada serán comercializados en el mercado SPOT o a través de contratos con Agentes del MEM y no serán contabilizados a los efectos del cálculo de la energía Contratada.

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 N° 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 N° 108/2011 conforme fueron establecidos oportunamente.

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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Esquema de remuneración vigente para el Parque Eólico Diadema II

Resolución Secretaría de Gobierno de Energía N° 488/2017

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.

Bajo esta normativa EG WIND suscribió un contrato con CAMMESA de fecha 4 de junio 2018 con las siguientes características.

• Plazo: veinte (20) años desde la Habilitación Comercial con opción de extender si no se cumple con la Energía Contratada

• Parte vendedora: P.E DIADEMA II – E.G WIND

• Parte compradora: CAMMESA

• Remuneración = Precio Adjudicado * Factor de Incentivo + Tributos + Incrementos Fiscales Trasladables.

• Cláusula “Toma o Paga” (ToP). Debido a que no se concluyeron las obras del Sistema de Transporte Ampliado y existe una limitación a la inyección de energía, CAMMESA – hasta tanto ello no ocurra – se obliga a pagar el Precio Adjudicado por el P50 de la energía restringida durante las horas que operó la restricción.

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.

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Decreto 531/2016 – Reglamentación de la “Ley de Renovables”

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.

Resolución SE E-275/2017

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.

Resolución E-281/2017 – Mercado a término de Energía Renovable “MATER”

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.

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Resolución 230/2019, Resolución 551/2021 y Resolución 1260/2021. Readecuación de proyectos renovables y cambios en el mantenimiento de la prioridad de despacho.

Con fecha 30 de abril de 2019 se dictó la Res N° 230/2019 de la Secretaría de Gobierno de Energía, a través de la cual se modificó el Anexo I de la Res N° 281/2017 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.

Esta Resolución fue modificada por la Resolución N° 551/2021 que actualizó las condiciones para el mantenimiento de la prioridad de despacho otorgada, las formas de demostrar el avance de la construcción del proyecto y los valores establecidos para establecer la prioridad de despacho hasta obtener la habilitación comercial. Se puede prorrogar la prioridad de despacho por un plazo de 180 días demostrando el avance de un 60% del proyecto, abonando la suma de US$ 1.500 por megavatio de manera trimestral (en caso de modificación del sitio del proyecto), US$ 1.500 por megavatio por cada treinta días de prórroga solicitados o por 360 días adicionales, abonando la suma de US$ 4.500 por megavatio por cada treinta días de prórroga solicitados.

Asimismo, la Res N° 551/2021 instruye al OED a invitar a los proyectos que cuenten con prioridad de despacho asignada – y que aún no lograron la habilitación comercial - a optar por readaptarse o abandonar el régimen.

En línea con la Res N° 551/2021, la Res N° 1260/2021 publicada el 29 de diciembre 2021 estableció que los proyectos adjudicados con prioridad de despacho asignada bajo cualquier esquema normativo (Rondas 1, 1.5, 2 y 3 del Programa RenovAr, o que fueron habilitados a solicitar su incorporación al Régimen de Fomento Nacional de las Energías Renovables, de acuerdo con lo establecido en la Res N° 202/2016), y que no hubieran alcanzado la Fecha de Habilitación Comercial, podrán optar por solicitar la rescisión de su Contrato de Abastecimiento o bien su reconducción.

Resolución N° 14/2022. Cambios en el MATER

Con fecha 20 de enero 2022 se publicó la Res N° 14/2022 de la Secretaría de Energía que introduce cambios en el MATER respecto a cómo se designa la Prioridad de Despacho. La misma se asignará a quien declare el Factor de Mayoración más alto,

Resolución N° 330/2022. Manifestación de interés para desarrollo de infraestructura

Con fecha 9 de mayo 2022, se publicó la Res N° 330/2022 de la Secretaría de Energía por la cual se convoca a presentar Manifestaciones de Interés (MDI) para desarrollar proyectos de infraestructura que contribuyan a incorporar energía proveniente de fuentes renovables y/o instalaciones de almacenamiento de energía en el MEM.

Resolución N° 370/2022. Habilitación de contratos entre Generadores MATER y Distribuidores.

Con fecha 13 de mayo de 2022 se dictó la Res N° 370/2022, a través de la cual se habilitaron los contratos entre Generadores y Distribuidores en el Mercado a Término de Energía Renovables (MATER).

La resolución permite a los Agentes Distribuidores del MEM y/o Prestadores del Servicio Público de Distribución suscribir Contratos de Abastecimiento de energía eléctrica de fuentes renovables con Generadores o Autogeneradores del MEM para abastecer a sus clientes declarados como Grandes Demandas con consumos mayores o iguales a 300 KW (GUDIs).

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4.2 Mercado de Gas, Petróleo y LPG

Gas Natural

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Evolución de Reservas y Producción
de GN en millones de m3
Producción Reservas
50.000 1.200.000
47.040 49.275 45.096
44.612 1.100.000
47.108
42.902 45.305 1.000.000
45.528 41.70841.484
44.124 44.988 900.000
45.000 800.000
700.000
600.000
500.000
40.000 400.000
300.000
200.000
100.000
35.000 0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Reservas de GN Producción Gas Natural
823.117 808.438 819.695 848.078 855.170 1.052.011 1.130.799 1.140.445 1.102.535
921.192
878.494
----- End of picture text -----

Fuente: SE – No existe información disponible de las reservas para el año 2021

En el 2021 la producción total país de gas natural fue de 45.305 millones de m3, representando un aumento del 0,5% respecto de los volúmenes producidos en 2020. Esta variación se debe principalmente al PlanGas, sobre todo en la producción proveniente de la Cuenca Neuquina. Entre los años 2019 y 2020 había declinado la producción de todas las cuencas del país producto de la menor actividad por la caída de los precios del mercado y la contracción de la demanda producto del Covid-19.

En el mes de abril de 2022 la producción total país de gas natural fue de 127,3 millones de m[3] /dia, representando un aumento del 11,5% respecto de los volúmenes producidos en el mes de abril 2021. La producción de gas no convencional al 30 de abril de 2022 aumentó un 41,5%, llegando a 67,5 millones de m[3] /día, mientras que se registraron 47,7 millones de m[3] /día en abril del 2021.

Las importaciones de gas disminuyeron 4,6%, 7,064 millones de m3 importados durante el año 2021, mientras que en el año anterior se importaron 7.406 millones de m[3] , principalmente por la mayor oferta de gas local a pesar del leve aumento de la demanda doméstica.

De acuerdo con la última información anual publicada por la SE, al 31 de diciembre de 2020 el total de las reservas y recursos de gas natural en el país ascendían a 1.102.535 millones de m[3] , de las cuales el 36,0% correspondían a reservas comprobadas. En comparación con el mismo dato al 31 de diciembre de 2019, las reservas y recursos totales experimentaron una disminución del 3,3%.

No existe información disponible de las reservas total país al 31 de diciembre de 2021.

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Petróleo

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

Evolución de Reservas & Recursos y Producción
de Petróleo
en millones de m3
900 32,1 32,0 31,3 30,9 30,9 29,5 28,5 30,4 35
800 29,7 28,9
27,8 30
700
25
600
500 20
400 701 673 741 753 749 707 687 799 832 832 15
300
10
200
5
100
0 0
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Reservas & Recursos Producción Total
----- End of picture text -----

Fuente: SE - No existe información disponible de las reservas y recursos para el año 2021

De acuerdo con los datos publicados por la SE, la producción total de petróleo del país registrada en el año 2021 fue de 30,4 milones de m[3] , 6,4% superior a la registrada en el 2020, producto fundamentalmente del recupero de la demanda luego de la contracción sufrida en el año 2020 por el impacto del Covid-19. La producción correspondiente a la Cuenca del Golfo San Jorge asciende al 39,2% de la producción total del país, mientras que la Cuenca Neuquina representa el 53,2%.

Las reservas y recursos totales del país al 31 de diciembre de 2020 ascendían a 832 millones de m[3.] . En comparación interanual, las reservas y recursos totales se mantuvieron en niveles similares.

No existe información disponible de las reservas y recursos total país al 31 de diciembre de 2021.

==> picture [85 x 65] intentionally omitted <==

==> picture [396 x 274] intentionally omitted <==

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

Balanza Comercial de Petróleo
en millones de m3
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
5
4
3
2 4,4
3,5 3,7 3,4 3,7 3,5
1 2,4 2,4 2,1 2,6 2,3
0
-0,4 0,0 0,0 0,0
-0,2 -0,4 -0,5 -0,3
-1 -0,9
-1,0
Exportaciones Importaciones
-2
----- End of picture text -----

Fuente: SE

Durante los años 2019, 2020 y 2021, y según la información publicada por la SE, no se registraron importaciones de petróleo, mientras que en el 2018 las mismas fueron de aproxidamente 0,4 millones de m[3] . Las exportaciones disminuyeron un 22,1 % respecto del año 2020, habiéndose exportado 3,5 millones de m[3 ] de petróleo, lo cual representa un 11,4% de la producción total del país en el año.

Evolución de los precios del petróleo en la Argentina

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

Precios Crudo
En US$/Bbl
120
100
80
60
40
20
0
Escalante Local Escalante Expo Neto Medanito Local WTI / BRENT
ene-11 mar-11 may-11jul-11sep-11nov-11 ene-12 mar-12 may-12jul-12sep-12nov-12 ene-13 mar-13 may-13jul-13sep-13nov-13 ene-14 mar-14 may-14jul-14sep-14nov-14 ene-15 mar-15 may-15jul-15sep-15nov-15 ene-16 mar-16 may-16jul-16sep-16nov-16 ene-17 mar-17 may-17jul-17sep-17nov-17 ene-18 mar-18 may-18jul-18sep-18nov-18 ene-19 mar-19 may-19jul-19sep-19nov-19 ene-20 mar-20 may-20jul-20sep-20nov-20 ene-21 mar-21 may-21jul-21sep-21nov-21 ene-22 mar-22
----- End of picture text -----

Fuente: SE

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LPG

Evolución de la Producción de LPG y su destino

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

en MM de Tn
2,4
2,1
1,8
1,5
1,2
0,9
0,6
0,3
0,0
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Local 1,42 1,50 1,52 1,47 1,35 1,33 1,44 1,35 1,34 1,42 1,48
Expo 0,88 0,69 0,66 0,80 0,79 0,83 0,77 0,96 0,98 0,79 0,75
MM de Ton
----- End of picture text -----

Fuente: SE

Respecto del año anterior la producción total país de propano y butano aumentó un 1,0% durante el año 2021, llegando a 2,23 millones de Tn. El 51% de dicha producción corresponde a gas butano, mientras que el 49% restante es gas propano, según lo informa el SE.

Las exportaciones registraron disminuciones en 19,2% y 4,6%, entre 2019 y 2020 y entre 2020 y 2021, respectivamente.

Las ventas en el mercado local representan el 66% del total de la producción del año 2021, mientras que el 34% restante fue exportado principalmente a Brasil, Chile, Senegal y Perú.

Marco Regulatorio – Principales tópicos

Ley Nacional de Hidrocarburos N° 17.319 y 27.007

Propiedad de los yacimientos

En su redacción original, la Ley 17.319 (Ley de Hidrocarburos) preveía que los yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos situados en el territorio de la República Argentina y en su plataforma continental, pertenecían al patrimonio inalienable e imprescriptible del Estado Nacional. Sin embargo, dicha propiedad fue transferida a las Provincias en las que se sitúen los yacimientos en cuestión a partir del 2007, con la promulgación de la llamada Ley Corta N° 26.197.

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

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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.

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, 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 1° 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.

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Se había facultado 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 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.

Sin perjuicio de lo expuesto, se mantienen vigentes sus disposiciones en cuanto a los porcentajes a abonar en concepto de derechos de exportación, tal como se explica en el siguiente punto.

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.

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 del 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 liquidó 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 del Poder Ejecutivo Nacional, publicado el 18 de mayo de 2020, 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”.

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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

Gas Natural

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.

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. El Programa tuvo vigencia desde la publicación en el Boletín Oficial de la Resolución 46-E/2017 hasta el 31 de diciembre de 2021.

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 y 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 comprometido se encuentra cumplido con una inversión total de millones de US$ 127,5.

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.

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 – diciembre 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 – diciembre 2021 por un monto aproximado de $ 3.585,6 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 $ 846,9 millones y 2.206,6 millones al 30 de abril de 2022 y 2021, respectivamente (ver Notas 3.17 y 7). A la fecha de emisión de los presentes estados financieros, la Sociedad ha cobrado la totalidad de las compensaciones mencionadas.

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Resolución 12/2019 SEN

El 27 de diciembre de 2019, el Ministerio de Desarrollo Productivo dictó la Resolución N° 12/2019 por la cual derogó, con efectos a partir del 30 de diciembre de 2019, la Resolución SGE N° 70/2018, restableciendo el esquema de centralización de la provisión de combustibles para la generación en CAMMESA.

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

El 24 de enero de 2020 la Secretaría de Energía emitió la nota NO-2020-05333189-APNSE#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.

Sin perjuicio de aún mantenerse los Concursos de CAMMESA, desde el año 2021 la mayoría del gas provisto a CAMMESA proviene del Plan Gas.

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 20202024 (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.

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• h. Los productores oferentes podrán renunciar –total o parcialmente- o no a los volúmenes comprometidos bajo las Resoluciones Nros. 46 /2017, 419 /2017 y 447/2017.

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 N°. 46/2017.

El 30 de diciembre 2020 se publicó la Res N° 447/2020 por la cual se aprueban las asignaciones de volúmenes de gas natural adjudicados por el Art 2° de la Res N° 391/2020, por productor, licenciataria de distribución y/o subdistribución y cuenca de origen.

Resolución 360/2021. Nuevo régimen de exportaciones de gas natural

La Secretaría de Energía, a través de la Resolución N° 360/2021 publicada en el Boletín Oficial el 27 de abril de 2021, estableció que las exportaciones de gas natural a las que refiere el art. 3 de la Ley N° 24.076 estarán sujetas a los términos y condiciones establecidos en el Procedimiento de Autorización de Exportaciones de Gas Natural (el “Procedimiento de Exportación”) derogando para ello la Res SE N° 417/2019 y la Disposición N°284/2019 de la entonces Subsecretaría de Hidrocarburos y Combustibles.

La Resolución fue adoptada en el marco del Plan Gas 2020-2024, previsto en el Anexo del Decreto N° 892/2020, que establece en su art. 4 inciso c) que podrán ofrecerse a las empresas productoras participantes condiciones preferenciales de exportación en condición firme en la medida en que no se afecte la seguridad del abastecimiento del mercado interno. En caso de ser otorgada la autorización, las exportaciones analizadas adquieren carácter de “firme” y ya no podrán ser interrumpidas por la Secretaría de Energía.

Res 984/2021 y Res 1091/2021. Ronda 3 del Plan Gas 2020-2024

El 21 de octubre de 2021 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 984/2021 de la Secretaría de Energía, que convocó a la Ronda 3 del concurso público nacional para el Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024 (“Plan Gas 2020-2024 Ronda 3”) cuyo objetivo fue el de completar 70 MMm3/d.

Las ofertas bajo la Ronda 3 fueron presentadas el 2 de noviembre de 2021 y, mediante la Resolución N° 1091/2021 de la Secretaría de Energía (publicada en el Boletín Oficial el 12 de noviembre de 2021), se adjudicaron los volúmenes adicionales a ser inyectados desde la cuenca Neuquina y se aprobaron los precios allí previstos. En total se adjudicaron 3 MMm3/d para los meses de mayo 2022 a diciembre 2024. El concurso se declaró desierto respecto de las cuencas Noroeste y Austral. La Sociedad no presentó oferta alguna.

Resolución 67/2022. Gasoducto Néstor Kirchner

El 7 de febrero de 2022 se publicó la Res N° 67/2022 por la cual se declara de interés público nacional la construcción del Gasoducto Néstor Kirchner como proyecto estratégico para el desarrollo del gas natural con punto de partida en las proximidades de Tratayen, Provincia del Neuquén, hasta las proximidades de San Jerónimo, Provincia de Santa Fe.

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Resolución N° 235/2022 y Res N° 403/2022. Audiencia pública y actualización de los precios del gas natural

A través de la Resolución SE N°235/2022 publicada en el Boletín Oficial el 18 de abril de 2022, se convocó a Audiencia Pública para el tratamiento de la implementación de la segmentación en el otorgamiento de los subsidios al precio de la energía por parte del Estado Nacional a los usuarios del servicio de gas natural y del servicio de energía eléctrica, para el bienio 2022-2023.

El 28 de mayo de 2022 el Ministerio de Economía de la Nación, mediante la Secretaría de Energía, publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 403/2022 con los nuevos cuadros tarifarios correspondientes a la adecuación de los precios de gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) aplicables a partir del 1° de junio de 2022.

DNU 227/2022. Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Hidrocarburos

El 27 de mayo de 2022 el Poder Ejecutivo Nacional publicó en el Boletín Oficial el Decreto N° 277/2022, por el cual se establecieron los términos y condiciones del nuevo Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Hidrocarburos para impulsar inversiones en el sector. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros se encuentra pendiente de reglamentación.

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

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demostrar que la demanda de toda la cadena comercial está debidamente satisfecha mediante el mecanismo establecido en dicha resolución.

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

Res N° SEN 1070/2008 y 1071/2008

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 34.2 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 34.2 a.2).

Res SEN N° 77/2012

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 34.2 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

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esquema de aportes de volumen de Propano y Butano, régimen de subsidios y de precios máximos vigentes. La Sociedad ha impugnado la aplicación de dichos programas.

Los precios máximos de referencia a facturar por los productores dentro del Programa “Hogares con Garrafas (HOGAR)”, se actualizan regularmente. Los precios máximos de referencia establecido por la Resolución 249/2021, de la Secretaría de Energía, 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.

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 G–P - 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 ("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.

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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.

Posteriormente se firmaron las prórrogas Décimo Octava (con vencimiento 31/12/2021) y la Décimo Novena al Acuerdo de Prórroga del Acuerdo de Abastecimiento de Gas Propano para Redes de Distribución de Gas Propano Indiluido (con vencimiento 31/12/2022) manteniendo las condiciones indicadas en el Décimo Séptimo Acuerdo de Prórroga.

Mercado externo

Con fecha 3 de septiembre de 2018, el PEN emitió el Decreto N° 793/2018 el cual entre el 4 de septiembre de 2018 y el 31 de diciembre de 2020 fija un derecho de exportación del 12% sobre el monto exportado de propano, butano y gasolina natural. Dicha retención posee un tope de $4 por cada dólar de base imponible o del precio oficial FOB. Posteriormente, con motivo de la sanción de la Ley N° 27.541, se dispuso un tope del 8% para la alícuota aplicable a los hidrocarburos a partir del 23 de diciembre de 2019. Sin embargo, la Aduana liquidó 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. Actualmente la Aduana liquida los derechos de exportación al 8% en función de lo dispuesto por el Decreto N° 488/2020.

5. Medio Ambiente - Sustentabilidad

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

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

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

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

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

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

Se realizan rutinas de análisis periódicos de parámetros ambientales con el objetivo de cumplir con las normativas vigentes.

En la actualidad, Capex cuenta con operaciones en tres provincias: Neuquén, Rio Negro y Chubut. En todas estas provincias Capex cuenta con responsables ambientales que se encargan del seguimiento y control de los planes de gestión ambiental.

En las operaciones que tiene Capex en la provincia del Neuquén, el Sistema de Gestión Ambiental (“SGA”) elaborado bajo el estándar ISO 14001:2015 fue implementado y certificado en el yacimiento de petróleo y gas de Agua del Cajón y en la Planta de GLP en el año 2000, mientras que en la Central Térmica Agua del Cajón se logró su certificación en el año 2001.

Desde la fecha de certificación hasta hoy, Capex renovó a lo largo del tiempo la certificación de su sistema de gestión ambiental conforme a la norma ISO 14001 (en sus versiones 1996 y 2004). A partir del año 2015, con la emisión de la nueva norma ISO 14001, se comenzaron los trabajos para la adecuación a los requisitos de ésta, logrando la certificación en diciembre del año 2017 para la CT ADC, y en enero de 2018 para el yacimiento Agua del Cajón y la Planta de GLP. Ya en el mes de mayo de 2019 se recertificó la norma ISO 14001:2015, dentro del alcance de la Planta Generadora de Energía Eléctrica y en diciembre del año 2020, se recertificó el alcance de Yacimiento en todas sus operaciones juntamente con la planta de GLP.

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

• (i) mantiene bajo control todos los aspectos ambientales significativos de las actividades, productos o servicios de las áreas operativas, teniendo en cuenta los intereses de terceros y legales;

• (ii) fija objetivos y metas ambientales, analizando el contexto así como los riesgos y las oportunidades que el mismo le presenta;

• (iii) monitorea en forma permanente los indicadores claves de cada área operativa. Algunos de ellos están asociados al monitoreo mensual de los recursos agua, suelo, aire y otros son de proceso tales como residuos generados vs. energía equivalente generada; residuos generados vs. residuos reutilizados; volumen de suelos afectados vs. derrames. Estos indicadores dan cuenta del desempeño ambiental y del gerenciamiento de los recursos.

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

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

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

Adicionalmente, en el área Agua del Cajón, en el año 2014 se inició un plan de reforestación que se ha mantenido a la fecha y en virtud del cual se han logrado rehabilitar sectores impactados por la actividad hidrocarburífera en una superficie total de 7,885 hectáreas. Esto resulta posible a través de la implantación de especies nativas adaptadas y cuidadas de forma tal que soporten el clima de la estepa patagónica. En virtud de los logros obtenidos, se prevé continuar con esta misma metodología, incorporando este año 2022 media hectárea adicional a las ya recuperadas.

Asimismo, a lo largo de los años se han ido incrementando las mejoras relacionadas con la gestión de residuos, contando en la actualidad con sistemas de tratamiento in situ que permiten reducir los impactos asociados al transporte y poder controlar de mejor manera la aplicación de las medidas de control necesarias para el tratamiento. Ejemplos de esto son la gestión de los residuos de cutting - lodos y la gestión de los suelos empetrolados, con la que se tratan todos los suelos originados por eventuales derrames de petróleo. En la actualidad, se dará inicio al tratamiento de 1500 M³ de tierras.

Durante el 2020 se realizaron cambios en la gestión de residuos del área tendientes a optimizar recursos y poder hacer más eficiente el proceso. Se readecuaron los recipientes para la disposición y almacenamiento transitorio, se realizó recambio de cartelería y capacitación de personal propio y contratista.

Por otro lado, alineada con el compromiso de reducir el consumo de recursos naturales y racionalizar el consumo de energía adoptado en su política ambiental, Capex ha realizado modificaciones en la planta Central Térmica Agua del Cajón que permitieron optimizar el consumo de agua dulce de tipo industrial, de manera tal que los posibles descartes del proceso de la central térmica, se aprovechen en los procesos de operación de yacimiento (tanto en plantas como en equipos de perforación), reduciendo al mínimo el consumo de ese recurso vital; asimismo, se realizaron los ajustes oportunos, para disminuir el consumo de energía por auxiliares de planta.

Se consideró de suma importancia la revisión de cada práctica y la identificación de mejoras en las áreas más recientes que Capex comenzó a operar en la provincia de Río Negro.

De esta manera, continuamente se revisa cada proceso en búsqueda de mayor sustentabilidad y eficiencia. Ejemplo de esto es la gestión de cutting y lodos de perforación, la gestión de residuos y la gestión de permisos ambientales efectuados en las áreas de Loma Negra, La Yesera y Puesto Zúñiga.

Alineada con el compromiso de reducir el consumo de recursos naturales que son muy escasos en estas áreas y racionalizar el consumo de energía, Capex tiene como prioridad evaluar cada desarrollo en detalle para identificar posibles ahorros en este sentido.

Con respecto a las áreas de Chubut, el manejo ambiental es similar a lo descripto hasta el momento, haciendo mucho hincapié en el monitoreo de aguas subterráneas, a través de muestreos anuales del agua contenida en los freatímetros distribuidos estratégicamente en todos los yacimientos, en función de las instalaciones operativas como ser baterías y plantas de procesamiento de petróleo y gas.

El año pasado se lograron revegetar 3.000 m[2] con especies nativas en tareas de revegetación de áreas.

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En cuanto a la reducción de consumos de agua dulce, y en particular en el yacimiento Pampa del Castillo, Capex realizó una adecuación de las plantas de tratamientos de efluentes cloacales con el objetivo de reutilizar el agua dulce tratada para tareas operativas, como riego de caminos y construcción de nuevas locaciones de pozos.

En el área Bella Vista Oeste, de reciente incorporación, se está trabajando en la implementación de todos los lineamientos y la gestión que se realiza en el resto de las áreas de Chubut.

Durante el tiempo de operación transcurrido, la gestión ambiental ha logrado mantenerse enfocada en los objetivos que la Compañía persigue, siendo uno de los principales el cumplimiento de la legislación vigente. Por ello, ha logrado obtener inscripciones en registros ambientales de las Autoridades de Aplicación, adecuando las instalaciones de gestión ambiental a lo requerido por éstas. Por otro lado, se ha cumplimentado con los pasos necesarios para aprobaciones de estudios ambientales que permiten ejecutar las obras necesarias para desarrollar el yacimiento. Además, ha mantenido una relación de alto compromiso con los superficiarios de la zona, los cuales han acompañado al incipiente desarrollo de esta área.

Respecto de las acciones llevadas a cabo con el objetivo de minimizar el riesgo de contagio del COVID-19 y evitar así la propagación del mismo, preservando el estado de salud de todo el personal, se han implementado desde el inicio de la pandemia, distintos protocolos que cubren cada una de las actividades y que indican las medidas de prevención generales y particulares a aplicar.

Estos protocolos fueron desarrollados teniendo en cuenta las recomendaciones de la OMS y de los organismos de salud, tanto nacionales como provinciales, contando con el apoyo de los médicos laborales que trabajan para la sociedad. Los mismos son actualizados a medida que se van conociendo la dinámica de la enfermedad y en concordancia con la legislación vigente.

Además, se realizaron importantes campañas de difusión y capacitación a todo el personal, se distribuyeron los elementos de protección personales (EPP) adecuados para este tipo de riesgo y se adecuaron las metodologías de trabajo en todas las áreas, tanto desde el punto de vista operativo como de logística. Para cerrar el proceso, se realizan auditorias de manera permanente que permiten asegurar el cumplimiento de las medidas de prevención, identificar posibles desvíos e implementar medidas correctivas.

6. Sistemas y Comunicaciones

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

Se creó el área de Seguridad Informática, lo que permitió integrar todas las iniciativas y procesos existentes dentro de un programa integral para la compañía. Entre otras acciones se realizaron distintos análisis de vulnerabilidades, se actualizó el Marco Normativo de IT de la compañía, reforzando acciones tendientes a minimizar las contingencias que puedan afectar al negocio.

Asimismo, se continuó con el desarrollo del Plan de Concientización en Ciberseguridad a usuarios, con campañas de capacitación y evaluación del personal.

Se llevó adelante el Análisis de Riesgos y Controles de Infraestructuras Industriales de la Compañía. A partir del mismo se elaborará el plan de mejoras correspondiente para los próximos años.

Con relación a los procesos administrativos, se inició la implementación de la solución para automatizar los procesos de Abastecimiento y Cuentas por Pagar a través de “EBuyPlace” que se desplegará a través de diversos módulos en toda la Compañía.

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Respecto de otras mejoras de los procesos de administración y finanzas, se finalizó con la implementación de la solución del “Ajuste por Inflación Contable”, “Circuitos de exportación”, entre otras necesidades que fueron identificadas en ciclos anteriores.

Asimismo, se puso en marcha y se extenderá al próximo ejercicio, la implementación de mejoras y automatizaciones de módulos impositivos, conciliaciones y gastos bancarios, el “upgrade” de la versión del sistema de gestión financiera de activos y pasivos –“FPA” y la elaboración del “roadmap” para lograr la automatización de sistemas de accesos y gestión de personas.

En relación con las mejoras y automatización de Sistemas Técnicos, se finalizó con la implementación del nuevo sistema de Registración de Tareas de Perforación, Terminación y Mantenimiento de pozos para las operaciones de Agua del Cajón, Loma Negra, La Yesera, Puesto Zúñiga y para el área de exploración Parva Negra Oeste. Esto último dará por finalizado el proyecto completo de la Compañía, integrándose con las implementaciones realizadas durante el ejercicio anterior en las áreas Pampa del Castillo y Bella Vista Oeste.

Se implementó en el Sistema de Operaciones Petroleras un nuevo módulo para la dosificación de químicos en las áreas de Pampa del Castillo y Bella Vista Oeste. Esto brinda el beneficio para el seguimiento y control de productos inyectados en plantas.

Se finalizó la implementación del Sistema de Recorridas Operativas que permite la recolección de datos de campo a través de dispositivos móviles, que pueden estar “off line” y sincronizar al momento de obtener señal para el yacimiento de Agua del Cajón y la Central Térmica. Dichos datos son después incorporados automáticamente a las distintas aplicaciones para su posterior explotación.

Se presentó y aprobó el proyecto para la actualización de las centrales telefónicas de toda la Compañía, mejorando los servicios de comunicaciones internas. Este proyecto se implementará el próximo ejercicio según el plan de trabajo definido.

Adicionalmente, durante el próximo ejercicio realizaremos la implementación de un nuevo módulo en el Sistema de Operaciones Petroleras para realizar el seguimiento de bombas que nos facilitará el monitoreo y control de cada una de ellas.

7. Recursos Humanos

Durante el ejercicio, la Sociedad mantuvo el foco en sus lineamientos estratégicos en materia de Recursos Humanos, focalizando la gestión en la transformación organizacional, la gestión del talento y del liderazgo, sin perder de vista el cuidado de las personas dentro del contexto de pandemia aún vigente, garantizando el funcionamiento y la efectividad de la organización

La Sociedad continuó sus esquemas de trabajo con modalidad remota en todas aquellas actividades que permitieron esta modalidad, y mixto con esquemas de rotación en las operaciones, con protocolos de estricto cumplimiento, para asegurar la continuidad del negocio. Se definieron esquemas de guardias mínimas para disminuir la exposición del personal propio y de contratistas. De esta manera, tanto la operación como la administración tuvieron continuidad de funcionamiento sin afectar al negocio ni exponer a riesgo a las personas, tanto empleados como contratistas.

En conjunto, con el departamento de Seguridad y Medio Ambiente, se continuó con la implementación de comunicaciones y entrenamientos específicos sobre los protocolos vigentes en materia de seguridad y prevención disponibles en la plataforma Success Factors (RH+), que fueron realizados por todos los empleados.

Se reforzó la comunicación al personal para prevenir contagios y fomentar la vacunación de acuerdo con la recomendación de la autoridad sanitaria.

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Gestión del talento, fortalecimiento de habilidades de liderazgo y competencias críticas para el negocio:

Se implementaron acciones de formación de líderes con el objetivo de adquirir herramientas para poder conducir el contexto de cambio preservando la cultura organizacional y poder transmitirla en las nuevas incorporaciones. Se focalizó también en el desarrollo de la perspectiva estratégica y en habilidades de conducción críticas tendientes a movilizar y motivar a los equipos.

Impulsar el cambio y el alineamiento organizacional:

Se desarrollaron nuevos módulos de capacitación virtual a través de acciones de E-learning accesibles a todos los empleados a través de la plataforma RH+ para llevar a cabo las capacitaciones relacionadas con las áreas Seguridad y Medio Ambiente, Compliance, Seguridad Informática, Técnicas, Administrativas y Recursos Humanos.

Asimismo, se realizaron entrenamientos a distancia utilizando la tecnología de video conferencia, webinars y equipos de trabajo remotos para dar continuidad a la formación de los empleados.

Contar con una organización sustentable:

Continuamos trabajando en la estrategia de sucesión de puestos críticos definiendo acciones para el mediano / largo plazo, identificando nuevas estructuras organizativas actualizadas, puestos claves y mapas de sucesión que se implementarán a medida que se avance con los planes de desarrollo definidos.

Se continuó con el desarrollo de los programas de Salud Ocupacional focalizados en este momento en la prevención de contagios por Covid-19.

Se definieron líneas de acción comunicacional a través de las herramientas de comunicaciones internas con el objetivo de dar continuidad al fuerte sentido de pertenencia y valores centrales de la empresa.

Atracción y retención del talento:

Adaptamos los procesos presenciales de selección para gestionarlos de manera remota, poniendo foco en la efectividad en tiempos y calidad del proceso de selección. De esta manera pudimos dar continuidad a estos procesos, garantizando transparencia e igualdad de oportunidades, así como también permitiendo la gestión de búsquedas internas dentro de la organización.

Continuamos con la implementación del proceso de identificación de talentos internos y la puesta en marcha de Planes Individuales de Desarrollo para su crecimiento, focalizado en la identificación de competencias críticas.

Afianzar las relaciones laborales dentro de un entorno productivo positivo:

En este escenario desafiante, supimos mantener sólidas relaciones y negociaciones abiertas y transparentes con los distintos actores (Sindicatos, Autoridades Provinciales y Nacionales, Intendencias) que operan en la Cuenca de Neuquén y Río Negro, así como también en la Cuenca del Golfo, con el fin de asegurar el mantenimiento de la paz social. Nuestro objetivo es no afectar la producción ni impactar negativamente el ámbito del trabajo de nuestros colaboradores y contratistas, garantizando la concreción de los planes de inversión comprometidos, poniendo énfasis en este particular momento en el cuidado de las personas y el respeto por los protocolos sanitarios.

Participamos en los procesos de negociación de paritarias salariales tanto en el ámbito del petróleo y gas en ambas cuencas, como en el de la energía eléctrica.

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

Para el mediano plazo, hemos definido líneas de acción que acompañen los cambios y nuevos negocios. Para ello, nos focalizaremos en el fortalecimiento de los cuadros directivos de más alto nivel, en su formación estratégica y de liderazgo adaptativo, de modo tal que aseguren el alineamiento de toda la organización con sus definiciones de crecimiento y sustentabilidad a largo plazo, así como también en la actualización de las estructuras organizativas, de modo de contar con una mejor respuesta a los desafíos que presentará el negocio en el mediano y largo plazo.

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

8. Situación Financiera

El Grupo basa su estrategia financiera en mantener sus pasivos financieros en estructuras de mediano y largo plazo con el fin de mantener un perfil de vencimientos acorde con la generación de caja de sus negocios.

Dentro de esa estrategia, el Grupo tiene estructurado el 97,5% de sus deudas financieras 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 (US$ 300 millones) en una cuota en mayo de 2024.

Adicionalmente, desde el mes de agosto de 2020 y hasta la fecha de emisión de los presentes estados financieros, la Sociedad procedió a la recompra de sus Obligaciones Negociables Clase 2 por un monto total de valor nominal de US$ 61.154.000.

Al de 30 de abril de 2022 y 2021 el capital adeudado en concepto de Obligaciones Negociables Clase 2 asciende a US$ 300.000.000. El monto de Obligaciones Negociables Clase 2 recompradas por la Sociedad se encuentra en cartera.

Por otro lado, el Grupo ha estructurado su cartera de inversiones en función de los vencimientos de sus pasivos y las necesidades financieras para hacer frente a las inversiones requeridas 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.

La deuda financiera de la Sociedad y sus sociedades controladas al 30 de abril de 2022 se encuentra estructurada de la siguiente forma:

Cifras en $miles
Deuda bancaria y financiera	Corriente	No corriente	Total
Obligaciones Negociables Senior Notes (ON)	(876.186)	(27.541.332)	(28.417.518)
Descubiertos bancarios	(432.837)	-	(432.837)
Préstamos bancarios	(289.650)	-	(289.650)
Comisiones, gastos a devengar y garantías	57.042	58.671	115.713
Total	(1.541.631)	(27.482.661)	(29.024.292)

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

Cifras en $miles

Caja y	bancos / Inversiones	Corriente	No corriente	Total
Caja y bancos		649.666	-	649.666
Fondos comunes de inversión		559.522	-	559.522
Cuenta remunerada		175.841	-	175.841
Plazos fijos		6.625.794	3.236.861	9.862.655
Total		8.010.823	3.236.861	11.247.684
Cifras en $miles
	Posición neta	Corriente	No corriente	Total
Total		6.469.192	(24.245.800)	(17.776.608)

Calificación de las Obligaciones Negociables Clase 2

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros las Obligaciones Negociables Clase 2 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.

9. Resultados del ejercicio

El siguiente cuadro resume los índices consolidados obtenidos durante el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2022 en comparación con el ejercicio anterior:

Indices	30.04.2022	30.04.2021
Solvencia (Patrimonio neto / Pasivo)	0,86	0,70
Endeudamiento (Pasivo / Patrimonio Neto)	1,16	1,42
Liquidez corriente (Activo corriente / Pasivo corriente)	1,34	1,69
Prueba ácida (Activo corriente–Inventarios / Pasivo corriente)	1,09	1,55
Razón del patrimonio al activo (Patrimonio neto / Activo total)	0,46	0,41
Razón de inmovilización de activos (Activo no corriente / Activo total)	0,81	0,80
Rentabilidad del activo o económica (Utilidad bruta / Activo total)	0,22	0,12
Rentabilidad del patrimonio o financiera (Resultado integral / Patrimonio Neto promedio)	0,05	(0,06)
Rentabilidad ordinaria de la inversión (EBT / Patrimonio Neto menos Resultado integral del ejercicio)	0,260	(0,002)
Apalancamiento financiero (Rentabilidad del Patrimonio Neto / Rentabilidad del activo)	0,23	(0,50)
Rotación de activos (Ventas / Activo total)	0,44	0,29

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Estados de resultados integrales consolidados

	30/04/22	30/04/21	Variación	Variación
Ingresos Costo de ingresos	39.810.731 (19.549.999)	28.371.415 (16.324.13 5)	11.439.316 (3.225.864)	40,3% -19,8%
Resultado bruto	20.260.732	12.047.280	8.213.452	68,2%
Gastos de comercialización Gastos de administración Otros egresos operativos netos	(7.052.950) (2.076.299) (509.801)	(4.527.315) (1.700.495) (4.562.154)	(2.525.635) (375.804) 4.052.353	-55,8% -22,1% 88,8%
Resultado operativo	10.621.682	1.257.316	9.364.366	744,8%
Ingresos financieros Costos financieros Otros resultados financieros Otros resultados financieros RECPAM	4.781.251 (12.197.559) 48.763 7.171.836	9.408.097 (19.784.79 9) 50.302 8.985.360	(4.626.846) 7.587.240 (1.539) (1.813.524)	-49,2% 38,3% -3,1% -20,2%
Resultados financieros, neto	(195.709)	(1.341.040)	1.145.331	85,4%
Resultado antes de impuesto a las ganancias	10.425.973	(83.724)	10.509.697	12.552,3%
Impuesto a las ganancias	(5.722.882)	(889.177)	(4.833.705)	-543,6%
Resultado neto del ejercicio	4.703.091	(972.901)	5.675.992	583,4%
Con imputación futura a resultados Otros resultados integrales - (195.166) 195.166 100,0% Sin imputación futura a resultados
Otros resultados integrales	(2.439.136)	(1.434.975)	(1.004.161)	-70,0%
Resultado integral del ejercicio	2.263.955	(2.603.042)	4.866.997	187,0%

A los efectos de analizar las variaciones, deberá tenerse en cuenta que los saldos al 30 de abril de 2021 que se exponen surgen de reexpresar los importes de los saldos a dicha fecha en moneda homogénea del 30 de abril de 2022, siguiendo los lineamientos detallados en la Nota 3 de los estados financieros consolidados al 30 de abril de 2022.

La evolución comparativa de los resultados al 30 de abril de 2022 con respecto al 30 de abril de 2021, fue la siguiente:

• El Resultado Bruto ascendió a $ 20.260.732 (ganancia), representando un 50,9% de los ingresos, en comparación con los 12.047.280 (ganancia) o 42,5% de los ingresos al 30 de abril de 2021. El resultado bruto aumentó en un 68,2%.

• El Resultado Operativo ascendió a $ 10.621.682 (ganancia) en comparación con $ 1.257.316 (ganancia) del ejercicio anterior. El segmento petróleo y gas arrojó un resultado positivo al 30 de abril de 2022 como consecuencia de : (i) un aumento de los precios y la cantidad de petróleo vendido en el mercado local e internacional luego del impacto del COVID-19 que generó una fuerte retracción de la demanda de petróleo en los primeros meses del ejercicio finalizado al 30 de abril de 2021, y (ii) un mayor precio remunerado por el gas. Cabe aclarar, que al 30 de abril de 2021 se había registrado una desvalorización de los activos del segmento petróleo y gas por $ 3.898.459 atribuibles al yacimiento Agua del Cajón, como consecuencia principalmente de la disminución del precio del gas durante dicho ejercicio. El segmento de energía eléctrica incrementó el resultado dada la mayor generación producto de:(i) en el presente ejercicio la gran sequía trajo aparejada una baja generación de energía hidráulica, y por lo tanto entraron en despacho todas las turbinas; (ii) durante los primeros meses del ejercicio finalizado al 30 de abril de 2021 la CT ADC operó a ciclo abierto con la consiguiente disminución de la generación de energía, debido a la rotura de un transformador de la turbina de vapor 7.

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• El Resultado Neto al 30 de abril de 2022 ascendió a $ 4.703.091 (ganancia) en comparación con los $ 972.901 (pérdida) del ejercicio anterior. Adicionalmente a lo mencionado, el resultado neto se vio afectado por el impuesto a las ganancias, producto de: i) el resultado fiscal ganancia, como consecuencia del incremento de la actividad y los mejores resultados obtenidos, ii) el ajuste por inflación impositivo, cuyo cómputo, a partir del presente ejercicio, no se difiere en cuotas, y iii) el incremento de la alícuota aplicable tanto sobre el resultado fiscal del ejercicio como de los activos y pasivos diferidos.

• Los Otros Resultados Integrales sin imputación futura a resultados, los cuales impactan en la Reserva por revaluación de activos, estando expresada en valores reales, totalizaron $ 2.439.136 (pérdida) en comparación con $ 1.434.975 (pérdida) del ejercicio anterior, como consecuencia de la aplicación de la revaluación neta del ajuste por inflación y el efecto impositivo, de aquellos bienes del rubro Propiedad, planta y equipo sobre los cuales se aplica la política de valores razonables.

• El resultado integral al 30 de abril de 2022 ascendió a $ 2.263.955 (ganancia) en comparación con $ 2.603.042 (pérdida) del ejercicio finalizado el 30 de abril de 2021.

Ingresos

Producto	30/04/22	30/04/21	Variación	Variación
Energía Energía eléctrica CT ADC(1) Energía eléctrica eólica Servicio de fasón de energía eléctrica Gas Gas Programa estímulo Petróleo Propano Butano Oxígeno Servicios	12.363.474 988.066 45.549 17.606 846.935 23.669.720 1.358.623 425.277 17.420 78.061	10.025.247 1.198.462 48.021 16.408 2.206.598 13.634.868 743.960 266.348 17.236 214.267	2.338.227 (210.396) (2.472) 1.198 (1.359.663) 10.034.852 614.663 158.929 184 (136.206)	23,3% -17,6% -5,1% 7,3% -61,6% 73,6% 82,6% 59,7% 1,1% -63,6%
Total 39.810.731 28.371.415 11.439.316 40,3%

(1) Al 30 de abril de 2022 y 2021 se incluyen los ingresos generados por el gas propio, consumido en la CT ADC y pagado por CAMMESA bajo el concepto Reconocimiento Combustible Propio por $ 4.860,9 millones y $ 4.309,4 millones al 30 de abril de 2022 y 2021, respectivamente. Al 30 de abril de 2022 también se incluye el volumen adjudicado a través del “Plan Gas 2020-2024”.

Los ingresos al 30 de abril de 2022 aumentaron un 40,3% con respecto al ejercicio anterior. El comportamiento de cada uno de los productos fue el siguiente:

a) Energía:

Los ingresos generados por las operaciones de la CT ADC medidos en pesos aumentaron en $ 2.338.227, representando un incremento del 23,3%, pasando de $ 10.025.247 al 30 de abril de 2021 a $ 12.363.474 al 30 de abril de 2022. Estos ingresos están asociados a la remuneración por la generación de energía y a la remuneración reconocida por CAMMESA en concepto de gas consumido en la CT ADC.

Los ingresos asociados a la remuneración por la generación de energía aumentaron un 31,3%. Esta variación se debió principalmente al aumento en un 48,2 % de los GW vendidos producto de un aumento en la generación, ya que en el ejercicio finalizado al 30 de abril de 2022, la gran sequía trajo aparejada una baja generación de energía hidráulica, y por lo tanto entraron en despacho

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todas las turbinas de la Sociedad. Adicionalmente, en los primeros tres meses del ejercicio finalizado el 30 de abril de 2021 la CT ADC estuvo imposibilitada de operar a ciclo combinado, producto de la rotura del transformador de la TV7 a fines de enero 2020 (el mismo estuvo fuera de servicio hasta el 31 de julio de 2020). Este incremento se compensó parcialmente con la disminución del 11,4% del precio de venta promedio registrado sobre los GW vendidos, pasando de $/GWh 1.819,2 promedio durante el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2021 a $/GWh 1.611,4 promedio en el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2022. Cabe destacar que con fecha 19 de mayo de 2021, la Secretaría de Energía, mediante la Res N° 440/2021, eliminó la actualización de los valores remunerativos con el IPC y el IPIM previstos por la Res N° 31/2020 y estableció un incremento de los valores remunerados por la potencia y energía de un 29% aproximadamente para la energía entregada desde febrero 2021. Este incremento tuvo impacto en los ingresos por energía por $ 368.754 correspondiente al trimestre febrero-abril 2021, los cuales fueron registrados en el primer trimestre del ejercicio finalizado al 30 de abril de 2022. A su vez, durante el mes de abril 2022, mediante la Resolución N° 238/2022, se incrementaron los valores de energía en un 30%, retroactivos a febrero de 2022 con un adicional del 10% a partir de junio de 2022. Los incrementos establecidos no han sido suficientes para compensar la inflación registrada en el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2022 que ascendió al 58%.

Los ingresos asociados a la remuneración reconocida por CAMMESA en concepto de gas propio consumido en la CT ADC aumentaron un 12,8%, debido al aumento del precio del gas por millón de btu, el cual se incrementó de un valor promedio de US$ 1,90 para el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2021 a un valor promedio de US$ 2,52 para el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2022, como consecuencia de la aplicación de nuevos precios de referencia de combustibles, los precios máximos o “topes” para las declaraciones de costos de gas efectuadas por Capex y al precio adjudicado en el “Plan Gas 2020-2024”, este último a partir del 1 de enero de 2021. El volumen de gas remunerado no sufrió variaciones significativas.

El ingreso por la remuneración del gas se incluye en el segmento de Petróleo y Gas (Nota 6 a los Estados Financieros Consolidados).

Los ingresos relacionados a la venta de energía eólica medidos en pesos disminuyeron en $ 210.396, representando una disminución del 17,6%, pasando de $ 1.198.462 por el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2021 a $ 988.066 por el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2022. Esta disminución se debió a una menor cantidad de GWh vendidos, los cuales pasaron de 126,6 en el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2021 a 116,4 en el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2022, debido a las restricciones significativas al despacho de ambos parques eólicos (principalmente el PED II) dado la entrada en operación de un nuevo parque en la zona y la capacidad de transporte existente. El contrato de venta del PED II con CAMMESA prevé una cláusula de “Tomar o pagar” a partir de junio de 2021, lo cual mitiga parcialmente las restricciones mencionadas. Asimismo, el precio promedio de ventas fue de $ 8.489,4 y $ 9.466,5 por MWh al 30 de abril de 2022 y 2021, respectivamente, la variación de los precios promedios de ventas se debe fundamentalmente a la menor evolución de la cotización del dólar estadounidense respecto de la evolución de la inflación. Los precios por MWh acordados en los contratos con CAMMESA para el PED I y el PED II son de US$ 115,896 y US$ 40,27, respectivamente.

Es de esperar que el nivel de restricciones observado en los últimos meses continúe hasta la construcción de la Estación Transformadora Comodoro Rivadavia Oeste 500/132 kV junto con sus obras auxiliares, lo que permitirá ampliar la capacidad de transporte eléctrico existente en la zona. Si bien la mencionada obra forma parte del Plan Federal de Transporte Eléctrico, por el momento no cuenta con fecha cierta de ejecución.

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b) Servicio de fasón de energía eléctrica:

Los servicios de fasón para la generación de energía eléctrica con gas natural e hidrógeno medidas en pesos disminuyeron en $ 2.472, representando una disminución del 5,1%, pasando de $ 48.021 al 30 de abril de 2021 a $ 45.549 al 30 de abril de 2022. Esta disminución se produce por una disminución del precio de venta en un 14% por la menor evolución del tipo de cambio con relación a la inflación, debido a que la tarifa se encuentra expresada en dólares. Esta disminución se vio parcialmente compensada por un incremento del volumen vendido del 9,8%

c) Gas:

La producción de gas de las áreas en la cuenca neuquina aumentó un 1,1%, pasando de 466.692 miles de m[3] al 30 de abril de 2021 a 471.593 miles de m[3] al 30 de abril de 2022. Capex procura sostener el nivel de producción de gas mediante las inversiones efectuadas, incentivadas principalmente por los programas estímulos; sin embargo, la producción de gas del yacimiento ADC disminuyó un 6,2%. Por su parte, la producción de gas proveniente de su participación en los Consorcios con concesiones en las áreas Loma Negra y La Yesera en la Provincia de Río Negro aumentó en un 30,3%, pasando de un promedio de 254 miles de m3/día al 30 de abril de 2021 a un promedio de 331 miles de m3/día al 30 de abril de 2022.

Capex utiliza la mayor parte de su producción de gas para la generación de energía eléctrica en la CT ADC y su procesamiento en la Planta de GLP. En el marco del Programa de estímulo a las inversiones en desarrollo de producción de gas proveniente de reservorios no convencionales, la Sociedad ha presentado las declaraciones juradas del área Agua del Cajón correspondientes a los períodos enero 2018 – diciembre 2021 y las pólizas de caución, a fin de solicitar el pago del programa. El Ministerio de Energía autorizó el total de las compensaciones económicas definitivas solicitadas por el período enero 2018 – diciembre 2021 por un monto aproximado de $ 3.585,6 millones (a valores históricos). La Sociedad ha registrado en el rubro “Ingresos” el total del incentivo que cumple con las condiciones establecidas en la Resolución N° 419 E/2017 por $ 846.935 y $ 2.206.598 al 30 de abril de 2022 y 2021, respectivamente. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros, la Sociedad ha cobrado la totalidad de las compensaciones mencionadas.

En el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2022 y 2021 Capex realizó ventas de gas por $ 17.606 y $ 16.408 correspondiente a la entrega de 677 miles de m[3] y 2.238 miles de m[3] de gas proveniente de las áreas Loma Negra y La Yesera, a un precio promedio de US$/ m[3] 0,1851 (o US$ 5,0 millón de btu) y US$/ m[3] 0,04686 (o US$ 1,3 millón de btu), respectivamente.

d) Petróleo:

	30/04/22	30/04/21	Variación	Variación
Mercado local Mercado externo	6.425.355 17.244.365	5.070.504 8.564.364	1.354.851 8.680.001	26,7% 101,4%
Total 23.669.720 13.634.868 10.034.852 73,6%

Los ingresos de petróleo al 30 de abril de 2022 aumentaron en $ 10.034.852 respecto del ejercicio anterior, representando una incremento del 73,6%. Este aumento corresponde al incremento del precio en pesos en un 62,0%, debido a la recuperación del precio del crudo afectado por el efecto pandemia en el ejercicio finalizado al 30 de abril de 2021 y al mayor volumen vendido en un 7,2%.

Las ventas en el mercado local se incrementaron en $ 1.354.851, o 26,7%, generado tanto por un incremento en el precio en pesos de un 12,6%, como en el volumen vendido en un 12,5% pasando de 121.415 m[3] al 30 de abril de 2021 a 136.621 m[3] al 30 de abril de 2022, producto de la incorporación del crudo proveniente del área Bella Vista Oeste al mercado local a partir del mes de febrero de 2021.

Los ingresos en el mercado externo aumentaron en $ 8.680.001, o 101,4% debido a la recuperación de los precios internacionales luego de la caída sufrida como consecuencia del

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impacto del COVID-19 en la economía mundial. Este incremento fue acompañado con un crecimiento del 4,5% en el volumen exportado, pasando de 246.098 m[3] (1.547.912 bbl) al 30 de abril de 2021 a 257.277 m[3] (1.618.224 bbl) al 30 de abril de 2022.

La producción de petróleo aumentó un 14,9%, pasando de 342.289 m[3] al 30 de abril de 2021 a 393.417 m[3] al 30 de abril de 2022, debido a la incorporación del crudo proveniente del área Bella Vista Oeste antes mencionado y a los resultados obtenidos en las inversiones realizadas, fundamentalmente en las áreas Bella Vista Oeste y Pampa del Castillo.

e) Propano, butano y gasolina:

• Las ventas de propano aumentaron en $ 614.663 ó 82,6%, pasando de $ 743.960 al 30 de abril de 2021 a $ 1.358.623 al 30 de abril de 2022.

El incremento de las ventas (mercado local y externo) es consecuencia fundamentalmente del mayor precio de venta y en menor medida por el incremento del volumen vendido. El precio de venta en pesos aumentó un 60,4% pasando de $promedio/tn 46.000,1 al 30 de abril de 2021 a $promedio/tn 73.786,1 al 30 de abril de 2022. El volumen vendido aumentó en 3.431.1 tn, es decir un 21,2% como consecuencia de la mayor cantidad de gas procesado.

En el mercado local, las ventas en pesos aumentaron un 97,7%, generado tanto por un incremento en el volumen vendido como en el precio de venta. El volumen vendido aumento un 25,5% pasando de 8.387 tn al 30 de abril de 2021 a 10.530 tn al 30 de abril de 2022 dado la mayor cantidad de gas procesado. Las entregas para cumplir con el Acuerdo de Abastecimiento de Gas Propano para Redes de Distribución de Gas Propano Indiluido forman parte de este volumen. Con relación al precio, éste se incrementó en pesos en un 57,4% pasando de $promedio/tn 43.053,4 al 30 de abril de 2021 a $promedio/tn 67.786,4, al 30 de abril de 2022 debido a los mayores precios internacionales a pesar de la menor evolución de la cotización del dólar estadounidense respecto de la evolución de la inflación.

En el mercado externo, las ventas medidas en pesos aumentaron un 68,4% debido a un aumento del 66,3 % en el precio de venta en pesos promedio y, en menor medida, a un incremento en el volumen exportado de un 1,2%. Los precios de venta de propano en el mercado externo pasaron de $promedio/tn 49.174,3 al 30 de abril de 2021 a $promedio/tn 81.799,7 al 30 de abril de 2022 por lo explicado anteriormente.

• Las ventas de butano aumentaron en $ 158.929 ó 59,7%, pasando de $ 266.348 al 30 de abril de 2021 a $ 425.277 al 30 de abril de 2022. Dicho incremento se debió a un aumento del volumen vendido en un 13,3%, pasando de 10.531 tn al 30 de abril de 2021 a 11.936 tn al 30 de abril de 2022 como consecuencia del mayor gas procesado. El precio de venta en pesos se incrementó en un 40,9% debido a los mayores precios internacionales a pesar de la menor evolución de la cotización del dólar estadounidense respecto de la evolución de la inflación. Cabe destacar que de las ventas registradas en el ejercicio finalizado al 30 de abril de 2021, $ 91.043, ó 21,4% correspondieron a la exportación de 1.126 tn.

• No se han registrado ventas de gasolina al 30 de abril de 2022 y 2021 debido a que la producción en esos ejercicios de 21.856 m[3 ] y 20.240 m[3] , respectivamente, fueron vendidas con el petróleo por razones de mercado.

f) Oxígeno:

Hychico vendió 86.021 m[3] y 126.030 m[3] de oxígeno por un total de $ 17.420 y $ 17.236 en los ejercicios finalizados el 30 de abril de 2022 y 2021, respectivamente. El incremento de las ventas en pesos es consecuencia del aumento del precio de venta, compensado por un menor volumen vendido debido a la disminución de la demanda del producto.

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g) Servicios:

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

Costo de ingresos

	30/04/22	30/04/21	Variación	Variación
Honorarios y otras retribuciones Sueldos y cargas sociales Materiales, repuestos y otros Operación, mantenimiento y reparaciones Combustibles, lubricantes y fluidos Transporte, fletes y estudios Depreciación propiedad, planta y equipo Depreciación derechos de uso Gastos de oficina, movilidad y representación Impuestos, tasas, contribuciones, alquileres y seguros Gastos de transporte de gas Adquisición de crudo Adquisición energía a CAMMESA Costo de producción de existencias	151.770 3.367.341 1.221.164 3.465.342 1.863.378 501.655 9.854.024 19.923 163.058 587.288 69.707 853.046 8.028 (2.575.725)	112.947 2.789.775 1.208.836 2.822.145 1.363.468 254.308 7.677.731 53.524 126.535 501.654 131.930 393.395 784 (1.112.897)	38.823 577.566 12.328 643.197 499.910 247.347 2.176.293 (33.601) 36.523 85.634 (62.223) 459.651 7.244 (1.462.828)	34,4% 20,7% 1,0% 22,8% 36,7% 97,3% 28,3% -62,8% 28,9% 17,1% -47,2% 116,8% 924,0% 131,4%
Costo de ingresos	19.549.999	16.324.135	3.225.864	19,8%

El costo de ingresos al 30 de abril de 2022 ascendió a $ 19.547.999 (49,1% sobre los ingresos), mientras que al 30 de abril de 2021 ascendió a $ 16.324.135 (57,5% sobre los ingresos).

El comportamiento de los principales rubros que implicaron el incremento del 19,8% en el costo de ingresos fue:

• un aumento en las depreciaciones de los activos de Propiedad, planta y equipo por $ 2.176.293 debido a las nuevas inversiones en el segmento de petróleo y gas acompañado de mayor producción, y a la mayor depreciación de los activos relacionados por la CT ADC respecto del ejercicio anterior, debido a la mayor generación.

• la mayor adquisición de crudo relacionada con la operatoria de la UT Pampa del Castillo, tanto en m3 como a mayor precio;

• los sueldos y cargas sociales se incrementaron como consecuencia de la recomposición salarial y el incremento en la nómina;

• los costos en operación, mantenimiento y reparaciones y en el resto de los costos en general muestran un incremento como consecuencia de la normalización de las tareas de mantenimiento de las operaciones en las áreas entre ejercicios. Durante los primeros meses del ejercicio anterior, como consecuencia de la pandemia, se realizaron únicamente tareas de mantenimiento y actividades esenciales para conservar operativos los yacimientos. Aquellos costos asociados como consecuencia del COVID-19 y que no formaron parte de la operación productiva fueron imputados en “Otros egresos operativos netos”.

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El costo de producción de existencias corresponde a los stocks de crudo producidos y no vendidos, los cuales están expuestos en el activo en el rubro “Inventarios”. Los stocks de crudo variaron un 53% entre ambos ejercicios.

Gastos de comercialización

	34/04/22	30/04/21	Variación	Variación
Regalías Gastos de almacenamiento, transporte y despacho de petróleo y energía Derechos de exportación Impuesto sobre los ingresos brutos Comisiones y otros	4.532.996 452.993 1.249.395 741.239 76.327	3.212.262 469.969 238.629 596.093 10.362	1.320.734 (16.976) 1.010.766 145.146 65.965	41,1% -3,6% 423,6% 24,3% 636,6%
Gastos de comercialización	7.052.950	4.527.315	2.525.635	55,8%

Los gastos de comercialización fueron de $ 7.052.950 al 30 de abril de 2022 mientras que al 30 de abril de 2021 ascendieron a $ 4.527.315, representando en ambos un 17,7% y 16,0% sobre los ingresos, respectivamente.

La variación del 55,8% se debió principalmente a:

a) las mayores regalías de petróleo y gas debido al incremento de la producción y del precio; b) los mayores derechos de exportación abonados como consecuencia de las mayores exportaciones de petróleo y propano y las regulaciones aplicables a lo largo del período; y

c) el aumento del impuesto sobre los ingresos brutos como consecuencia de la mayor facturación.

Gastos de administración

	30/04/22	30/04/21	Variación	Variación
Honorarios y otras retribuciones Sueldos y cargas sociales Operación, mantenimiento y reparaciones Transporte, fletes y estudios Depreciación propiedad, planta y equipo Depreciación derechos de uso Gastos de oficina, movilidad y representación Impuestos, tasas, contribuciones, alquileres y seguros Gastos bancarios	156.607 959.767 194.086 7.951 38.230 142.320 33.899 22.290 521.149	161.913 785.261 156.336 5.866 39.401 142.320 13.240 42.628 353.530	(5.306) 174.506 37.750 2.085 (1.171) - 20.659 (20.338) 167.619	-3,3% 22,2% 24,1% 35,5% -3,0% - 156,0% -47,7% 47,4%
Gastos de administración	2.076.299	1.700.495	375.804	22,1%

Los gastos de administración fueron de $ 2.076.299 al 30 de abril de 2022, representando un 5.2% sobre los ingresos, mientras que al 30 de abril de 2021 fueron de $ 1.700.495, representando un 6,0% sobre los ingresos. El aumento fue de $ 375.804, representando un 22,1%. Este incremento es consecuencia principalmente de: i) los mayores gastos bancarios como consecuencia del mayor impuesto al débito y crédito bancario, dadas las mayores transacciones de ventas, por la normalización de la actividad en las áreas y las inversiones realizadas en el rubro Propiedad, planta y equipo, y ii) el aumento de los sueldos y cargas sociales por los incrementos salariales otorgados y el incremento en la nómina, y del resto de los gastos en general como consecuencia de una mayor actividad en el ejercicio finalizado al 30 de abril de 2022 respecto del ejercicio anterior.

Este incremento se compensó parcialmente con los menores gastos en impuestos, tasas, contribuciones, alquileres y seguros y honorarios y otras retribuciones.

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Otros egresos operativos netos

	30/04/22	30/04/21	Variación	Variación
Desvalorización de Propiedad, planta y equipo Cobro de reclamos judiciales Resultado pasivos a riesgo Resultado relacionado con la adquisición de participación en área La Yesera Ingreso por tareas ambientales en Pampa del Castillo Ingresos por servicios administrativos indirectos Consorcios / UT (neto) Costos directos asociados al COVID-19 Ingreso por venta de activo de propiedad, planta y equipo Diversos	(1.165.858) 61.731 - 506.584 60.131 73.954 (101.313) 11.771 43.199	(3.898.459) 77.153 174.515 - - 74.656 (1.044.422) - 54.403	2.732.601 (15.422) (174.515) 506.584 60.131 (702) 943.109 11.771 (11.204)	70,1% -20,0% -100,0% 100,0% 100,0% -0,9% 90,3% 100,0% -20,6%
Otros egresos operativos netos	(509.801)	(4.562.154)	4.052.353	88,8%

Los otros egresos operativos netos al 30 de abril de 2022 fueron una pérdida de $ 509.801, en tanto que al 30 de abril de 2021 la pérdida ascendió a $ 4.562.154.

Se incluyeron en este rubro al 30 de abril de 2022 fundamentalmente (i) el resultado generado por la adquisición a San Jorge Energy S.A. de la participación del 18,75% en el área La Yesera, (ii) los ingresos indemnizatorios de Pampa del Castillo por la realización de tareas ambientales; y al 30 de abril de 2022 y 2021 (iii) los ingresos por servicios administrativos a los consorcios, (iv) el cobro de reclamos judiciales y (v) 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.

Asimismo, al 30 de abril de 2022 se incluyó la desvalorización del rubro Propiedad, planta y equipo por $ 1.165.858 correspondiente al reconocimiento de un menor valor de del PED II (propiedad de E G WIND) en el segmento de generación de energía eólica. Al 30 de abril de 2021 la desvalorización de $ 3.898.459, corresponde al reconocimiento de un menor valor de los activos de explotación en el segmento de petróleo y gas del área Agua del Cajón. Ver Nota 3.6 de los estados financieros consolidados.

Resultados financieros

	30/04/22	30/04/21	Variación	Variación
Ingresos financieros Costos financieros Otros resultados financieros	4.781.251 9.408.097 (4.626.846) -49,2% (12.197.559) (19.784.799) 7.587.240 38,3% 48.763 50.302 (1.539) -3,1%
Otros resultados financieros RECPAM	7.171.836 8.985.360 (1.813.524) -20,2%
Resultados financieros	(195.709)	(1.341.040)	1.145.331	85,4%

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a) Ingresos financieros

	30/04/22	30/04/21	Variación	Variación
Diferencia de cambio 3.478.050 8.237.640 (4.759.590) -57,8%
Intereses Otros resultados financieros Devengamiento de intereses de créditos	872.511 490.152 (59.462)	787.285 470.975 (87.803)	85.226 19.177 28.341	10,8% 4,1% 32,3%
Ingresos financieros	4.781.251	9.408.097	(4.626.846)	-49,2%

Los ingresos financieros al 30 de abril de 2022 arrojaron un saldo de $ 4.781.251, mientras que al 30 de abril de 2021 fueron de $ 9.408.097, representando una disminución del 49,2%. Las principales causas de esta disminución de $ 4.626.846 fueron las menores ganancias por diferencia de cambio debido a la menor variación, a valores nominales, de la cotización del dólar estadounidense respecto del peso, el cual entre mayo 2021 y abril 2022 se incrementó en un 23,2% mientras que, entre mayo 2020 y abril 2021 tuvo un aumento del 39,9% y la menor evolución de la cotización del dólar estadounidense respecto de la evolución de la inflación entre los ejercicios. El Grupo posee al 30 de abril de 2022 el 77,4% de sus activos financieros en dólares estadounidenses. Al 30 de abril de 2022 y 2021 los intereses y los otros resultados financieros se generaron por las inversiones formadas, fundamentalmente, por fondos comunes de inversión y plazos fijos, cuyo capital promedio expuesto en el ejercicio finalizado al 30 de abril de 2022 fue mayor que el capital promedio expuesto del ejercicio anterior. Asimismo, se incluyen ingresos en concepto de intereses por mora como consecuencia del retraso de los pagos por parte de CAMMESA.

b) Costos financieros

	30/04/22	30/04/21	Variación	Variación
Diferencia de cambio Intereses Recompra Obligaciones Negociables Otros resultados financieros Devengamiento de intereses de deudas	(9.450.080) (2.685.243) 74.549 (76.858) (59.927)	(16.507.142) (4.262.364) 755.700 (92.138) 321.145	7.057.062 1.577.121 (681.151) 15.280 (381.072)	42,8% 37,0% -90,1% 16,6% -118,7%
Costos financieros	(12.197.559)	(19.784.799)	7.587.240	38,3%

Los costos financieros al 30 de abril de 2022 arrojaron un saldo de $ 12.197.559, mientras que al 30 de abril de 2021 fueron por $ 19.784.799, representando una disminución del 38,3%. Las principales causas de la fluctuación de $ 7.587.240 fueron:

• las menores pérdidas por diferencia de cambio como consecuencia de la menor variación, a valores nominales, de la cotización del dólar estadounidense respecto del peso, el cual entre entre mayo 2021 y abril 2022 se incrementó en un 23,2% mientras que, entre mayo 2020 y abril 2021 tuvo un aumento del 39,9% y la menor evolución de la cotización del dólar estadounidense respecto de la evolución de la inflación entre ejercicios. Adicionalmente, la deuda neta disminuyó como consecuencia de las recompras de ON que realizó la Sociedad entre agosto de 2020 y noviembre de 2021. El Grupo posee el 84,0% de sus pasivos financieros en dólares estadounidenses, con lo cual la variación de la cotización de dicha moneda genera impactos significativos en los resultados económicos y en el patrimonio.

La deudas financieras a la cuales hacemos referencia se detallan a continuación:

• Obligaciones Negociables Clase 2 por US$ 300 millones con vencimiento mayo 2024, devenga intereses a una tasa fija del 6,875% pagaderos semestralmente. Adicionalmente, desde el mes de agosto de 2020 y hasta la fecha de emisión de los presentes estados financieros, la Sociedad procedió a la recompra de sus

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  - Obligaciones Negociables Clase 2 por un monto total de valor nominal de US$ 61.154.000, las cuales se encuentran en cartera.

• Préstamo de US$ 2,5 millones con el Banco Santander Río S.A., destinado a capital de trabajo de E G WIND, devenga un interés a una tasa fija nominal en dólares de 2,95% pagadero trimestralmente. Al 30 de abril de 2022 el capital adeudado asciende a US$ 2,5 millones.

• los menores intereses devengados correspondientes a las Obligaciones Negociables, por las recompras efectuadas, y al préstamo con el CII. Adicionalmente, en mayo de 2021 se canceló el préstamo con el Banco Macro contraído en abril 2020, compensados parcialmente con los intereses por adelantos en cuenta corriente que al 30 de abril 2022 se mantienen por $ 432,8 millones devengando intereses a una TNA del 36,5%.

En el ejercicio finalizado al 30 de abril de 2021 se registró una ganancia por devengamiento de intereses de deudas generada principalmente por la cancelación anticipada por parte de E G WIND del saldo adeudado a Enercon GmbH por el cual obtuvo un descuento de US$ 3,47 millones. generando un resultado positivo de $ 541.383.

Asimismo, el resultado por recompra de ON disminuyó entre los ejercicios, debido fundamentalmente a las menores recompras a valores nominales efectuadas durante el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2022 respecto del ejercicio anterior.

Otros resultados financieros RECPAM

	30/04/22	30/04/21	Variación	Variación
Otros resultados financieros RECPAM	7.171.836	8.985.360	(1.813.524)	-20,2%

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

Impuesto a las ganancias

	30/04/22	30/04/21	Variación	Variación
Impuesto a las ganancias	(5.722.882)	(889.177)	(4.833.705)	-543,6%

El resultado pérdida por el impuesto a las ganancias al 30 de abril de 2022 aumentó en $ 4.833.705 pasando de una pérdida de $ 889.177 a una de $ 5.722.882, como consecuencia del mayor resultado fiscal ganancia arrojado en el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2022, dado el incremento de la actividad y los mejores resultados obtenidos, el impacto en el resultado fiscal del ajuste por inflación impositivo, cuyo cómputo, a partir del presente ejercicio no se difiere en cuotas, el incremento de la alícuota aplicable y de la variación del cargo por el impuesto diferido.

Otros resultados integrales

	30/04/22	30/04/21	Variación	Variación
Otros resultados integrales con imputación futura a resultados	-	(195.166)	195.166	100,0%
Otros resultados integrales sin imputación futura a resultados	(2.439.136)	(1.434.975)	(1.004.161)	-70,0%

Los otros resultados integrales con imputación futura a resultados se generaron debido a que al 30 de abril de 2021 la Sociedad poseía inversiones en títulos públicos cuyo objetivo era tanto la obtención de los flujos de efectivo contractuales, así como la venta de dichos activos financieros, motivo por el cual se registró una reserva por la diferencia entre el costo amortizado y el valor razonable de dichas inversiones, netos del impuesto a las ganancias en ese ejercicio. Dichos títulos públicos fueron vendidos en el ejercicio finalizado al 30 de abril de 2021.

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Los otros resultados integrales sin imputación futura a resultados surgen como consecuencia de que Capex aplica el modelo de revaluación para ciertos bienes del rubro Propiedad, planta y equipo.

10. Propuesta del Directorio (valores en $)

En cumplimiento de las disposiciones estatutarias y legales vigentes, el Directorio de la Sociedad cumple en someter a vuestra consideración la presente Memoria, Inventario, Informes de auditoría emitido por los auditores independientes, Informes de la Comisión Fiscalizadora, y los Estados Financieros separados y consolidados, correspondientes al ejercicio vigésimo cuarto iniciado el 1º de mayo de 2021 y finalizado el 30 de abril de 2022.

El resultado integral del ejercicio arrojó una ganancia de $ 2.294.608.686, constituido por i) el Resultado neto ganancia por $ 4.717.374.345, ii) Otros resultados integrales netos pérdida por $ 2.422.765.659 provenientes del revalúo del rubro Propiedad, Planta y Equipo. Conforme a las normas aplicables los Otros resultados integrales forman parte de la Reserva por Revaluación de Activos.

Al cierre del ejercicio los resultados no asignados ascienden a una ganancia de $ 5.026.166.293, compuesto por: i) Resultado neto ganancia por $ 4.717.374.345, y ii) la desafectación de la Reserva por Revaluación de Activos por $ 308.791.948.

El Directorio propone que los Resultados no asignados ganancia que ascienden a $ 5.026.166.293: i) sean imputados contra la Reserva Legal $ 251.308.315, y ii) habiendo pagado con fecha 5 de julio de 2022 dividendos anticipados aprobados por Directorio el 23 de junio de 2022 por $ 3.512.027.675, el monto restante de 1.262.830.303 sea imputado contra la Reserva Facultativa para distribución de dividendos y/o inversiones y/o cancelación de deuda y/o absorción de pérdidas.

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

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 11 de julio de 2022

EL DIRECTORIO

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

A. LA FUNCIÓN DEL DIRECTORIO

Principios

• I. La compañía debe ser liderada por un Directorio profesional y capacitado que será el encargado de sentar las bases necesarias para asegurar el éxito sostenible de la compañía. El Directorio es el guardián de la compañía y de los derechos de todos sus Accionistas.

• II. El Directorio deberá ser el encargado de determinar y promover la cultura y valores corporativos. En su actuación, el Directorio deberá garantizar la observancia de los más altos estándares de ética e integridad en función del mejor interés de la compañía.

• III. El Directorio deberá ser el encargado de asegurar una estrategia inspirada en la visión y misión de la compañía, que se encuentre alineada a los valores y la cultura de la misma. El Directorio deberá involucrarse constructivamente con la gerencia para asegurar el correcto desarrollo, ejecución, monitoreo y modificación de la estrategia de la compañía.

• IV. El Directorio ejercerá control y supervisión permanente de la gestión de la compañía, asegurando que la gerencia tome acciones dirigidas a la implementación de la estrategia y al plan de negocios aprobado por el directorio.

• V. El Directorio deberá contar con mecanismos y políticas necesarias para ejercer su función y la de cada uno de sus miembros de forma eficiente y efectiva.

1. El Directorio genera una cultura ética de trabajo y establece la visión, misión y valores de la compañía.

La Sociedad ha desarrollado sus actividades de forma ética y transparente a través de su historia, lo cual se ha visto reflejado en el accionar del Directorio, la gerencia y los empleados de la Sociedad.

El Directorio aprobó e implementó desde el ejercicio 2019-2020 el Código de Conducta de la Sociedad el cual rige en la realización de todas las actividades de la Sociedad, las cuales incluyen principalmente la exploración y producción de hidrocarburos, la producción de GLP, la generación de electricidad en su central térmica y la generación de energía renovable a través de sus controladas HYCHICO S.A y E G WIND S.A.

En ese contexto, el Directorio también implementó desde el mismo ejercicio los nuevos lineamientos del Código de Gobierno Societario requeridos por la Resolución General 797, como así también de un Programa de Integridad según lo previsto en la Ley 27.401.

Durante el ejercicio 2021-2022 se han realizado capacitaciones al personal de la Sociedad en materia del Programa de Integridad.

2. El Directorio fija la estrategia general de la compañía y aprueba el plan estratégico que desarrolla la gerencia. Al hacerlo, el Directorio tiene en consideración factores ambientales, sociales y de gobierno societario. El Directorio supervisa su implementación mediante la

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utilización de indicadores clave de desempeño y teniendo en consideración el mejor interés de la compañía y todos sus accionistas.

El Directorio, al aprobar la Memoria, incluye el plan de acción del año siguiente. Previamente la Gerencia prepara el proyecto para consensuarlo con el Directorio. Al definir el plan de acción, el Directorio y las Gerencias tienen en cuenta factores ambientales, sociales y de gobierno societario.

Asimismo, la Sociedad cuenta con el sector de Control de Gestión que realiza un control y seguimiento de los presupuestos económicos y financieros, manteniendo reuniones en forma trimestral con la Dirección General y los Gerentes de la Sociedad, en las que se evalúa el grado de cumplimiento y desvíos de los presupuestos. La información analizada tiene como fuentes la contabilidad y datos de mercado.

3. El Directorio supervisa a la gerencia y asegura que ésta desarrolle, implemente y mantenga un sistema adecuado de control interno con líneas de reporte claras.

El Directorio se reúne periódicamente con el Gerente General y con los gerentes, quienes mantienen actualizado al Directorio sobre la evolución de las actividades de la Sociedad. El Directorio aprobó un organigrama de la Sociedad, el cual establece los distintos grados de reporte al Gerente General, delineando las líneas de reportes de las distintas gerencias. A su vez, el Gerente General mantiene diálogo constante con el Directorio.

Asimismo, la Sociedad cuenta con la descripción de los principales procedimientos que deben llevarse a cabo para la realización de las operaciones, que aseguren el control interno de la Sociedad. Auditoría Interna realiza controles periódicos para monitorear su cumplimiento e informa al Comité de Auditoría.

4. El Directorio diseña las estructuras y prácticas de gobierno societario, designa al responsable de su implementación, monitorea la efectividad de las mismas y sugiere cambios en caso de ser necesarios.

El Directorio, con la asistencia de la Secretaría Corporativa, diseña, confecciona, revisa y aprueba los reglamentos y documentos que lleven a una adecuada estructura y práctica de Gobierno Societario.

Asimismo, el Directorio ha designado como Secretaría Corporativa a la Gerencia de Asuntos Legales, la cual implementa y controla, junto con otros departamentos, las prácticas de gobierno societario.

5. Los miembros del Directorio tienen suficiente tiempo para ejercer sus funciones de forma profesional y eficiente. El Directorio y sus comités tienen reglas claras y formalizadas para su funcionamiento y organización, las cuales son divulgadas a través de la página web de la compañía.

Los miembros del Directorio tienen tiempo suficiente para ejercer sus funciones de directores de la Sociedad de forma profesional y eficiente.

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El Directorio cuenta con reglas claras y formalizadas para su funcionamiento y organización, las cuales se encuentran previstas en el Estatuto de la Sociedad y en el Reglamento del Directorio. A su vez, los Comités del Directorio cuentan con sus propios reglamentos que establecen de forma clara las reglas para su funcionamiento.

Los Reglamentos se encuentran publicados en el sitio web de la Sociedad.

B) LA PRESIDENCIA EN EL DIRECTORIO Y LA SECRETARÍA CORPORATIVA

Principios

VI. El Presidente del Directorio es el encargado de velar por el cumplimiento efectivo de las funciones del Directorio y de liderar a sus miembros. Deberá generar una dinámica positiva de trabajo y promover la participación constructiva de sus miembros, así como garantizar que los miembros cuenten con los elementos e información necesaria para la toma de decisiones. Ello también aplica a los Presidentes de cada comité del Directorio en cuanto a la labor que les corresponde.

VII. El Presidente del Directorio deberá liderar procesos y establecer estructuras buscando el compromiso, objetividad y competencia de los miembros del Directorio, así como el mejor funcionamiento del órgano en su conjunto y su evolución conforme a las necesidades de la compañía.

VIII. El Presidente del Directorio deberá velar por que el Directorio en su totalidad esté involucrado y sea responsable por la sucesión del gerente general.

6. El Presidente del Directorio es responsable de la buena organización de las reuniones del Directorio, prepara el orden del día asegurando la colaboración de los demás miembros y asegura que éstos reciban los materiales necesarios con tiempo suficiente para participar de manera eficiente e informada en las reuniones. Los Presidentes de los comités tienen las mismas responsabilidades para sus reuniones.

El Presidente del Directorio coordina el cronograma periódico de las reuniones de Directorio con el resto de sus miembros conforme lo establecido en el Reglamento del Directorio y les remite los materiales necesarios para las mismas, contando con el soporte de la Secretaría Corporativa.

7. El Presidente del Directorio vela por el correcto funcionamiento interno del Directorio mediante la implementación de procesos formales de evaluación anual.

El Presidente del Directorio vela por la evaluación periódica del Directorio. El Directorio en forma anual en la Memoria, expone los resultados de su gestión y describe su actuación a efectos de permitir la evaluación del desempeño por parte de la Asamblea de Accionistas de conformidad con lo establecido en la Ley General de Sociedades.

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8. El Presidente genera un espacio de trabajo positivo y constructivo para todos los miembros del Directorio y asegura que reciban capacitación continua para mantenerse actualizados y poder cumplir correctamente sus funciones.

El Presidente es quien lidera al Directorio y vela porque sea un entorno ordenado, destinado al diálogo y la crítica constructiva, donde todos los miembros estén lo suficientemente informados para expresar sus opiniones y poder procurar el intercambio entre ellos. Todos los años, el Directorio, junto con la Secretaría Corporativa, emite y lleva a cabo un programa anual de capacitaciones, el cual incluye informes mensuales de consultoras y asesores externos sobre diferentes materias vinculadas a la Sociedad, como por ejemplo de energía, hidrocarburos, financieras y económicas, así como también capacitaciones sobre temas de interés para la Sociedad.

9. La Secretaría Corporativa apoya al Presidente del Directorio en la administración efectiva del Directorio y colabora en la comunicación entre accionistas, Directorio y gerencia.

La Secretaría Corporativa es llevada a cabo por la Gerencia de Asuntos Legales de la Sociedad. La Secretaría Corporativa se encarga de brindar soporte al Directorio y llevar a cabo diferentes actividades, incluyendo, entre otras cuestiones: (i) realizar las convocatorias; (ii) preparar el paquete de información para los accionistas, (iii) conformar las minutas de las reuniones, (iv) organizar las asambleas de accionistas; (v) asegurar el registro de los accionistas, y (vi) proponer y coordinar un cronograma de reuniones del Directorio y sus Comités.

10. El Presidente del Directorio asegura la participación de todos sus miembros en el desarrollo y aprobación de un plan de sucesión para el gerente general de la compañía.

El Directorio de la Sociedad aprobó una Política de Sucesión del Gerente General y Gerencias de Primea Línea. El Directorio, junto con la Gerencia de Recursos Humanos, participan en la implementación de esta Política.

C) COMPOSICIÓN, NOMINACIÓN Y SUCESIÓN DEL DIRECTORIO

Principios

IX. El Directorio deberá contar con niveles adecuados de independencia y diversidad que le permitan tomar decisiones en pos del mejor interés de la compañía, evitando el pensamiento de grupo y la toma de decisiones por individuos o grupos dominantes dentro del Directorio. X. El Directorio deberá asegurar que la compañía cuente con procedimientos formales para la propuesta y nominación de candidatos para ocupar cargos en el Directorio en el marco de un plan de sucesión.

11. El Directorio tiene al menos dos miembros que poseen el carácter de independientes de acuerdo con los criterios vigentes establecidos por la Comisión Nacional de Valores.

El Directorio está integrado por el número de miembros que fija la asamblea entre un mínimo de tres (3) y un máximo de seis (6) miembros con mandato por un (1) año, según lo previsto en el

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estatuto vigente de la Sociedad. Actualmente, el Directorio de la Sociedad está compuesto por cinco (5) miembros titulares, dos (2) de los cuales son independientes.

12. La compañía cuenta con un Comité de Nominaciones que está compuesto por al menos tres (3) miembros y es presidido por un director independiente. De presidir el Comité de Nominaciones, el Presidente del Directorio se abstendrá de participar frente al tratamiento de la designación de su propio sucesor.

La Sociedad cuenta con un Comité de Nominaciones y Remuneraciones, el cual se encuentra compuesto por tres (3) miembros, dos de ellos independientes, siendo presidido asimismo por un Director independiente. El reglamento de este Comité se encuentra publicado en la página web de Capex.

13. El Directorio, a través del Comité de Nominaciones, desarrolla un plan de sucesión para sus miembros que guía el proceso de preselección de candidatos para ocupar vacantes y tiene en consideración las recomendaciones no vinculantes realizadas por sus miembros, el Gerente General y los Accionistas.

La Sociedad cuenta con una Política de Nominaciones de Miembros del Directorio. El Directorio, a través del Comité de Nominaciones y Remuneraciones, implementa y supervisa la ejecución de dicha Política.

14. El Directorio implementa un programa de orientación para sus nuevos miembros electos.

El Directorio implementa un programa de orientación para sus nuevos miembros, presentándolos y brindándoles toda la información necesaria o que sea requerida, así como capacitaciones sobre cuestiones vinculadas a la Sociedad.

D) REMUNERACIÓN

Principios

XI. El Directorio deberá generar incentivos a través de la remuneración para alinear a la gerencia – liderada por el gerente general- y al mismo Directorio con los intereses de largo plazo de la compañía de manera tal que todos los directores cumplan con sus obligaciones respecto de todos sus accionistas de forma equitativa.

15. La compañía cuenta con un Comité de Remuneraciones que está compuesto por al menos tres (3) miembros. Los miembros son en su totalidad independientes o no ejecutivos.

La Sociedad cuenta con un Comité de Nominaciones y Remuneraciones, el cual se encuentra compuesto por tres (3) miembros, dos de ellos independientes, y todos no ejecutivos. El reglamento de este Comité se encuentra publicado en la página web de la Sociedad.

16. El Directorio, a través del Comité de Remuneraciones, establece una política de remuneración para el gerente general y miembros del Directorio.

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La Sociedad implementó una Política de Remuneración de Miembros del Directorio y una Política de Remuneración del Gerente General y Gerentes de Primera Línea. El Directorio, a través del Comité de Nominaciones y Remuneraciones y junto con el soporte del departamento de Recursos Humanos y la Secretaría Corporativa cuando corresponda, supervisa e implementa dichas políticas.

El Comité es el encargado de asistir al Directorio y/o la Asamblea en materia de: (i) remuneraciones del Directorio; y (ii) elaboración y seguimiento de políticas y/o planes de remuneración y/o beneficios para el Directorio y el Gerente General de la Sociedad.

E) AMBIENTE DE CONTROL

E) AMBIENTE DE CONTROL	E) AMBIENTE DE CONTROL
Principios
XII.	El Directorio debe asegurar la existencia de un ambiente de control, compuesto por controles
	internos desarrollados por la gerencia, la auditoría interna, la gestión de riesgos, el
	cumplimiento regulatorio y la auditoría externa, que establezca las líneas de defensa necesarias
	para asegurar la integridad en las operaciones de la compañía y de sus reportes financieros.
XIII.	El Directorio deberá asegurar la existencia de un sistema de gestión integral de riesgos que
	permita a la gerencia y al Directorio dirigir eficientemente a la compañía hacia sus objetivos
	estratégicos.
XIV.	El Directorio deberá asegurar la existencia de una persona o departamento (según el tamaño y
	complejidad del negocio, la naturaleza de sus operaciones y los riesgos a los cuales se enfrenta)
	encargado de la auditoría interna de la compañía. Esta auditoría, para evaluar y auditar los
	controles internos, los procesos de gobierno societario y la gestión de riesgo de la compañía,
	debe ser independiente y objetiva y tener sus líneas de reporte claramente establecidas.
XV.	El Comité de Auditoría del Directorio estará compuesto por miembros calificados y
	experimentados, y deberá cumplir con sus funciones de forma transparente e independiente.
XVI.	El Directorio deberá establecer procedimientos adecuados para velar por la actuación
	independiente y efectiva de los Auditores Externos.

17. El Directorio determina el apetito de riesgo de la compañía y además supervisa y garantiza la existencia de un sistema integral de gestión de riesgos que identifique, evalúe, decida el curso de acción y monitoree los riesgos a los que se enfrenta la compañía, incluyendo -entre otros- los riesgos medioambientales, sociales y aquellos inherentes al negocio en el corto y largo plazo.

A través del seguimiento del negocio y las funciones de gestión del Gerente General y el Directorio, éstos evalúan los riesgos que se presentan y junto con los gerentes involucrados toman las medidas necesarias para mitigarlos. El Gerente General mantiene informado permanentemente al Directorio, quien define el riesgo a tomar por la Sociedad. Asimismo, y dada la actividad del grupo, se cuenta con una matriz de riesgos en materia de seguridad y de gestión ambiental y de procedimientos para su gestión.

Con el propósito de ser un instrumento de trabajo útil para identificar los principales riesgos que afectan a la Sociedad, se implementó una metodología de gestión integral de riesgos. A tales efectos, se ha desarrollado una matriz integral de evaluación de riesgos. Entre los principales riesgos inherentes al negocio que son tenidos en cuenta por la Sociedad para su análisis se encuentran:

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• Riesgos estratégicos, económicos y políticos;

• Riesgos vinculados a competidores y a negocios conjuntos;

• Riesgos vinculados a desastres naturales;

• Riesgos vinculados a problemáticas sociales;

• Riesgos de gobierno corporativo;

• Riesgos de cumplimiento;

• Riesgos de procesos, dentro de los cuales se encuentran aquéllos vinculados a recursos humanos, fraude, tecnología de la información, operaciones, entre otros; y

• Riesgos financieros y de reporte.

Esta matriz de riesgos ha sido elaborada a través de la evaluación de todas la Gerencias de la Sociedad y la Gerencia General, por medio de metodologías para la determinación de los riesgos de negocio, contando con la asistencia de la Gerencia de Auditoría, quien es responsable de coordinar y supervisar la aplicación de la misma y gestionar la actualización periódica de dicha evaluación.

Además, el Comité de Auditoría supervisa la aplicación de las políticas de información sobre gestión de riesgos financieros de la Sociedad, informando de ello en su Informe Anual. Asimismo, respecto de los riesgos financieros, en los estados financieros anuales se incluye una descripción de los mismos y sus efectos en los resultados.

Teniendo en cuenta la importancia del riesgo ambiental en el marco de las actividades que realiza la Sociedad, ésta mantiene la certificación del yacimiento Agua del Cajón, la central de generación y la planta de GLP bajo la norma ISO 14001 y también cuenta con una política de seguridad y gestión ambiental alineada con dicha norma que se aplica al resto de sus yacimientos.

18. El Directorio monitorea y revisa la efectividad de la auditoría interna independiente y garantiza los recursos para la implementación de un plan anual de auditoría en base a riesgos y una línea de reporte directa al Comité de Auditoría.

La Gerencia de Auditoría Interna reporta directamente al Directorio y cuenta con los recursos humanos y presupuestarios adecuados con relación al tamaño de la Sociedad y complejidad de sus negocios. El Comité de Auditoría aprueba el Plan de Auditoría Anual que incluye estas actividades. Al finalizar el ejercicio, el Comité de Auditoría revisa y aprueba la gestión de Auditoría Interna y externa y lo incluye en su informe anual. Asimismo, periódicamente la Gerencia de Auditoría Interna envía informes de gestión al Comité de Auditoría.

19. El auditor interno o los miembros del departamento de auditoría interna son independientes y altamente capacitados.

La Gerencia de Auditoría Interna de la Sociedad está conformada por miembros que poseen adecuados conocimientos en materias financieras, empresariales y contables, contando con la autoridad necesaria para realizar sus tareas de manera efectiva, amplia e independiente.

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20. El Directorio tiene un Comité de Auditoría que actúa en base a un reglamento. El comité está compuesto en su mayoría y presidido por directores independientes y no incluye al gerente general. La mayoría de sus miembros tiene experiencia profesional en áreas financieras y contables.

El Comité de Auditoría cuenta con un reglamento desde el año 2003. Actualmente, el Comité está compuesto por tres (3) miembros del Directorio, dos de ellos independientes y con formación acorde los requisitos de la normativa aplicable. El Gerente General no forma parte del Comité.

21. El Directorio, con opinión del Comité de Auditoría, aprueba una política de selección y monitoreo de auditores externos en la que se determinan los indicadores que se deben considerar al realizar la recomendación a la asamblea de Accionistas sobre la conservación o sustitución del auditor externo.

La Sociedad aplica las Normas de la CNV sobre rotación de los Auditores Externos.

En su informe anual, el Comité de Auditoría describe las tareas realizadas durante el ejercicio, entre las que se encuentran la realización de reuniones periódicas con el auditor externo en las que el Comité recibe los reportes trimestrales correspondientes.

Asimismo, el Comité de Auditoría evalúa la idoneidad, independencia y desempeño de los Auditores Externos que fueran designados por la Asamblea de Accionistas. Cada año emite un informe en atención a los siguientes procedimientos y tareas realizadas: análisis de las propuestas de servicios y honorarios de los Auditores Externos; mantenimiento de las condiciones de independencia, consulta a funcionarios de la Sociedad sobre la existencia de hechos que puedan afectar la independencia del auditor; análisis de los planes de trabajo, su desarrollo y resultados; planeamiento y enfoque de los trabajos, etc. Se emite una opinión fundada en los términos de la normativa aplicable y el Reglamento del Comité.

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F) ÉTICA, INTEGRIDAD Y CUMPLIMIENTO

Principios

XVII. El Directorio debe diseñar y establecer estructuras y prácticas apropiadas para promover una cultura de ética, integridad y cumplimiento de normas que prevenga, detecte y aborde faltas corporativas o personales serias.

XVIII. El Directorio asegurará el establecimiento de mecanismos formales para prevenir y en su defecto lidiar con los conflictos de interés que puedan surgir en la administración y dirección de la compañía. Deberá contar con procedimientos formales que busquen asegurar que las transacciones entre partes relacionadas se realicen en miras del mejor interés de la compañía y el tratamiento equitativo de todos sus accionistas.

22. El Directorio aprueba un Código de Ética y Conducta que refleja los valores y principios éticos y de integridad, así como también la cultura de la compañía. El Código de Ética y Conducta es comunicado y aplicable a todos los directores, gerentes y empleados de la compañía.

La Sociedad cuenta con un Código de Conducta, el cual es de conocimiento de sus directores, gerentes y empleados, quienes lo aplican a todas sus actividades laborales relacionadas con la Sociedad.

El Código de Conducta establece los principios y valores que deben inspirar y definir las pautas de conducta de todos los empleados, gerentes y directores de la Sociedad. Es cultura de Capex que todos sus miembros apliquen cotidianamente principios de integridad y conducta transparente y de buenas prácticas en el desarrollo de las actividades y los negocios de la Sociedad.

23. El Directorio establece y revisa periódicamente, en base a los riesgos, dimensión y capacidad económica un Programa de Ética e Integridad. El plan es apoyado visible e inequívocamente por la gerencia quien designa un responsable interno para que desarrolle, coordine, supervise y evalúe periódicamente el programa en cuanto a su eficacia. El programa dispone: (i) capacitaciones periódicas a directores, administradores y empleados sobre temas de ética, integridad y cumplimiento; (ii) canales internos de denuncia de irregularidades, abiertos a terceros y adecuadamente difundidos; (iii) una política de protección de denunciantes contra represalias; y un sistema de investigación interna que respete los derechos de los investigados e imponga sanciones efectivas a las violaciones del Código de Ética y Conducta; (iv) políticas de integridad en procedimientos licitatorios; (v) mecanismos para análisis periódico de riesgos, monitoreo y evaluación del Programa; y (vi) procedimientos que comprueben la integridad y trayectoria de terceros o socios de negocios (incluyendo la debida diligencia para la verificación de irregularidades, de hechos ilícitos o de la existencia de vulnerabilidades durante los procesos de transformación societaria y adquisiciones), incluyendo proveedores, distribuidores, prestadores de servicios, agentes e intermediarios.

La Sociedad implementó un Programa de Integridad acorde a los lineamientos establecidos por la Ley Nro. 27.401 y por la CNV, habiendo designado a la Gerencia de Auditoría Interna como

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responsable del desarrollo, coordinación y supervisión del mismo. Durante el ejercicio 2021-2022 se han realizado capacitaciones sobre el mismo al personal de la Sociedad.

El Directorio se encuentra involucrado en el desarrollo del Programa de Integridad.

24. El Directorio asegura la existencia de mecanismos formales para prevenir y tratar conflictos de interés. En el caso de transacciones entre partes relacionadas, el Directorio aprueba una política que establece el rol de cada órgano societario y define cómo se identifican, administran y divulgan aquellas transacciones perjudiciales a la compañía o sólo a ciertos inversores.

La Sociedad cuenta con un Código de Conducta que establece que sus directores, gerentes y empleados deben evitar todo potencial o presente conflicto de intereses (los propios con los de la Sociedad). En la medida en que algún, director, gerente o empleado de la Sociedad se encuentre frente a una situación que le pueda generar un conflicto de interés, éste deberá ser reportado automáticamente a su superior, quien lo comunicará a su Gerente y a Auditoría Interna.

Asimismo, la Sociedad cuenta con una política que define y regula las operaciones con partes relacionadas conforme los artículos 72 y 73 de la Ley Nro. 26.831. La misma establece que todas las operaciones de monto relevante (según lo definen los artículos ya citados) con una o más partes relacionadas deben someterse a un procedimiento especifico.

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G) PARTICIPACIÓN DE LOS ACCIONISTAS Y PARTES INTERESADAS

G) PARTICIPACIÓN DE LOS ACCIONISTAS Y PARTES INTERESADAS	G) PARTICIPACIÓN DE LOS ACCIONISTAS Y PARTES INTERESADAS
Principios
XIX.	La compañía deberá tratar a todos los Accionistas de forma equitativa. Deberá garantizar el
	acceso igualitario a la información no confidencial y relevante para la toma de decisiones
	asamblearias de la compañía.
XX.	La compañía deberá promover la participación activa y con información adecuada de todos
	los Accionistas en especial en la conformación del Directorio.
XXI.	La compañía deberá contar con una Política de Distribución de Dividendos transparente que
	se encuentre alineada a la estrategia.
XXII.	La compañía deberá tener en cuenta los intereses de sus partes interesadas.

25. El sitio web de la compañía divulga información financiera y no financiera, proporcionando acceso oportuno e igual a todos los Inversores. El sitio web cuenta con un área especializada para la atención de consultas por los Inversores.

La página web de la Sociedad posee una sección denominada “Inversores” y otra “Gobierno Societario”, donde se encuentra disponible, para consulta pública, información financiera y no financiera. Asimismo, la página web contiene una sección de contacto distinguiendo según el tipo de consulta, en la que se puede seleccionar “Inversores”.

26. El Directorio debe asegurar que exista un procedimiento de identificación y clasificación de sus partes interesadas y un canal de comunicación para las mismas

La Sociedad cuenta con canales de comunicación que le permiten recibir, analizar y responder consultas de las partes interesadas, inversores, proveedores y terceros en general. El sitio web permite recoger inquietudes del público en general y las mismas son respondidas a través del responsable de relaciones con el mercado y/o la persona capacitada a tal fin según el tipo de consulta. Asimismo, en el sitio web de la Sociedad se encuentra disponible información relevante de la Sociedad .

27. El Directorio remite a los Accionistas, previo a la celebración de la Asamblea, un “paquete

de información provisorio” que permite a los Accionistas -a través de un canal de comunicación formal- realizar comentarios no vinculantes y compartir opiniones discrepantes con las recomendaciones realizadas por el Directorio, teniendo este último que, al enviar el paquete definitivo de información, expedirse expresamente sobre los comentarios recibidos que crea necesario.

La Sociedad cumple con los regímenes informativos periódicos y publicaciones definidos por la Ley General de Sociedades, la Ley de Mercado de Capitales, las Normas de la CNV y los reglamentos de los mercados en los que cotizan los títulos valores emitidos por la Sociedad.

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La Sociedad cumple con las publicaciones exigidas por la normativa vigente, en virtud de la cual se publican las convocatorias a Asambleas y la documentación relacionada, por los medios legales previstos.

Los Accionistas cuentan con canales formales de comunicación, ya sea a través de la página web de la Sociedad y/o de correo electrónico.

28. El estatuto de la compañía considera que los Accionistas puedan recibir los paquetes de información para la Asamblea de Accionistas a través de medios virtuales y participar en las Asambleas a través del uso de medios electrónicos de comunicación que permitan la transmisión simultánea de sonido, imágenes y palabras, asegurando el principio de igualdad de trato de los participantes.

La Sociedad no posee disposiciones estatutarias para llevar adelante asambleas a distancia, las cuales tampoco han sido aún reglamentadas por la CNV.

Por su parte, los Accionistas disponen de las herramientas de comunicación detalladas en el presente Informe (Prácticas 25 y 27) para establecer contacto y plantear inquietudes, sin perjuicio de los canales formales previstos por la normativa aplicable.

29. La Política de Distribución de Dividendos está alineada a la estrategia y establece claramente los criterios, frecuencia y condiciones bajo las cuales se realizará la distribución de dividendos.

La Política de Distribución de Dividendos de la Sociedad fue aprobada por su Directorio. La misma establece las pautas y criterios a tener en cuenta para la distribución de dividendos, en cumplimiento de la Ley General de Sociedades y toda otra normativa aplicable.