Capex S.A.

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ESTADOS FINANCIEROS SEPARADOS Al 30 de abril de 2023 presentados en forma comparativa

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INDICE

	INDICE
	Estado de Resultados Integrales Separados
	Estado de Situación Financiera Separados
	Estado de Cambios en el Patrimonio Separado
	Estado de Flujo de Efectivo Separados
	Notas a los Estados Financieros Separados
1	- INFORMACIÓN GENERAL
1.1	- Información general de la Sociedad
1.2	- Contexto económico en el que opera la Sociedad
2	- MARCO REGULATORIO DE LOS SECTORES PETROLERO, ELÉCTRICO, GAS Y GLP
3	- BASES DE PRESENTACIÓN Y POLÍTICAS CONTABLES
3.1	- Bases de presentación
3.2	- Normas contables
3.3	- Consideración de los efectos de la inflación
3.4	- Principios de consolidación y contabilidad de participación en sociedades y acuerdos conjuntos
3.5	- Conversión de moneda extranjera
3.6	- Propiedad, planta y equipo
3.7	- Instrumentos financieros
3.8	- Repuestos y materiales e Inventarios
3.9	- Cuentas por cobrar comerciales y otras cuentas por cobrar
3.10	- Efectivo y equivalentes de efectivo
3.11	- Cuentas del patrimonio
3.12	- Cuentas por pagar comerciales, remuneraciones y cargas sociales y otras deudas
3.13	- Deudas financieras
3.14	- Impuesto a las ganancias e impuesto diferido
3.15	- Provisiones y otros cargos
3.16	- Arrendamientos
3.17	- Reconocimiento de ingresos
3.18	- Información por segmentos
3.19	- Saldos de créditos y deudas con partes relacionadas
4	- ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS FINANCIEROS
4.1	Riesgo de mercado
4.2	Riesgo de crédito
4.3	Riesgo de liquidez
4.4	Riesgo de capital
4.5	Estimación del valor razonable
5	- ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES
6	- INFORMACIÓN POR SEGMENTOS
7	- INGRESOS POR VENTAS
8	- COSTO DE VENTAS
9	- GASTOS DE COMERCIALIZACIÓN
10	- GASTOS DE ADMINISTRACIÓN
11	- OTROS INGRESOS OPERATIVOS NETOS
12	- RESULTADOS FINANCIEROS
13	- PARTICIPACIÓN EN SOCIEDADES
14	- IMPUESTO A LAS GANANCIAS - PASIVO POR IMPUESTO DIFERIDO
15	- RESULTADO POR ACCIÓN
16	- PROPIEDAD, PLANTA Y EQUIPO
17	- ACTIVOS Y PASIVOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA
18	- CALIDAD CREDITICIA DE LOS ACTIVOS FINANCIEROS
19	- ACTIVOS POR DERECHO DE USO Y DEUDAS POR ARRENDAMIENTO
20	- REPUESTOS Y MATERIALES

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21 - INVENTARIOS 22 - OTRAS CUENTAS POR COBRAR 23 - CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES
24 - INVERSIONES FINANCIERAS A COSTO AMORTIZADO
25 - EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO
26 - CAPITAL SOCIAL Y PRIMA DE EMISIÓN
27 - RESERVAS
28 - RESULTADOS NO ASIGNADOS
29 - CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES
30 - DEUDAS FINANCIERAS
31 - REMUNERACIONES Y CARGAS SOCIALES
32 - CARGAS FISCALES
33 - OTRAS DEUDAS
34 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS
35 - COMPROMISOS
36 - PARTES RELACIONADAS Y PERSONAL CLAVE DE LA DIRECCIÓN DE LA SOCIEDAD
37 - ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDAS DISTINTAS DEL PESO
38 - RESERVAS DE GAS Y PETRÓLEO (NO CUBIERTO POR EL INFORME DE AUDITORÍA EMITIDO POR LOS AUDITORES INDEPENDIENTES)
39 - PARTICIPACIÓN EN OPERACIONES CONJUNTAS – RESUMEN DE LA SITUACIÓN FINANCIERA 40 - ADQUISICIÓN DE NEGOCIOS Y CONCESIONES
41 - CAPITAL DE TRABAJO NEGATIVO

INFORME DE AUDITORÍA EMITIDO POR LOS AUDITORES INDEPENDIENTES INFORME DE LA COMISIÓN FISCALIZADORA SOBRE ESTADOS FINANCIEROS SEPARADOS

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NOMENCLATURA

Monedas

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

Términos Definición
----- End of picture text -----

Monedas Términos	Definición
$	Peso
€	Euro
US$	Dólar estadounidense

Glosario de términos

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

Términos Definición
----- End of picture text -----

Términos	Definición
AGOyE	Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria
bbl	Barril
BTU	British thermal unit
CC	Ciclo combinado
CNV	Comisión Nacional de Valores
CSJN	Corte Suprema de Justicia de la Nación
CT ADC	Central térmica Agua del Cajón
CVP	Costo variable de producción
DIGO	Disponibilidad Garantizada Ofrecida
FACPCE	Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas
GLP	Gas licuado de petróleo
GWh	Gigawats por hora
IASB	Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad
km	Kilómetro
km2	Kilómetro cuadrado
KW	Kilowat
LVFVD	Liquidación de venta con fecha de vencimiento a definir
m3	Metro cúbico
MMBTU	Millones de british thermal unit
MEM	Mercado Eléctrico Mayorista
Mm3	Miles de metros cúbicos
MMm3	Millones de metros cúbicos
MMMm3	Miles de millones de metros cúbicos
Mtn	Miles de toneladas
MW	Megawat
NCP ARG	Normas Contables Profesionales vigentes antes de las NIIF
NIC	Normas Internacionales de Contabilidad
NIIF	Normas Internacionales de Información Financiera
Nm3	Metro cúbico normal
ON	Obligaciones Negociables
OyM	Operación y mantenimiento
RECPAM	Resultado por exposición a cambios en el poder adquisitivo de la moneda
tn	Tonelada
V/N	Valor nominal
WTI	West Texas Intermediate

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COMPOSICIÓN DEL DIRECTORIO Y COMISIÓN FISCALIZADORA

Presidente

Sr. Alejandro Götz

Vicepresidente

Sr. Pablo Alfredo Götz

Directores Titulares

Sr. Rafael Andrés Götz Sra. Marilina Manteiga Sr. Pablo Menéndez

Directores Suplentes

Sr. Ernesto Grandolini Sr. Miguel Fernando Götz Sr. Sebastián Götz

Síndicos Titulares

Sr. Norberto Luis Feoli Sr. Edgardo Giudicessi Sr. Mario Árraga Penido

Síndicos Suplentes

Sra. Claudia Marina Valongo Sra. Andrea Mariana Casas Sra. Claudia Angélica Briones

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CAPEX S.A.

ESTADOS FINANCIEROS SEPARADOS

correspondientes al ejercicio finalizado el 30 de abril de 2023 presentados en forma comparativa

Ejercicio económico Nº 35 iniciado el 1º de mayo de 2022

Domicilio legal de la Sociedad: Avenida Córdoba 948/950, piso 8, departamento C, Ciudad Autónoma de Buenos Aires Actividad principal de la Sociedad: Generación de energía eléctrica N° de Registro en la Inspección General de Justicia: 1.507.527

Fecha del contrato social: 26 de diciembre de 1988

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

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

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

Denominación de la sociedad controlante: Compañías Asociadas Petroleras Sociedad Anónima (C.A.P.S.A.) Domicilio legal: Avenida Córdoba 948/950, piso 8, departamento C, Ciudad Autónoma de Buenos Aires Actividad principal: Explotación de hidrocarburos

Participación de la sociedad controlante sobre el patrimonio y los votos: 74,8 %

Composición del Capital (Nota 26)

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

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

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socio)

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

Dr. Norberto Luis Feoli

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Estado de Resultados Integrales Separados

Correspondientes a los ejercicios iniciados el 1 de mayo de 2022 y 2021 y finalizados el 30 de abril de 2023 y 2022 Expresado en miles de pesos

Ingresos por ventas Costo de ventas Resultado bruto Gastos de comercialización Gastos de administración Otros ingresos operativos netos Resultado operativo Ingresos financieros Costos financieros Otros resultados financieros RECPAM Resultados financieros, neto Resultados de participación en sociedades Resultado antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias Resultado neto del ejercicio Otros resultados integrales Conceptos que no se reclasificarán posteriormente a resultados Otros resultados integrales por revaluación de activos Resultado integral del ejercicio Resultado neto por acción básico y diluido: - Resultados por acción básico y diluido Resultado integral por acción básico y diluido: - Resultados por acción básico y diluido	Nota	30.04.2023 30.04.2022
	7 8 9 10 11 12 12 13 14 27 15 15	88.882.614 80.943.447 (45.496.761) (39.553.900)
		43.385.853 41.389.547 (15.316.507) (14.655.868) (5.072.501) (4.253.804) 17.150.019 1.368.803
		40.146.864 23.848.678
		10.280.545 9.271.274 (50.807.594) (23.946.509) 31.673.447 14.115.835
		(8.853.602) (559.400)
		1.255.362 (1.155.487)
		32.548.624 22.133.791 (9.433.130) (12.282.308)
		23.115.494 9.851.483 3.184.701 (5.059.561)
		26.300.195 4.791.922
		128,5606 54,7906 146,2729 26,6511

Las notas 1 a 41 que se acompañan forman parte integrante de los presentes estados financieros separados.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socio)

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Carlos Brondo Contador Público (UNCUYO) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 391 F° 078

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

Dr. Alejandro Götz Presidente

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Estado de Situación Financiera Separados

Al 30 de abril de 2023 y 2022 Expresado en miles de pesos

ACTIVO ACTIVO NO CORRIENTE Propiedad, planta y equipo Participación en sociedades Activos por derechos de uso Repuestos y materiales Otras cuentas por cobrar Inversiones financieras a costo amortizado Total del activo no corriente ACTIVO CORRIENTE Repuestos y materiales Inventarios Otras cuentas por cobrar Cuentas por cobrar comerciales Inversiones financieras a costo amortizado Efectivo y equivalentes de efectivo Total del activo corriente Total del activo	Nota	30.04.2023 30.04.2022
	16 13 19 20 22 24 20 21 22 23 24 25	177.109.238 128.861.369 8.692.446 8.246.943 168.420 465.632 7.817.043 6.756.161 3.554.658 4.326.733 - 6.157.731
		197.341.805 154.814.569
		1.952.060 1.536.724 1.573.789 6.871.875 4.735.260 4.222.244 11.868.231 6.319.193 - 12.867.802 798.367 2.023.470
		20.927.707 33.841.308
		218.269.512 188.655.877

Las notas 1 a 41 que se acompañan forman parte integrante de los presentes estados financieros separados.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Carlos Brondo Contador Público (UNCUYO) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 391 F° 078

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

Dr. Alejandro Götz Presidente

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Estado de Situación Financiera Separados

Al 30 de abril de 2023 y 2022 Expresado en miles de pesos

PATRIMONIO Y PASIVO PATRIMONIO Capital social Ajuste de capital Prima de emisión Ajuste prima de emisión Reserva legal Reserva facultativa Reserva por revaluación de activos Resultados no asignados Total del patrimonio PASIVO PASIVO NO CORRIENTE Cuentas por pagar comerciales Deudas financieras Pasivo por impuesto diferido Provisiones y otros cargos Total del pasivo no corriente PASIVO CORRIENTE Cuentas por pagar comerciales Deudas financieras Remuneraciones y cargas sociales Cargas fiscales Otras deudas Total del pasivo corriente Total del pasivo Total del patrimonio y del pasivo	Nota	30.04.2023 30.04.2022
	26 26 26 26 27 27 27 28 29 30 14 34 29 30 31 32 33	179.802 179.802 20.046.418 20.046.418 79.686 79.686 8.884.329 8.884.329 2.509.751 1.984.936 34.445.345 41.825.595 7.213.964 4.378.317 23.464.550 10.496.347
		96.823.845 87.875.430
		8.612.345 3.562.776 61.977.999 57.393.157 22.944.311 13.539.879 12.899 32.549
		93.547.554 74.528.361
		21.376.143 17.573.865 3.101.209 2.616.304 1.926.569 1.770.395 774.710 3.471.442 719.482 820.080
		27.898.113 26.252.086

		121.445.667 100.780.447 218.269.512 188.655.877

Las notas 1 a 41 que se acompañan forman parte integrante de los presentes estados financieros separados.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socio)

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Carlos Brondo Contador Público (UNCUYO) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 391 F° 078

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

Dr. Alejandro Götz Presidente

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Estado de Cambios en el Patrimonio Separado

Correspondiente a los ejercicios iniciados el 1 de mayo de 2022 y 2021 y finalizados el 30 de abril de 2023 y 2022 Expresado en miles de pesos

Aporte de lo	s propietarios Ganancias reservadas	Resultados acumulados Total del patrimonio Otros resultados integrales acumulados Resultados no asignados(3) Reserva por revaluación de activos(2)
Capital social Ajuste de capital	Prima de emisión Ajuste prima de emisión Reserva legal Reserva facultativa(1)
179.802 20.046.418 - - - - - -	79.686 8.884.329 1.984.936 43.221.442 - - - (1.395.847) - - - - - - - -	10.082.742 (1.395.847) 83.083.508 - 1.395.847 - (5.059.561) 9.851.483 4.791.922 (644.864) 644.864 -
179.802 20.046.418 - - - - - - - - - -	79.686 8.884.329 1.984.936 41.825.595 - - - - - - 524.815 3.340.918 - - - (10.721.168) - - - - - - - -	4.378.317 10.496.347 87.875.430 - (6.630.612) (6.630.612) - (3.865.733) - - - (10.721.168) 3.184.701 23.115.494 26.300.195 (349.054) 349.054 - 7.213.964 23.464.550 96.823.845
179.802 20.046.418	79.686 8.884.329 2.509.751 34.445.345

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

(2) Generada por la revaluación de activos (ver Nota 27).

(3) Ver Nota 28.

(4) La AGOyE de fecha 24 de agosto de 2022 le otorgó al Directorio facultades para distribuir dividendos

Las notas 1 a 41 que se acompañan forman parte integrante de los presentes estados financieros separados.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socio)

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Carlos Brondo Contador Público (UNCUYO) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 391 F° 078

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

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Estado de Flujo de Efectivo Separados

Correspondiente a los ejercicios iniciados el 1 de mayo de 2022 y 2021 y finalizados el 30 de abril de 2023 y 2022 Expresado en miles de pesos

Nota Flujo de efectivo de las actividades operativas: Resultado neto del ejercicio Ajustes para arribar al flujo neto de efectivo proveniente de las actividades operativas: Resultados financieros generados por el efectivo y equivalentes de efectivo Impuesto a las ganancias 14 Intereses sobre deudas financieras devengados y otros 30 Resultado recompra obligaciones negociables 12 y 30 Diferencia de cambio generada por deudas financieras y otras 30 Resultados financieros generados por inversiones financieras a costo amortizado no consideradas efectivo o equivalentes de efectivo RECPAM Devengamiento de intereses de créditos y deudas 12 Depreciación de propiedad, planta y equipo 16 Depreciación derechos de uso 19 Desvalorización de propiedad, planta y equipo 11 Resultado de participación en sociedades 13 Costo por baja de Propiedad, planta y equipo Resultado Compra participación a San Jorge Energy Cambios netos en activos y pasivos operativos: (Aumento) / Disminución de cuentas por cobrar comerciales (Aumento) / Disminución de otras cuentas por cobrar Disminución / (Aumento) de inventarios Aumento de repuestos y materiales Aumento / (Disminución) de cuentas por pagar comerciales Aumento de remuneraciones y cargas sociales Disminución de cargas fiscales (Disminución) / Aumento de otras deudas Impuesto a las ganancias pagado Flujo neto de efectivo generado por las actividades operativas Flujo de efectivo de las actividades de inversión Pagos efectuados por adquisiciones de propiedad, planta y equipo Dividendos cobrados Pago por adquisición de participación en área La Yesera Cancelación de inversiones financieras no consideradas equivalente de efectivo Constitución/compra neta de inversiones Disminución del préstamo otorgado a E G WIND Flujo neto de efectivo utilizado en las actividades de inversión Flujo de efectivo de las actividades de financiación Intereses pagados 30 Dividendos pagados Recompra de Obligaciones Negociables Deudas financieras obtenidas 30 Deudas financieras canceladas 30 Pago alquiler (NIIF 16) Flujo neto de efectivo utilizado en las actividades de financiación Aumento/ (Disminución) neta en el efectivo, equivalentes del efectivo y adelantos en cuentas corrientes Resultados financieros generados por el efectivo y equivalentes de efectivo RECPAM generado por el efectivo y equivalentes de efectivo Efectivo, equivalentes de efectivo y adelantos en cuentas corrientes al inicio del ejercicio 25 Efectivo, equivalentes de efectivo y adelantos en cuentas corrientes al cierre del ejercicio 25	30.04.2023 30.04.2022
	23.115.494 9.851.483 (2.228.056) (2.152.622) 9.433.130 12.282.308 4.465.687 5.921.186 - (155.685) 36.424.043 13.319.727 (3.594.632) (4.277.805) (28.387.818) (13.218.624) 854.866 265.252 16.264.771 19.470.364 297.212 338.818 (16.895.540) - (1.255.362) 1.155.487 - 5.110 - (1.057.920) (5.549.037) 2.597.754 (994.849) 2.797.662 5.298.086 (3.444.561) (1.476.217) (1.514.122) 3.199.681 (553.809) 156.174 121.612 (4.106.159) (2.895.465) (100.632) 99.534 (788.623) -
	34.132.219 38.955.684
	(36.271.296) (32.784.662) 467.595 - - (425.710) 20.823.607 10.634.096 (3.295.664) (5.316.449) 678.561 305.148
	(17.597.197) (27.587.577)
	(4.234.184) (5.973.709) (17.351.746) - - (4.417.250) 9.041.455 - - (1.603.125) (276.844) (375.229)
	(12.821.319) (12.369.313)
	3.713.703 (1.001.206) 2.228.056 2.152.622 (7.760.597) (6.480.399) 1.119.560 6.448.543 (699.278) 1.119.560

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio)

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Carlos Brondo Contador Público (UNCUYO)

C.P.C.E.C.A.B.A. T° 391 F° 078

Dr. Norberto Luis Feoli

Síndico Titular Dr. Alejandro Götz Contador Público (UBA) Presidente

C.P.C.E.C.A.B.A. T° 50 F° 212

==> picture [65 x 50] intentionally omitted <==

Operaciones que no generan movimientos de efectivo Información complementaria Provisión por abandono de pozos Adquisiciones de Propiedad, planta y equipo no abonadas	30.04.2023 30.04.2022
	(5.356.099) 969.930 (293.391) (2.650.236)

Las notas 1 a 41 que se acompañan forman parte integrante de los presentes estados financieros separados.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Carlos Brondo Contador Público (UNCUYO) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 391 F° 078

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

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Notas a los Estados Financieros Separados

Correspondientes al ejercicio finalizado el 30 de abril de 2023 y 2022 Expresadas en miles de pesos

NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL

1.1 - Información general de la Sociedad

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

La Sociedad inició sus operaciones en el segmento de exploración y producción de hidrocarburos en la Provincia del Neuquén a través de la explotación del yacimiento Agua del Cajón para luego expandir sus operaciones hacia el segmento de generación de energía eléctrica. Mediante la construcción y desarrollo de una Central Térmica de Ciclo Combinado de 672 MW de potencia instalada y una Planta de GLP (propiedad de SEB), 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 los yacimientos es procesado en la Planta de GLP para separar los fluidos líquidos del gas seco y utilizar este último como combustible en la Central Térmica para la producción de energía eléctrica. Posteriormente, a través de sus subsidiarias Hychico y EG WIND, el Grupo 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 explotación 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(área de exploración) ubicada en la Provincia del Neuquén; y Pampa del Castillo y Bella Vista Oeste, ambas ubicadas en la Provincia del Chubut.

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

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% Participación Año de
Área / Negocio Provincia directa e Operador vencimiento Tipo de concesión Marco Normativo
/ actividad
indirecta de concesión
Decreto 556/17
Exploración y
Agua del Cajón Neuquén 100% Capex 2052 (última extensión del
explotación O&G
área)
Pampa del Castillo [(2)] Chubut 95% Capex 2046 Explotación O&G Decreto 31/18 y 512/18
Loma Negra [(2)] Rio Negro 37,50% Capex 2034 Explotación O&G Decreto 346/21 y
Decreto 1484/17
La Yesera [(2)] Rio Negro 37,50% /72,50% [ (1)] Capex 2037 Explotación O&G Decreto 345/21 y
Decreto 1485/17
Bella Vista Oeste Chubut 100% Capex 2045 Explotación O&G Decreto 14/20
Decreto 2499/19
Parva Negra Oeste Neuquén 90% Capex 2027 Exploración O&G (aprobación contrato
exploración)
Decreto Provincial
Puesto Zúñiga [(2)] Río Negro 90% Capex 2047 Explotación O&G N° 71/22
CT ADC Neuquén 100% Capex - Generación Energía -
Procesamiento y
Separación de
GLP Neuquén 95% SEB - -
gases líquidos
derivados del gas
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(1) Ver Nota 39. La Sociedad posee el 37,5 % de participación y durante el ejercicio 2022/23 perforó el pozo LY-1002 del cual YPF decidió no participar, por lo tanto, Capex posee el 72,5 % participación en dicha inversión.

(2) Ver Nota 3.4.3

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

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Dr. Norberto Luis Feoli

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

Área / Negocio	Provincia	% Participación directa e indirecta	Operador	Año de vencimiento de concesión	Tipo de concesión / actividad	Marco Normativo
PEDI	Chubut	85,2046%	Hychico	-	Energía Eólica	-
PEDII	Chubut	99,26%	EG WIND	-	Energía Eólica	-
H&O	Chubut	85,2046%	Hychico	-	Energía renovable	-

Segmento de Petróleo y gas

Provincia del Neuquén

Agua del Cajón : la Sociedad explota el área Agua del Cajón bajo una concesión otorgada por la Provincia del Neuquén en el año 1991 y extendida en sucesivas oportunidades. La última extensión, actualmente vigente, fue otorgada en el año 2017 mediante el Dec N° 556/17. El Poder Ejecutivo de la Provincia del Neuquén otorgó la concesión de explotación no convencional sobre la totalidad del área por un plazo de 35 años venciendo la misma en 2052. Como condición para su otorgamiento, la Sociedad se comprometió a llevar adelante un programa piloto de desarrollo con inversiones por US$ 126 millones, a realizarse durante un período de cinco años contados desde el 1º de enero de 2017. La Sociedad ha superado la inversión comprometida antes del plazo estipulado.

Parva Negra Oeste : en noviembre de 2019, la Sociedad y Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (“GyP”) suscribieron un contrato para la exploración, desarrollo y producción del área Parva Negra Oeste por un período de 4 años (prorrogable por 4 años) finalizando en 2027, con una inversión aproximada de US$ 19 millones a realizarse dentro del primer período de exploración. Parva Negra Oeste se encuentra ubicada en una posición favorable para el desarrollo de la formación Vaca Muerta. 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(registrado en Propiedad, Planta y Equipo).

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.

Provincia de Río Negro

Loma Negra y La Yesera : En octubre de 2017 la Sociedad adquirió de Chevron Argentina S.R.L.: i) el 37,5% de la concesión de explotación hidrocarburífera “Loma Negra”, y (ii) el 18,75% de la concesión hidrocarburífera “La Yesera”, dos áreas de explotación de petróleo y gas en la provincia de Río Negro. Con posterioridad y mediante el pago de US$ 1,5 millones más impuestos, la Sociedad adquirió el 18,75% correspondiente a la participación de San Jorge Energy S.A. en la Concesión de Explotación “La Yesera” (ver Nota 40), la cual fue aprobado por la provincia de Río Negro el 14 de junio de 2021. 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. Con esta adquisición, Capex posee el 37,5% de participación en la Concesión de Explotación La Yesera.

Las operaciones de ambas concesiones se llevan a cabo mediante consorcios con otras empresas, siendo la Sociedad el operador de las mismas desde el momento de adquisición de las participaciones a Chevron Argentina S.R.L.

El 30 de marzo de 2021 los consorcistas de Loma Negra y La Yesera acordaron con la Provincia de Río Negro la extensión por 10 años adicionales de las concesiones de las áreas. El Poder Ejecutivo Provincial con fecha 20 de abril de 2021 emitió los Decretos 346/21 y 345/21 aprobando la extensión de las concesiones. El plazo de vigencia de la concesión del área Loma Negra vence el 24 de febrero de 2034 y el de La Yesera el 4 de agosto de 2037.

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Dr. Norberto Luis Feoli

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

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

Prorrogar ambas Concesiones de Explotación por un plazo de 10 años, es decir hasta el 24 de febrero de 2034 para Loma Negra y hasta el 4 de agosto de 2037 para La Yesera;
Establecer para el Área Loma Negra: un Plan de Desarrollo e Inversión de hasta US$ 35,6 millones (sujeto a determinadas condiciones); el pago de un Bono de Prórroga de US$ 4,38 millones y de un Aporte al Desarrollo Social y Fortalecimiento Institucional de US$ 1,31 millones;
Establecer para el Área La Yesera: un Plan de Desarrollo e Inversión de hasta US$ 25,4 millones (sujeto a determinadas condiciones), un Bono de Prórroga de US$ 0,9 millones y un Aporte al Desarrollo Social y Fortalecimiento Institucional de US$ 0,3 millones.
En ambas áreas se abonó un aporte complementario del 3% mensual sobre la producción incremental de petróleo y gas. La producción incremental es la producida por los pozos nuevos perforados y terminados con posterioridad al acuerdo de prórroga y comprometidos en el Plan de inversiones. A partir del vencimiento del plazo original de la concesión de explotación, este 3% aplicará al total de la producción.

Con fecha 6 de mayo de 2021 se abonaron el bono de prórroga y el aporte al desarrollo social y fortalecimiento institucional de ambas áreas (registrado en Propiedad, Planta y Equipo).

El acuerdo de extensión del área La Yesera establecía una opción de ingreso a favor de uno de los concesionarios (YPF S.A.) para que, en un plazo determinado, definiera si iba a participar del plazo de prórroga de la concesión o si renunciaba al mismo. Dicho plazo venció el 27 de junio de 2021 siendo YPF S.A. titular del 35% de la concesión, y fue notificada su decisión de no participar del plazo de prórroga. Así, conforme lo acordado entre los socios, el porcentaje que el socio saliente deja vacante desde el 5 de agosto de 2027 será acrecido por la Sociedad, por lo que, la participación de ésta en el plazo de extensión de la concesión La Yesera desde dicha fecha será del 72,5%.

Como consecuencia de su decisión de no participar en el plazo de extensión de la concesión, los concesionarios acordaron que YPF S.A. tendrá la potestad de decidir si participa o no en las inversiones que se realicen en el Área hasta el vencimiento del plazo original de la concesión, esto es, hasta el 4 de agosto de 2027. En consecuencia, si YPF S.A. decidiera no participar en determinado proyecto de inversión, el porcentaje que esta última no ingrese, será absorbido por la Sociedad en virtud de lo mencionado en el párrafo anterior e YPF no tendrá derecho a la producción resultante ni estará obligado al pago de las regalías correspondientes.

Puesto Zúñiga : En el mes de marzo de 2022, mediante el Decreto N°71/22, la provincia de Río Negro le 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 comenzó a operar el área mediante una UT con EDHIPSA con las siguientes participaciones: Capex 90% y EDHIPSA 10%.

Provincia del Chubut

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

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

Capex y PMC se comprometieron a invertir en el área hasta el año 2021 la suma de US$ 108,4 millones, en proporción a sus participaciones y Capex, a su sola cuenta y riesgo, debió realizar inversiones en exploración por la suma de US$ 10,6 millones en el mismo período. Adicionalmente, Capex y Petrominera acordaron al momento de tomar la explotación del área que, cumplido el compromiso inicial de inversión, si se realizaban inversiones adicionales por US$ 70 millones, Capex, a su sola opción, asociado con Petrominera en su carácter de único titular del área, podía continuar operando el área, manteniendo su participación en la UT, por un plazo ulterior de 20 años, sujeto a que: (i) Capex haya cumplido el Plan de Inversión, (ii) Capex y Petrominera hayan cumplido con el Plan Trienal y (iii) Capex y Petrominera hayan ejecutado las Inversiones Adicionales antes del vencimiento de la Concesión. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros se han cumplido las tres condiciones mencionadas en el párrafo anterior, por lo que Capex ha solicitado a la Autoridad de Aplicación que registre el nuevo vencimiento de la Concesión al 1 de noviembre de 2046.

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

Segmentos de Energía

Generación de energía térmica : El negocio de generación de energía eléctrica de fuente térmica tiene una capacidad nominal total de generación de 672 MW (ISO), y está formado por un ciclo abierto con una capacidad instalada total nominal de 371 MW y un ciclo combinado con fuego suplementario con una capacidad instalada total nominal de 301 MW. A efectos de vincular la Central Térmica Agua del Cajón (“CT ADC”) con el Sistema Interconectado Nacional (“SIN”), se construyeron tres líneas de alta tensión en 132kW con un total de 111 km, siendo los puntos de interconexión, Arroyito y Chocón Oeste. Debido a las necesidades operativas del ciclo combinado, se construyó una línea adicional de alta tensión en 500kW, cuyo punto de conexión se encuentra en Chocón Oeste.

Segmentos de Energías renovables

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

Generación de energía a partir de hidrógeno/oxígeno: La Sociedad, a través de Hychico, desarrolló y construyó una Planta de Hidrógeno ubicada próxima a la ciudad de Comodoro Rivadavia en la Provincia del Chubut. Como parte del proceso de producción de energía, el agua es inyectada en la planta para luego separar el Hidrógeno del Oxígeno. La planta posee dos electrolizadores de 325 KW cada uno, con una capacidad de producción de hidrógeno de 60 Nm[3] /h y de oxígeno de 30 Nm[3] /h, un compresor de oxígeno, un equipo motogenerador de energía eléctrica de 1,4 MW, los sistemas de almacenamiento de hidrógeno y oxígeno y los sistemas auxiliares. El hidrógeno se emplea como combustible para la generación de energía eléctrica, mediante la mezcla del hidrógeno con gas; el oxígeno se destina al mercado de gases industriales de la región.

Segmento de Procesamiento y separación de gases líquidos derivados del gas

La Sociedad opera, a través de su subsidiaria Servicios Buproneu S.A., una planta de GLP ubicada en el Yacimiento Agua del Cajón. El gas producido en el mencionado yacimiento, rico en componentes licuables, es procesado en la planta de GLP para así obtener propano, butano y gasolina estabilizada. El propano y el butano son vendidos por la Sociedad en forma separada y la gasolina estabilizada es comercializada junto con el petróleo, mientras que el gas seco remanente es utilizado como combustible para la generación de energía eléctrica a través de la CT ADC.

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NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

La Sociedad continuará evaluando:

i) potenciales adquisiciones de activos hidrocarburíferos que permitan incrementar los niveles de producción y reservas,y ii) la incorporación de negocios de generación de energía a partir de fuentes renovables.

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

1.2. Contexto económico en el que opera la Sociedad

La Sociedad opera en un contexto económico complejo, cuyas principales variables experimentan volatilidad como consecuencia de acontecimientos políticos y económicos tanto en el ámbito nacional como en el internacional.

En el ámbito local, durante el primer trimestre de 2022 Argentina y el Fondo Monetario Internacional alcanzaron un acuerdo en el cual definieron metas fiscales y monetarias para el país y acordaron una refinanciación de los vencimientos de la deuda. No obstante, continuó registrándose un elevado nivel de inflación mensual, un incremento en la depreciación del peso frente al dólar estadounidense y se endurecieron las restricciones cambiarias, que, a su vez, continúan afectando el valor de la moneda extranjera.

En el ámbito internacional, la invasión de Rusia a Ucrania, a principios de 2022, implicó un importante factor de desestabilización global que derivó principalmente en la reducción de las expectativas de crecimiento y el aumento de la inflación derivado del alza en el precio de los alimentos y la energía (fundamentalmente petróleo y gas natural).

El incremento en los precios internacionales de la energía podría afectar negativamente el balance fiscal de la Argentina. Al respecto, es importante destacar que el Gobierno Argentino, con el objetivo de reemplazar la importación de combustibles y fortalecer el abastecimiento interno, impulsó un proyecto para la construcción del Gasoducto Néstor Kirchner que permitirá incrementar la capacidad de transporte en 24 millones de metros cúbicos de gas por día en dos etapas: la primera, prevé la construcción de 553 kilómetros para abastecer el área metropolitana de Buenos Aires y la segunda, la construcción de 467 kilómetros adicionales para abastecer a grandes centros urbanos del centro y norte del país con el gas no convencional generado en el área de Vaca Muerta, en la Provincia del Neuquén. Durante 2022, ENARSA licitó y adjudicó los distintos tramos que conforman la primera etapa del gasoducto, con un costo estimado de US$ 1.500 millones. A la fecha de emisión de los presentes Estados Financieros, se encuentra finalizada su construcción y en proceso de habilitación por tramos, siendo su inauguración oficial el 9 de julio de este año.

La economía argentina verificó una inflación acumulada del 108,8% y 58,0% (IPC) para los ejercicios finalizados el 30 de abril 2023 y 2022, respectivamente, y una depreciación del 93,1% y 23,2% del peso frente al dólar estadounidense para los ejercicios finalizados el 30 de abril de 2023 y 2022, respectivamente, de acuerdo con el tipo de cambio del BNA.

El contexto de volatilidad e incertidumbre continúa a la fecha de emisión de los presentes Estados Financieros.

La Dirección de la Sociedad monitorea permanentemente la evolución de las variables que afectan su negocio, para definir su curso de acción e identificar los potenciales impactos sobre su situación patrimonial y financiera.

Los estados financieros de la Sociedad deben ser leídos a la luz de estas circunstancias.

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

Medidas del BCRA

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

Las principales medidas fueron:

Se dispuso la obligación de presentación de una DDJJ para poder acceder al MULC, dejando constancia que la totalidad de las tenencias en moneda extranjera en el país se encuentran depositadas en cuentas en entidades financieras locales, y que no se poseen activos externos líquidos disponibles por un monto superior a US$ 100.000.- Se define como activos externos líquidos, a los depósitos a la vista en entidades financieras del exterior, y otras inversiones que permitan obtener disponibilidad inmediata de fondos (entre otros, títulos públicos y privados del exterior, fondos comunes de inversión).
En cuanto a las importaciones, las entidades financieras podrán dar acceso al MULC para el pago de las obligaciones que cuenten con registro de ingreso aduanero que consten en el SEPAIMPO (Seguimiento de Pagos de Importaciones) siempre que se cumplan con ciertos requisitos formales de la operación, como ser factura, registro aduanero, etc. Asimismo, a partir del 3 de marzo del 2022, el BCRA solicitará para ciertas importaciones una declaración SIMI (Sistema Integral de Monitoreo de Importaciones) en estado A o C, según posición arancelaria, para poder realizar el pago. En caso de contar con estado de salida B, la misma se podrá cancelar a partir del día 180. A partir del mes de junio 2022, el BCRA realizó determinados cambios en el cálculo para poder acceder a una declaración SIMI A o C . Adicionalmente, incluyó a las licencias no automáticas para ser pagadas como SIMI B.

En caso de pago anticipado de importaciones, con fecha 1 de diciembre de 2021 el BCRA estableció que podrán realizar pagos de importación de bienes de capital hasta la suma de US$ 1.000.000.- o que se cumplan ciertas condiciones, como ser, que la suma de los pagos anticipados cursados en el marco de este punto no supere el 30% del monto total de los bienes a importar; la suma de los pagos anticipados, a la vista y de deuda comercial sin registro de ingreso aduanero cursados en el marco de este punto, no supere el 80% del monto total de los bienes a importar, entre otros, y adicionalmente se deberá cumplimentar con la demostración del registro aduanero en un plazo determinado según el tipo de bien que se importe. Desde junio 2022 y hasta el 30 de septiembre de 2022, se elimina el pago anticipado de hasta US$ 1.000.000.- y sólo se permiten pagos a la vista o diferido sin despacho hasta el 80% del monto total de los bienes a importar.

En lo que se refiere a la cancelación de deuda financiera, el BCRA estableció regulaciones respecto de deudas financieras contraídas en el exterior. La normativa establecía que aquellos que tengan programados pagos por vencimientos de capital, durante el período del 15 de octubre de 2020 al 31 de marzo de 2021, extendiendo los vencimientos a diciembre 2022 inclusive, por las siguientes operaciones:

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

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

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

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

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

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

Con fecha 25 de febrero de 2021, a través de la Comunicación “A” 7230 y modificaciones, el BCRA estableció el mismo esquema explicado anteriormente para los vencimientos de capital programados entre el 1 de abril de 2021 y el 31 de diciembre de 2022, quedando exceptuados los endeudamientos originados a partir del 1 de enero de 2020 (nuevos y refinanciados según Com. 7106).

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

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NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

Lo indicado precedentemente no será de aplicación cuando:

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

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

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

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

Para el caso de los pagos de servicios, a fin de acceder al MULC, se deberá acompañar una declaración jurada demostrando que el monto acumulado hasta el mes en curso, incluyendo el pago que se pretende cursar, de los pagos de servicios con el Sistema Integral de Monitoreo de Pagos al Exterior de Servicios (¨SIMPES¨) en el año en curso y en todo el sistema financiero, no supera al monto total de los pagos cursados por el importador durante el año 2021 por la totalidad de los conceptos comprendidos. Si el monto resultase inferior a US$ 50.000 se adoptará este último monto o el límite anual, aquel que sea menor. En caso de que el importador no hubiera pagado servicios en el año 2021, se tomará US$ 20.000 como monto limite.

Asimismo, existen algunas excepciones para la presentación de la DDJJ, como ser realizar el pago de los mismos a los 180 días de la fecha efectiva de la prestación del servicio, obtener financiamiento de importación de servicios de un banco local con fondeo exterior a 180 días, entre otros.

Con fecha 21 de julio de 2022, el BCRA emitió la Comunicación “A” 7552, a través de la cual: i) incluyó la tenencia de certificados de depósitos argentinos (“CEDEAR”) dentro del límite de disponibilidad de 100.000 dólares permitido para el acceso al MULC; (ii) estableció la presentación de una declaración jurada en la que conste que en la fecha de acceso al MULC y en los 90 días corridos anteriores no se concertaron ventas en el país de títulos valores con liquidación en moneda extranjera, canjes de títulos valores emitidos por residentes por activos externos, transferencias de títulos valores a entidades depositarias del exterior, adquisiciones en el país de títulos valores emitidos por no residentes con liquidación en pesos, adquisiciones de CEDEAR representativos de acciones extranjeras, adquisiciones de títulos valores representativos de deuda privada emitida en jurisdicción extranjera, ni entregas de fondos en moneda local ni otros activos locales (excepto fondos en moneda extranjera depositados en entidades financieras locales) a ninguna persona (sea humana o jurídica, residente o no residente, vinculada o no), recibiendo como contraprestación previa o posterior, de manera directa o indirecta, por sí o a través de una entidad vinculada, controlada o controlante, activos externos, criptoactivos o títulos valores depositados en el exterior; y iii) debe constar el compromiso de no concertar las operaciones detalladas durante los 90 días corridos siguientes a la solicitud de acceso al MULC.

Con fecha 11 de octubre del 2022, la AFIP emitió la Resolución Conjunta N° 5271/22 donde reemplazó el Sistema Integral de Monitoreo de Importaciones (SIMI) y el Sistema Integral de Monitoreo de Pagos al Exterior (SIMPES) por el Sistema de Importaciones de la República Argentina (SIRA) y el Sistema de Importaciones de la República Argentina y Pagos de Servicios del Exterior (SIRASE), respectivamente. Conjuntamente con esta resolución, el BCRA, el día 13 de octubre de 2022 emitió la Comunicación “A” 7622 estableciendo que mediante estos nuevos mecanismos, no podrán realizarse más pagos anticipados, ni vista, ni diferido sin despacho, excepto para ciertos casos establecidos en la regulación.

Asimismo, con fecha 13 de octubre de 2022 el BCRA emitió la Comunicación “A” 7621, la cual extiende hasta el 31 de diciembre de 2023 inclusive: (i) la necesidad de conformidad previa del BCRA para el acceso al MULC, en caso de cancelación del capital de endeudamientos financieros con partes vinculadas en el exterior; y (ii) la obligación de presentar un plan de refinanciación para ciertos endeudamientos y vencimientos de capital programados hasta el 31 de diciembre de 2023.

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

Por último, con fecha 28 de octubre de 2022, emitió la Comunicación ¨A¨ 7626, la cual reglamenta los usos que se le podrían aplicar a los ¨Certificados por los regímenes de acceso a divisas para la producción incremental de petróleo y/o gas natural¨ (Decreto Nro. 277/22), a saber: i) Pagos de capital de deudas comerciales por la importación de bienes sin la necesidad de contar con la conformidad previa requerida en los puntos 10.11 y 10.14 y/o en el punto 2.1 de la Comunicación “A” 7532 o dar cumplimiento al plazo previsto en el punto 1.1 de la Comunicación “A” 7622, según corresponda; ii) Pagos de capital de deudas comerciales por la importación de servicios sin la necesidad de contar con la conformidad previa requerida en el punto 3.2. para operaciones con una contraparte vinculada y/o en el punto 3.1 de la Comunicación “A” 7532; iii) Pagos de utilidades y dividendos a accionistas no residentes en la medida que se verifiquen los requisitos previstos en los puntos 3.4.1 a 3.4.3; iv) Pagos de capital de endeudamientos financieros con el exterior cuyo acreedor sea una contraparte vinculada al deudor sin la conformidad previa requerida en el punto 3.5.7; v) Pagos de capital de deudas financieras en moneda extranjera alcanzados por lo dispuesto en el punto 3.17 por encima del monto resultante de los parámetros establecidos; vi) Repatriaciones de inversiones directas de no residentes en empresas que no sean controlantes de entidades financieras locales en el marco de lo dispuesto en el punto 3.13. En todos los casos, se deberá acreditar el cumplimiento de los restantes requisitos generales y específicos que sean aplicables a la operación en virtud de la normativa cambiaria vigente.

Con la finalidad de poder llevar a cabo este beneficio, se deberá cumplir con ciertos requisitos adicionales detallados en la normativa mencionada en el párrafo anterior. La compañía decidió no participar de este beneficio.

Con fecha 20 de abril de 2023, se incorporó, en relación con la prestación de determinados servicios, el requisito de conformidad previa del BCRA para el acceso al MLC antes de los 60 días corridos desde la fecha de aprobación de la declaración del Sistema de Importaciones de la República Argentina y Pagos de Servicios del Exterior (“SIRASE”). Este requisito no resulta de aplicación en caso de (i) pago mediante la realización de un canje y/o arbitraje contra una cuenta local en moneda extranjera; (ii) acceso en forma simultánea con la liquidación de un nuevo endeudamiento financiero con el exterior para el cual la totalidad del capital tenga vencimiento con posterioridad al plazo indicado; y (iii) acceso con fondos originados en una financiación de importaciones de servicios otorgada por una entidad financiera local a partir de una línea de crédito comercial del exterior y cuando la totalidad del capital de la financiación tenga vencimiento con posterioridad al plazo indicado.

Con fecha 11 de mayo de 2023, para poder realizar pagos con registro aduanero pendiente por operaciones respaldadas por declaraciones SIRA oficializadas a partir de la fecha de la normativa, se deberá constatar que la misma tenga un plazo de 0 (cero) días corridos.

Para obtener más información sobre las políticas cambiarias de Argentina puede visitar el sitio web del Banco Central: www.bcra.gov.ar.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Dr. Norberto Luis Feoli

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NOTA 2 – MARCO REGULATORIO DE LOS SECTORES PETROLERO, ELÉCTRICO, GAS Y GLP

a) Sector petrolero

Ley Nacional de Hidrocarburos N° 17.319 y 27.007

Propiedad de los yacimientos

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 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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

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Dr. Norberto Luis Feoli

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

Precios en el mercado interno

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

Derechos de Exportación

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”.

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

Transporte de petróleo

Durante el año 2022, Oldelval realizó un concurso para la adjudicación y contratación del servicio de transporte firme para el tramo del oleoducto Allen - Puerto Rosales por hasta la capacidad de 50.000 m3/día, en su carácter de titular de la concesión nacional de transporte de hidrocarburos líquidos.

Dicho volumen fue adjudicado en su totalidad y se han suscrito los contratos necesarios para su realización, los que tendrán vigencia hasta la finalización del plazo de la concesión de transporte en el año 2037. Capex fue adjudicada con 651 m3/día.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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

b) Sector eléctrico

b.1) Esquema de remuneración vigente para la Central Térmica Agua del Cajón

Resoluciones 31/2020, 440/2021, 238/2022, 826/2022 y 59/2023 de la Secretaría de Energía

El 26 de febrero de 2020 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución SE N° 31/2020, la cual pesificó los valores remunerados mediante la Resolución N° 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 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 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución SE N° 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.

Con fecha 12 de diciembre de 2022 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución. SE N° 826/2022, la cual actualiza en un 20% aproximadamente los valores remunerados por la potencia y energía a partir de la transacción de septiembre de 2022, sumando un 10% adicional a partir de la transacción de diciembre de 2022, un 25 % adicional a partir de la transacción de febrero de 2023 y un 28% adicional a partir de la transacción de agosto de 2023.

Adicionalmente, la Resolución SE N° 826/22 reemplazó el esquema de remuneración de potencia en horas de máximo requerimiento térmico por un esquema de remuneración diferenciado para la energía generada en horas pico, a partir de la transacción económica de noviembre de 2022.

La evolución de los valores fijados para las remuneraciones establecidas para tecnologías de características similares a la CT ADC (>150MW) son los siguientes:

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

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

a) Precio base de la potencia (PreBasePot)

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

Res Res
Res 238/2022 Res 826/2022
31/2020 440/2021
De
De septiem- De
febrero De febrero De febrero De junio a diciembre A partir de
Tecnología / bre a febrero
2020 a 2021 a a mayo agosto de 2022 a agosto de
Escala noviembre a julio
enero 2021 enero 2022 2022 2022 enero de 2023
de 2022 de 2023
2023
[$/MW- [$/MW- [$/MW- [$/MW- [$/MW-mes] [$/MW- [$/MW- [$/MW-
mes] mes] mes] mes] mes] mes] mes]
CC grande P > 150
100.650 129.839 168.791 185.670 222.804 245.084 306.355 392.135
MW
----- End of picture text -----

b) Precio para la potencia garantizada ofrecida (PrePotDIGO)

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Res Res
Res 238/2022 Res 826/2022
31/2020 440/2021
De
De septiem- De
febrero De febrero De febrero De junio a diciembre A partir de
Tecnología / bre a febrero
2020 a 2021 a a mayo agosto de 2022 a agosto de
Escala noviembre a julio
enero 2021 enero 2022 2022 2022 enero de 2023
de 2022 de 2023
2023
[$/MW- [$/MW- [$/MW- [$/MW- [$/MW-mes] [$/MW- [$/MW- [$/MW-
mes] mes] mes] mes] mes] mes] mes]
Dic – Ene – Feb – 1.095.75
360.000 464.400 603.720 664.092 796.910 876.601 1.402.562
Jun – Jul - Ago 2
Mar – Abr – May –
270.000 348.300 452.790 498.069 597.683 657.451 821.814 1.051.922
Sep – Oct - Nov
----- End of picture text -----

c) Remuneración por disponibilidad de potencia

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

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

A partir de la Resolución SE N° 826/22, le remuneración se calcula de la siguiente manera:

REM TOT gm (S/mes) = REM DIGO [$/mes] = DRP[MW] * kFM[(1)] * PrecPotDIGO

(1) kFM = las horas del mes fuera mantenimiento acordado/horas del mes.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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

d) Remuneración por energía generada y operada

d.1) Energía Generada: el precio variable no combustible, por tipo de combustible consumido por la unidad generadora, es el siguiente:

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

Res Res
Res 238/2022 Res 826/2022
31/2020 440/2021
De
De septiem- De
febrero De febrero De febrero De junio a diciembre A partir de
Tecnología / bre a febrero
2020 a 2021 a a mayo agosto de 2022 a agosto de
Escala noviembre a julio
enero 2021 enero 2022 2022 2022 enero de 2023
de 2022 de 2023
2023
[$/MW- [$/MW- [$/MW- [$/MW- [$/MW-mes] [$/MW- [$/MW- [$/MW-
mes] mes] mes] mes] mes] mes] mes]
CC grande P > 150
240 310 403 443 532 585 731 936
MW
----- End of picture text -----

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.

d.2) 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:

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

Res Res
Res 238/2022 Res 826/2022
31/2020 440/2021
De
De septiem- De
febrero De febrero De febrero De junio a diciembre A partir de
Tecnología / bre a febrero
2020 a 2021 a a mayo agosto de 2022 a agosto de
Escala noviembre a julio
enero 2021 enero 2022 2022 2022 enero de 2023
de 2022 de 2023
2023
[$/MW- [$/MW- [$/MW- [$/MW- [$/MW-mes] [$/MW- [$/MW- [$/MW-
mes] mes] mes] mes] mes] mes] mes]
CC grande P > 150
84 108 140 154 185 204 255 326
MW
----- End of picture text -----

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.

e) Remuneración por generación en horas de punta

La Resolución SE N° 826/2022 reemplaza la Disponibilidad de Potencia en Horas de Alto requerimiento, establecida en la Resolución SE N°238/2022, por el concepto de Remuneración por generación en horas de punta.

Mediante este concepto se reconocerá una remuneración equivalente a dos veces el valor correspondiente al precio vigente por el costo variable no combustible a ser aplicado en las cinco horas pico (18.00 hs a 23.00 hs) de todos los días de los meses de diciembre, enero, febrero, junio, julio y agosto y a una vez para todos los días de los meses de marzo, abril, mayo, septiembre, octubre y noviembre.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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f) Remuneración adicional transitoria

La Resolución SE N°1037/21, 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 Resolución 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-APN-SE#MEC de la SE, 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.

A partir de la transacción económica de febrero 2022, la Resolución SE N° 238/22 dejó sin efecto la remuneración adicional y transitoria detallada.

Resolución SE N° 59/2023 de la Secretaría de Energía

El 5 de febrero de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución SE N° 59/2023. Mediante esta resolución, se habilita a los Agentes Generadores titulares de Centrales de Generación Térmica, cuya tecnología sea tipificada como Ciclos Combinados que no se encuentren comprometidas en contratos de abastecimiento de energía eléctrica, a adherir a un Acuerdo de Disponibilidad de Potencia y Mejora de la Eficiencia. Con ello se pretende incentivar la realización de tareas de mantenimiento menores y mayores que signifiquen inversiones que excedan los valores remunerativos establecidos por la Resolución N° 826/22.

Todos aquellos Agentes Generadores interesados en la suscripción de un Acuerdo de Disponibilidad de Potencia y Mejora de la Eficiencia en el marco de la presente norma, debían presentar a CAMMESA, en el plazo de hasta 90 días corridos de publicada la presente resolución, la correspondiente solicitud adjuntando la siguiente información:

El 24 de abril de 2023 Capex envió a CAMMESA la aceptación al acuerdo de compromiso de Disponibilidad de Potencia y Mejora de la Eficiencia, conforme con los términos y condiciones establecidos en el marco de la Resolución. El acuerdo por el compromiso de disponibilidad indicado se extiende desde el día 1 de marzo de 2023 hasta el 29 de febrero de 2028.

I. Precio Potencia Comprometida:

Mensualmente la potencia comprometida será remunerada de acuerdo con el “Precio del Acuerdo de la Disponibilidad” (PAD) fijado en U$S 2.000 por MW por mes, pagadero en su equivalente en pesos argentinos.

Para disponibilidades medias mayores al porcentaje objetivo del 85%, la potencia se valorizará al precio establecido correspondiente al mes de operación. Para potencias medias disponibles menores al 55%, el precio a remunerar será el 30% del precio establecido correspondiente al mes de operación. Para valores intermedios se aplicará un coeficiente proporcional, según se detalla a continuación:

i) Si %DISP ≥ 85% : PADmes = PAD ii) Si %DISP ≤ 50% : PADmes = 0,3 x PAD iii) Si 50% < %DISP < 85% : PADmes = PAD x (0,3 + 2 x (%DISP – 50%))

La remuneración mensual se determina como producto de la potencia disponible mensual y el precio PAD del mes correspondiente. No se remunera la potencia en los períodos de mantenimiento programado estacional o acordado semanal. Sólo se remunera la potencia que está disponible para su despacho con el combustible óptimo de operación.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

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II. Precio de la Energía Generada:

Mensualmente la energía generada será remunerada a U$S/MWh 3,5 por mes, pagadero en su equivalente en pesos argentinos.

Se mantiene el esquema de remuneración establecido en la Resolución SE N° 826/2022 y sus continuadoras, dando plena conformidad a que, durante la vigencia de cada uno de los compromisos de disponibilidad de las máquinas comprometidas, resultará aplicable una reducción del 35% sobre el precio para la Potencia Garantizada Ofrecida DIGO en los meses de diciembre, enero, febrero, junio, julio y agosto y del 15% sobre el precio para la Potencia Garantizada Ofrecida DIGO en los meses de marzo, abril, mayo, septiembre, octubre y noviembre.

Asimismo, el Agente Generador acepta no recibir ningún concepto de remuneración por Energía Generada establecido en la Res 826/2022 y sus continuadoras.

La remuneración por energía operada y remuneración de horas de punta establecidas en la Resolución SE N° 826/2022 y sus continuadoras, se considerará el costo no combustible vigente en dicha resolución.

b.2) Energías renovables

b.2.1) 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.
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.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

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

b.2.2) 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.

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b.3) Normativa general del Mercado Eléctrico Argentino

Programación Estacional del MEM

Durante el presente ejercicio se emitieron diversas normas regulando la Programación Estacional del MEM:

Resolución SE N°305/2022, publicada el 2 de mayo de 2022, aprueba la Programación Estacional de invierno correspondiente al período mayo-octubre 2022,
Resolución SE N° 422/2022, estableció la Programación para el período junio – octubre 2022.
Resolución SE N° 719/2022, estableció la Programación Estacional de Verano correspondiente al período noviembre 2022 – abril 2023, la cual posteriormente recibió una Reprogramación a través de la Resolución SE N° 54/2023 para el período febrero – abril 2023.
Resolución SE N° 323/2023 emitida el 29 de abril de 2023, estableció la Programación Estacional de Invierno durante el período mayo - octubre 2023.

Con las normas indicadas se procura que CAMMESA, en su carácter de Organismo Encargado del Despacho (OED), efectúe el despacho óptimo de energía eléctrica que minimice el costo total de operación y determine para cada distribuidor, los precios estacionales que pagará por su compra en el Mercado Eléctrico Mayorista.

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 Resolución 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 Resolución E 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 N° 230/2019, Resolución N° 551/2021 y Resolución N° 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 Resolución SE N° 230/2019, a través de la cual se modificó el Anexo I de la Resolución 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 Resolución 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 Resolución N° 551/2021, la Resolución 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 Resolución 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 Resolución SE N° 14/2022 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 Resolución SE N° 330/2022 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 Resolución 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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Resolución N° 360/23. Modificaciones en el MATER (Resolución SE N° 281/17 – Resolución SE N° 230/19 - Disposición N° 1/18).

El 10 de mayo de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución SE N° 360/2023 , que modifica ciertos aspectos del régimen del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (“MATER”), regulado por la Resolución N° 281/2017 y sus modificatorias.

Las modificaciones relevantes introducidas por la Resolución son las siguientes:

1-Contratos GENREN

Se habilita a los generadores con contratos de abastecimiento celebrados bajo el Decreto N° 562/2009 (Programa GENREN) a comercializar su producción de energía en el MATER a partir del mes calendario siguiente a la fecha de finalización de la vigencia de sus referidos Contratos. La comercialización estará habilitada a partir de que el generador solicite a CAMMESA el ingreso al MATER, dando cumplimiento a los requisitos previstos en la Resolución N° 281 y comience a abonar, durante dos años, un cargo trimestral por ingreso al MATER de US$/MW 500 de potencia habilitada comercialmente, manteniendo en todos los casos la prioridad de despacho.

2-Nuevas Alternativas de Asignación de Prioridad de Despacho

i. Se incorpora la posibilidad de solicitar “Prioridad de Despacho Asociada a Proyectos Conjuntos de Demanda Incremental con Nueva Generación Renovable” (nuevo art. 6 bis, Anexo I, Resolución N° 281).

Se permite la asignación de prioridad de despacho a nuevos proyectos de generación renovable que tengan un acuerdo con futuras grandes demandas incrementales de potencia. Se considerará como “Proyectos Asociados de Demanda Incremental con Nueva Generación Renovable” a aquéllos cuya demanda incremental de potencia sea mayor o igual a 10 MW.

La prioridad está destinada a grandes demandas futuras que busquen asegurar su consumo previsto de energía eléctrica total o parcialmente mediante generación renovable y que, por su influencia prevista en la red de transporte, produzcan un incremento en las capacidades asignables de prioridad de despacho por sobre las capacidades existentes al momento de la solicitud.

CAMMESA realizará las asignaciones de Prioridad de Despacho Asociada únicamente por la capacidad incremental de transporte asociada al ingreso de los mencionados proyectos conjuntos, siempre que no comprometa la capacidad de transporte asignada a otros proyectos y/o centrales de generación existentes o de ingreso previsto.

ii. Se incorpora la figura de la “Prioridad de Despacho por Ampliaciones Asociadas a Proyectos MATER” (nuevo art. 6 ter, Anexo I, Resolución N° 281).

La finalidad es que los generadores construyan y costeen ampliaciones de transporte para comercializar su energía bajo el MATER. De este modo, la prioridad de despacho sobre la capacidad de transporte incremental podrá ser reservada a los proyectos de generación renovable que lleven adelante las obras de ampliación a su propio costo.

iii. Se instruye a CAMMESA a implementar, para los corredores donde no existe disponibilidad para asignar prioridad de despacho en forma plena y para todas las horas del año, un mecanismo de “Asignación de Prioridad de Despacho tipo Referencial A”.

El mecanismo permitirá a los generadores obtener la Prioridad de Despacho tipo Referencial A, en la cual prevean, para sus evaluaciones, limitaciones circunstanciales que les permitan inyectar energía con una probabilidad esperada del 92% sobre su energía anual característica en las condiciones previstas de operación de los distintos nodos y corredores del SADI, hasta tanto se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones. Las condiciones de asignación y mantenimiento de Prioridad de Despacho tipo Referencial A se regirán siguiendo los mismos mecanismos utilizados para la asignación y mantenimiento de Prioridad de Despacho vigentes. Aquellos Generadores que, previo a la primera convocatoria de Prioridad de Despacho tipo Referencial A, tengan habilitada comercialmente una potencia por encima de su Prioridad de Despacho asignada, podrán adherir a este régimen para su inclusión en la asignación de prioridad por hasta esa diferencia (art. 9).

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3-Incumplimiento de requisitos para mantener la prioridad

En caso de incumplimiento del plazo comprometido de ingreso o de los pagos para el mantenimiento de la prioridad de despacho los titulares de proyectos que hubieran solicitado el otorgamiento de prórrogas no podrán reiterar la solicitud de prioridad de despacho por los cuatro trimestres siguientes.

Además, los proyectos que no hubieran obtenido la habilitación comercial por la totalidad de la potencia asignada, una vez vencido el plazo comprometido más las eventuales prórrogas, perderán automáticamente la prioridad de despacho para la potencia que resulta de la diferencia entre (i) la potencia asignada con prioridad y (ii) la potencia habilitada comercialmente, sin derecho a reclamo alguno por los pagos realizados (nuevo art. 9 bis, Anexo I, Resolución 281).

4-Prórrogas para obtener la habilitación comercial

CAMMESA, bajo ciertas condiciones (nuevo artículo 11, Anexo I, Resolución 281), podrá prorrogar el plazo máximo de 24 meses, o bien, el plazo de habilitación comercial declarado en caso de que la prioridad de despacho haya sido asignada por desempate con el mecanismo previo a la Resolución N° 14/2022, por hasta un máximo de 720 días corridos, estableciendo los montos a abonar a efectos de garantizar la Prioridad de Despacho.

5-Destino de lo recaudado

Lo recaudado por CAMMESA en concepto de pagos realizados por generadores correspondientes a las reservas de prioridad de despacho, prórrogas, relocalizaciones y adhesiones al MATER, se destinará a una Cuenta de Apartamiento para la Expansión del Sistema de Transporte asociado a las energías renovables, administrado por CAMMESA a través del Fideicomiso Obras de Transporte para Abastecimiento Eléctrico (FOTAE) (nuevo art. 13, Resolución N° 230/2019).

6-Habilitación parcial de proyectos con prioridad de despacho

Quienes hayan obtenido prioridad de despacho y realicen habilitaciones comerciales parciales respecto del total de la potencia asignada con prioridad, abonarán el cargo por Reserva de la Prioridad de Despacho exclusivamente por la potencia que no haya obtenido la habilitación comercial al inicio del período correspondiente a la obligación de pago. Para ello, la potencia acumulada habilitada comercialmente deberá ser al menos del 50% de la potencia asignada con prioridad de despacho. (nuevo art. 20, Disposición 1/2018 de la ex Subsecretaría de Energías Renovables)

7-Instrucciones adicionales

i. Se instruye a CAMMESA a que publique anualmente un listado con el estado de situación de los generadores de energía eléctrica producida a partir de fuentes renovables respecto de su prioridad de despacho.

ii. Se instruye a CAMMESA a realizar todas las tareas necesarias para alcanzar los objetivos planteados en la Resolución.

iii. Se faculta a la Subsecretaría de Energía Eléctrica a dictar las normas complementarias o aclaratorias que se requieran para la instrumentación de la Resolución.

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

c) Sector gas natural

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

Ver punto a) Sector petrolero

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 $ 1.768,7 millones al 30 de abril de 2022 (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.

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-APN-SE#MDP, la cual instruye a CAMMESA a incluir en las Condiciones Generales y Particulares de los Concursos, cláusulas que impliquen la obligación de entrega de los volúmenes adjudicados y nominados por CAMMESA.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 3 de julio de 2023 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA (Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Dr. Norberto Luis Feoli

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

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 2020-2024 (el “Plan Gas 2020-2024”), basado en un sistema competitivo en el punto de ingreso al sistema de transporte, e instruyó a la Secretaría de Energía la instrumentación de dicho plan.

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

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

a. Volumen: base total de 70 MM m[3] /día para los 365 días de cada año calendario de duración del esquema. La apertura del volumen por cuenca es la siguiente: Cuenca Austral 20 MM m[3] /día, Cuenca Neuquina 47,2 MM m[3] /día y Cuenca Noroeste 2,8 MM m[3] /día.
b. Plazo: 4 años iniciando en enero de 2021. Para los proyectos costa afuera el plazo será de hasta 8 años. c. Exportaciones: las empresas productoras adjudicadas pueden contar con condiciones preferenciales de exportación por hasta un volumen total de 11 MM m[3] /día, a ser comprometidos exclusivamente durante el período no invernal.
d. Procedimiento de oferta y demanda: los contratos particulares son negociados mediante un mecanismo de subasta, licitación y/o procedimiento similar que garantice los más altos estándares de concurrencia, igualdad, competencia y transparencia.
e. Los productores deben comprometerse a lograr una curva de producción por cuenca que garantice el sostenimiento y/o aumento de los niveles actuales.
f. Valor agregado nacional y planes de inversión: las empresas productoras intervinientes cumplirán con el principio de utilización plena y sucesiva, local, regional y nacional tanto en materia de empleo, provisión de bienes y servicios.
g. En caso de incumplimiento por parte de los productores, en función del tipo de incumplimiento, estos percibirán un precio menor, serán pasibles de penalidades y hasta podrán ser excluidos del Plan Gas 2020-2024.
h. Los productores oferentes podrán renunciar –total o parcialmente- o no a los volúmenes comprometidos bajo las Resoluciones Nros. 46 /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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

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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.

Resoluciones 984/2021 y 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 Resolución 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 Tratayén, provincia del Neuquén, hasta las proximidades de San Jerónimo, Provincia de Santa Fe.

La primera etapa que une Tratayén con Saliqueló (al Oeste de la provincia de Buenos Aires), se encuentra finalizada su construcción y en proceso de habilitación por tramos, siendo su inauguración oficial el 9 de julio de este año, mientras que la segunda etapa que va desde Saliqueló a San Jerónimo (provincia de Santa Fe), fue licitada en el mes de abril de 2023; se espera que hacia fines de 2023 se encuentre adjudicada y se inicie la construcción.

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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

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Resolución N° 6/2023

A través de la Resolución SE N° 6/2023 publicada en el Boletín Oficial el 10 de enero de 2023 se estableció la adecuación de los precios de gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) de los contratos o acuerdos de abastecimiento vigentes celebrados en el marco del “PLAN DE REASEGURO Y POTENCIACIÓN DE LA PRODUCCIÓN FEDERAL DE HIDROCARBUROS, EL AUTOABASTECIMIENTO INTERNO, LAS EXPORTACIONES, LA SUSTITUCIÓN DE IMPORTACIONES Y LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE PARA TODAS LAS CUENCAS HIDROCARBURÍFERAS DEL PAÍS 2023-2028” (Plan Gas.Ar), en los términos del Decreto N° 892/20, modificado por el Decreto N° 730/22, y las Resoluciones N° 391/20, 447/20, 129/21, 169/21, 984/21, 1091/21, 770/22 y 860/22, todas de la SECRETARÍA DE ENERGÍA, que será de aplicación para los consumos de gas realizados a partir del 1° de marzo de 2023 y 1° de mayo de 2023.

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.

DNU 484/2022. Reglamenta el Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Hidrocarburos.

El 16 de agosto de 2022 se emitió el Decreto N° 484/2022 que reglamentó el Decreto N° 277/2022.

Esta norma indica que serán considerados beneficiarios del Régimen de Acceso para la Producción Incremental de Petróleo y del Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Gas Natural, los sujetos inscriptos en el Registro de Empresas Petroleras – Sección Productoras – regulado por la Disposición N° 337/2019 de la ex – Subsecretaría de Hidrocarburos y Combustibles.

Los beneficiarios podrán presentarse para solicitar los beneficios de manera directa o en conjunto con terceros asociados que acrediten un vínculo contractual con el beneficiario de al menos US$ 50.000.000. Los terceros asociados participarán del beneficio indicado en el porcentaje de la producción incremental denunciado por el beneficiario y aprobado por la Autoridad de Aplicación, en cada oportunidad que se solicite el reconocimiento del beneficio.

Se puede solicitar el reconocimiento de los beneficios a partir del tercer trimestre de 2022 mediante el cumplimiento de los requisitos establecidos por la Secretaría de Energía que validará su cumplimiento.

Se tomará como línea de base de producción la producción de petróleo crudo correspondiente al período enero – diciembre 2021, ambos inclusive, de las áreas de titularidad del beneficiario. A los efectos del cálculo de la producción incremental se tomará a la producción de petróleo crudo de la beneficiaria correspondiente a los últimos doce meses, incluyendo el trimestre de que se trate.

Para el cálculo de la inyección incremental del Régimen de Acceso a las Divisas para la Producción Incremental de Gas Natural en cada trimestre se tomará la inyección diaria promedio de gas natural del beneficiario correspondiente a los últimos doce meses, incluyendo al trimestre del que se trate. A los efectos del cálculo de la línea de base y de la inyección incremental serán computados los volúmenes inyectados al sistema y off system por el propio beneficiario sin incluir aquellos volúmenes inyectados por terceros a cuenta del beneficiario.

Con la solicitud de los beneficios incluidos en esta norma, los beneficiarios deben incluir sus Planes de Desarrollo de Proveedores Regionales y Nacionales indicados en el art. 23 del Decreto N° 277/2022. Los beneficiarios deberán incrementar sus compras y contrataciones a proveedores nacionales y regionales a diciembre de 2024 en un 30% para los rubros de perforación y terminación y en un 40% para producción y mantenimiento y obras e instalaciones de superficie sobre el porcentaje de composición del gasto del año 2021.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

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Reglamentación del BCRA - Comunicación A 7626

El Banco Central emitió el 28 de octubre de 2022 la Comunicación A 7626 que establece que el cliente que cuente con una Certificación para los regímenes de acceso a divisas para la producción incremental de petróleo y/o gas natural (Decreto N° 277/22) podrá acceder al mercado de cambios por hasta el monto de la certificación para realizar:

1.Pagos de capital de deudas comerciales por la importación de bienes sin la necesidad de contar con la conformidad previa establecida en los puntos 10.11 y 10.14 de la Comunicación A 7532 o el plazo previsto en el punto 1.1 de la Comunicación A 7622, según corresponda.

2.Pagos de capital de deudas comerciales por la importación de servicios sin la necesidad de contar con la conformidad previa del punto 3.2 para operaciones con una contraparte vinculada y/o en el punto 3.1 de la Comunicación A 7532.

3.Pagos de utilidades y dividendos a accionistas no residentes en la medida que se verifiquen los requisitos establecidos por el BCRA.

4.Pagos de capital de endeudamientos financieros en el exterior cuyo acreedor sea una contraparte vinculada al deudor sin conformidad previa del BCRA.

5.Pagos de capital de deudas financieras en moneda extranjera por encima del monto resultante de los parámetros establecidos por el BCRA.

6.Repatriaciones de inversiones directas de no residentes en empresas que no sean controlantes de entidades financieras locales en el marco de los dispuesto por el BCRA.

Los beneficiarios deberán nominar a una única entidad financiera local para que sea responsable de emitir las certificaciones por los regímenes de acceso a las divisas para la producción incremental de petróleo y/o gas natural (Decreto N° 277/22) y remitirlas a las entidades por las cuales el cliente desee acceder al mercado de cambios.

La entidad nominada deberá tomar registro de los montos de los beneficios reconocidos por la Secretaría de Energía en el marco del Decreto N°v277/2022 a favor del cliente, indicando el período al que corresponde el beneficio y el monto total del beneficio en dólares obtenido para el período.

Resolución Secretaría de Energía N° 13/2023

La Secretaría de Energía reglamentó el 16 de enero de 2023 a través de la presente Resolución las condiciones generales para el acceso al Régimen de Acceso a Divisas para la Producción Incremental de Petróleo (RADPIP), para el Régimen de Acceso de Divisas para la Producción Incremental de Gas Natural (RADPIGN) y las condiciones generales para el Régimen de Promoción del Empleo, del Trabajo y del Desarrollo de Empleadores Regionales y Nacionales de la Industria Hidrocarburífera (RPEPNIH).

Decreto 730/2022 – Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de Hidrocarburos, el Autoabastecimiento Interno, las Exportaciones, la Sustitución de Importaciones y la Expansión del Sistema de Transporte para todas las Cuencas Hidrocarburíferas del País 2023-2028. – Resolución N° 770/2022 de la Secretaría de Energía Concurso Público Nacional. Convocatoria

Con fecha 4 de noviembre de 2022 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto 730/2022 que aprobó el Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de Hidrocarburos, el Autoabastecimiento Interno, las Exportaciones, la Sustitución de Importaciones y la Expansión del Sistema de Transporte para todas las Cuencas Hidrocarburíferas del País 2023-2028. (el “Plan Gas 2023-2028”), basado en un sistema de oferta de precios en el punto de ingreso al sistema de transporte, e instruyó a la Secretaría de Energía la instrumentación de dicho plan. El 14 de noviembre de 2022 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 770/2022 de la Secretaría de Energía, mediante la cual se reglamentó el Plan Gas 2023-2028.

El Plan Gas 2023-2028 se asienta en la participación voluntaria por parte de las empresas productoras de gas, CAMMESA y empresas prestadoras de servicio público de distribución y subdistribución de gas que hagan adquisiciones en forma directa de las empresas productoras.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

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El Plan Gas 2023-2028 implementa la Ronda 4 y la Ronda 5.

A través de la Ronda 4, y particularmente la Ronda 4.1, los adjudicatarios del Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020 – 2024 de la Cuenca Neuquina podrán solicitar la extensión, para el período enero de 2025 – diciembre de 2028, ambos inclusive, de los Compromisos de Entrega referidos a:

i) los Volúmenes Base de la Ronda 1 y

ii) los volúmenes adjudicados en el marco de la Ronda 3.

No forman parte de esta extensión los Volúmenes del Período Estacional de Invierno Adicional adjudicados en el marco de la Ronda 1.

Asimismo, en el marco de la Ronda 4 se regula también la Ronda 4.2, mediante la cual se convoca a la presentación de ofertas para la adjudicación de los siguientes volúmenes de gas natural en cuenca Neuquina:

a) “Gas Plano Julio”: hasta 11.000.000 m3 por día para el período comprendido entre el 1° de julio de 2023 y el 31 de diciembre de 2028, ambos inclusive;
b) “Gas Plano Enero”: hasta 3.000.000 m3 por día para el período comprendido entre el 1° de enero de 2024 y el 31 de diciembre de 2028, ambos inclusive;
c) “Gas de Pico 2024”: hasta 7.000.000 m3 por día para los períodos comprendidos entre el 1° de mayo y el 30 de septiembre, ambos inclusive, de los años 2024 a 2028, ambos inclusive.
d) “Gas de Pico 2025”: hasta 7.000.000 m3 por día para los períodos comprendidos entre el 1° de mayo y el 30 de septiembre, ambos inclusive, de los años 2025 a 2028, ambos inclusive.

Respecto de la Ronda 5, mediante la misma se convoca a:

a) Ronda 5.1: los adjudicatarios del Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020 – 2024 de las Provincias del Chubut y Santa Cruz podrán solicitar la extensión, para el período enero de 2025 – diciembre de 2028, ambos inclusive, de los compromisos asumidos en la Ronda 1.
b) Ronda 5.2: se convoca a productores a presentar proyectos de Gas Incremental en las cuencas Austral y Noroeste, en el marco de un Plan de Actividad Incremental.

Además, se deben considerar las siguientes condiciones:

a) Precios: para extender la participación en el plan, los productores deben presentar ofertas con precios iguales o inferiores a la primera etapa del plan gas (2020-2024).
b) Exportaciones: si se cubre el monto total anual de 70MM m3 /año, las empresas productoras adjudicadas pueden contar con condiciones preferenciales de exportación, a ser comprometidos en base estacional y conforme la situación particular del sistema de transporte y del mercado de gas.
c) Contratos: la extensión implica la adecuación de la totalidad de los Compromisos de Entrega y de los contratos del adjudicatario con las Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras y/o ENARSA y/o CAMMESA emergentes de los actos de adjudicación respectivos, con fecha de primera entrega 1° de enero de 2025 y fecha de finalización 31 de diciembre de 2028;
d) Los productores deben continuar comprometiéndose a lograr una curva de producción por cuenca que garantice el sostenimiento y/o aumento de los niveles actuales y/o reducir los declinos o comprometerse a realizar un determinado proyecto de inversión y comercializar su producción asociada;
e) 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 20232028.

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La fecha de presentación de ofertas para participar en el Plan Gas 2023-2028 fue 14 de diciembre de 2022, salvo para la Ronda 5.2 que operó el 30 de abril de 2023.

La Sociedad ha decidido no extender su participación en la segunda etapa del Plan Gas 2023-2028.

d) Sector GLP

Ley 26.020 y Resolución SEN 168/05

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

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

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

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

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

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

Resolución N° SEN 1070/2008 y 1071/2008

La SEN, a través de las Resoluciones 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.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Resolución ENARGAS 1982, 1988 y 1991/11

A fines del mes de noviembre de 2011 el ENARGAS dictó las Resoluciones 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).

Resolución SEN N° 77/2012

En marzo 2012 se publicó la Resolución 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 Resolución 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 Resolución SEN 49/2015

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

Los precios máximos de referencia a facturar por los productores dentro del Programa “Hogares con Garrafas (HOGAR)”, se actualizan regularmente. Los precios máximos de referencia establecidos por la Resolución SE 326/2023, vigentes a partir del abril de 2023 quedaron establecidos en $/tn 38.704 tanto para el butano como para el propano. Posteriormente, en mayo 2023, la Resolución SE 391/2023 determinó los siguientes precios de referencia tanto para el butano como para el propano:

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A partir de la fecha
8 de mayo de 2023 $40.252
1 de junio de 2023 $41.862
1 de julio de 2023 $43.537
1 de agosto de 2023 $45.278
----- End of picture text -----

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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

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 (Resolución 212/2016), marzo de 2017 (Resolución 74-E/2017) y en noviembre de 2017 (Resolución 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 “ (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, 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 la Décimo Séptima Prórroga del Acuerdo (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° de la Décimo Sexta Prórroga para el último período allí establecido; y ii) para el segundo semestre de 2020, dentro de la zona abarcada por el beneficio establecido por el Artículo 75 de la Ley Nº 25.565 (Provincias de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, Santa Cruz, Chubut, Neuquén, Río Negro, La Pampa, en el Partido de Patagones de la Provincia de Buenos Aires y en el Departamento Malargüe de la Provincia de MENDOZA), a un precio salida de planta para usuarios R de $/TM 4.984 y para usuarios SGP de $/TM 9.968, y para usuarios R y SGP del “Resto País” a un precio establecido en $/TM 8.937.

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

Posteriormente se firmaron las prórrogas Décimo Octava (con vencimiento 31/12/2021) y la Décimo Novena al Acuerdo (con vencimiento 31/12/2022) manteniendo las condiciones indicadas en el Décimo Séptimo Acuerdo. La SE notificó a los productores para que continuaran abasteciendo Propano en los términos de la Décimo Novena Prórroga, mientras se encuentra abocada a la instrumentación de la Vigésima Prórroga del Acuerdo, la que debería tener una vigencia entre los meses de enero y diciembre de 2023.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

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Dr. Norberto Luis Feoli

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

Mercado externo

Con fechas 3 y 27 de septiembre de 2018, el PEN emitió los Decretos N° 793/2018 y N° 865/2018, respectivamente, los cuales entre el 4 de septiembre de 2018 y el 31 de diciembre de 2020 fijaron un derecho de exportación del 12% sobre el monto exportado de propano, butano y gasolina natural. Dicha retención poseía 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 y posteriores modificaciones.

NOTA 3 - BASES DE PRESENTACIÓN Y POLÍTICAS CONTABLES

3.1 – Bases de presentación

Los presentes estados financieros separados han sido preparados de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) adoptadas como normas contables profesionales argentinas por la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (FACPCE) e incorporadas por la Comisión Nacional de Valores (CNV) a su normativa, tal y como fueron aprobadas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB por sus siglas en inglés). Todas las NIIF efectivas a la fecha de preparación de los presentes estados financieros fueron aplicadas.

Los presentes estados financieros separados contienen todas las exposiciones significativas requeridas por las NIIF. También fueron incluidas algunas cuestiones adicionales requeridas por la CNV.

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

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

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

La preparación de estos estados financieros de acuerdo con las NIIF requiere que se realicen estimaciones y evaluaciones que afectan el monto de los activos y pasivos registrados y de los activos y pasivos contingentes revelados a la fecha de emisión de los presentes estados financieros, como así también los ingresos y egresos registrados en el ejercicio. Las áreas que involucran un mayor grado de juicio o complejidad o las áreas en las que los supuestos y estimaciones son significativos para los estados financieros se describen en la Nota 5.

Los presentes estados financieros han sido aprobados para su emisión por el Directorio de la Sociedad con fecha 3 de julio de 2023.

Reexpresión de estados financieros

Los estados financieros han sido expresados en términos de la unidad de medida corriente al 30 de abril de 2023 de acuerdo con NIC 29 “Información financiera en economías hiperinflacionarias” aplicando la metodología definida en Nota 3.3.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. (Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

Dr. Norberto Luis Feoli

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

Información comparativa

Los saldos al 30 de abril de 2022 que se exponen en los presentes estados financieros separados a efectos comparativos surgen de los estados financieros a dicha fecha expresados en términos de la unidad de medida corriente al 30 de abril de 2023 de acuerdo con NIC 29 “Información financiera en economías hiperinflacionarias” aplicando la metodología definida en Nota 3.3. En caso de corresponder, ciertas reclasificaciones han sido efectuadas sobre las cifras correspondientes a los estados financieros presentados en forma comparativa a efectos de mantener la consistencia en la exposición con las cifras del presente ejercicio.

Depósito de documentación contable y societaria

Con fecha 14 de agosto de 2014, la CNV emitió la Resolución General N° 629 mediante la cual impone modificaciones a sus normas en materia de guarda y conservación de libros societarios, libros contables y documentación comercial.

En tal sentido, se informa que la Sociedad y sus subsidiarias poseen la guarda de papeles de trabajo e información no sensible por los períodos no prescriptos, así como sus libros societarios (conforme fuera informado a la CNV por nota el 3 de septiembre de 2019), en su sede administrativa sita en Carlos F. Melo 630, Localidad de Vicente López, Provincia de Buenos Aires.

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

3.2 - Normas contables

3.2.1 - Normas nuevas y modificadas adoptadas por la Sociedad

La Sociedad ha aplicado las siguientes modificaciones a las normas por primera vez a partir del 1 de mayo de 2022.

NIC 16 - Propiedades, planta y equipos (modificada en mayo de 2020)
NIC 37 - Provisiones, pasivos contingentes y activos contingentes (modificada en mayo de 2020)

La aplicación de las normas y/o modificaciones detalladas no generó ningún impacto en los resultados de las operaciones o la situación financiera de la Sociedad.

3.2.2 - Nuevas normas, modificaciones e interpretaciones publicadas que todavía no han entrado en vigencia y no han sido adoptadas anticipadamente

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros han sido emitidas las modificaciones a las normas que no han sido adoptadas debido a que su aplicación no es exigida al cierre del ejercicio iniciado el 1 de mayo de 2022:

- NIIF 17 - Contratos de seguros

Emitida en mayo 2017 y modificada en junio de 2020 y diciembre de 2021. Reemplaza a la NIIF 4 introducida como norma provisional en 2004 con la dispensa de llevar a cabo la contabilidad de los contratos de seguros utilizando las normas de contabilidad nacionales, resultando en múltiples enfoques de aplicación. La NIIF 17 establece los principios para el reconocimiento, medición, presentación e información a revelar relacionada con contratos de seguros y es aplicable a los ejercicios anuales que se inicien a partir del 1 de enero de 2023, permitiendo la adopción anticipada para entidades que aplican NIIF 9 y NIIF 15. La Sociedad se encuentra analizando el impacto de la aplicación de la NIIF 17; no obstante, estima que la aplicación de la misma no impactará en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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

- NIC 1 - Presentación de estados financieros

Modificada en enero y julio de 2020 y febrero 2021. Incorpora modificaciones relativas a la clasificación de pasivos como corrientes o no corrientes y a la información a revelar sobre políticas contables. Las modificaciones son aplicables a los ejercicios anuales que se inicien a partir del 1 de enero de 2023, permitiendo la adopción anticipada, no obstante, se estima que la aplicación de la misma no impactará significativamente en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad.

- NIC 8 - Políticas Contables

Modificada en febrero de 2021. Clarifica el tratamiento de las estimaciones requeridas en la aplicación de las políticas contables. Las modificaciones son aplicables a los ejercicios anuales que se inicien a partir del 1 de enero de 2023, permitiendo la adopción anticipada. La Sociedad estima que la aplicación de las mismas no impactará en los resultados de las operaciones o en la situación financiera.

- NIC 12 - Impuesto a las Ganancias

Modificada en mayo de 2021. Incorpora modificaciones respecto del reconocimiento del impuesto diferido relacionado con activos y pasivos que surgen de una transacción única, dando lugar a diferencias temporarias imponibles y deducibles de igual importe. Las modificaciones son aplicables a los ejercicios anuales que se inicien a partir del 1 de enero de 2023, permitiendo la adopción anticipada. La Sociedad estima que la aplicación de las mismas no impactará en los resultados de las operaciones o en la situación financiera.

- NIIF 16 - Arrendamientos

Modificada en septiembre de 2022. Incorpora modificaciones relativas a transacciones de venta con arrendamiento posterior. Las modificaciones son aplicables a los ejercicios anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2024, permitiendo la adopción anticipada. La aplicación de las mismas no impactará en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad.

3.3. – Consideración de los efectos de la inflación

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

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

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

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

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

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

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

a. Los activos y pasivos monetarios que se contabilizan a moneda de cierre del balance no son reexpresados porque ya están expresados en términos de la unidad monetaria actual a la fecha de los estados financieros.
b. Activos y pasivos no monetarios que se contabilizan a costo a la fecha del balance, y los componentes del patrimonio, se reexpresan aplicando los coeficientes de ajuste correspondientes.
c. Los ingresos y gastos (incluyendo los intereses y diferencias de cambio) del estado de resultados, se reexpresan desde la fecha de su registración contable, salvo aquellas partidas del resultado que reflejan o incluyen en su determinación el consumo de activos medidos en moneda de poder adquisitivo de una fecha anterior a la registración del consumo, las que se reexpresan tomando como base la fecha de origen del activo con el que está relacionada la partida (por ejemplo, depreciación y otros consumos de activos valuados a costo histórico).
d. El efecto de la inflación en la posición monetaria neta de la Sociedad se incluye en el estado de resultados, en “Otros resultados financieros RECPAM”.
e. Las cifras comparativas se han ajustado por inflación siguiendo el mismo procedimiento explicado en los puntos precedentes.

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

a. El capital social y la prima de emisión fueron reexpresados desde la fecha de suscripción o desde la fecha del último ajuste por inflación contable, lo que hubiera sucedido después. El monto resultante fue incorporado en las cuentas “Ajuste de capital” y “Ajuste prima de emisión”, respectivamente.
b. Los otros resultados integrales fueron reexpresados desde cada fecha de imputación contable.
c. La reserva por revaluación de activos se encuentra expresadas en términos reales.

El ajuste por inflación se calculó considerando los índices establecidos por la FACPCE con base en los índices de precios publicados por el INDEC. Al 30 de abril de 2023, el índice de precios ascendió a 1.497,2147, con una inflación interanual del 108,8%.

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

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

3.4.1 - Participación en sociedades

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

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

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

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

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

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

Las subsidiarias de la Sociedad al 30 de abril de 2023 son las que se detallan a continuación. El Capital Social de las mismas consiste en acciones ordinarias. Todas las subsidiarias poseen ejercicio anual al 30 de abril de cada año.

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% de tenencia
% de
directa e
tenencia del
Nombre de la entidad País indirecta de interés no Actividad principal
acciones y controlante
votos
Prestación de servicios relacionados con el
Servicios Buproneu S.A. (SEB) Argentina 95% 5%
procesamiento y la separación de gases
Generación de energía eléctrica a partir de
Hychico S.A. (Hychico) Argentina 85,2046% 14,7954% fuentes renovables
Generación de energía eléctrica a partir de
E G WIND S.A. (E G WIND) Argentina 99,26% 0,74%
fuentes renovables
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NOTA 3 - BASES DE PRESENTACIÓN Y POLÍTICAS CONTABLES (Cont.)

a) SEB

Es una subsidiaria directa en la cual la Sociedad posee una participación del 95% del capital y de los votos al 30 de abril de 2023 y 2022. El principal activo de SEB es una planta separadora de gases, ubicada en Plottier, provincia del Neuquén. Con dicha planta SEB provee a la Sociedad el servicio de procesamiento y separación de gases, a través de un contrato firmado por ambas sociedades en noviembre de 1999 y modificado posteriormente en varias ocasiones.

b) Hychico

Es una subsidiaria directa en la cual la Sociedad posee una participación del 48,6770% del capital y de los votos al 30 de abril de 2023 y 2022 y adicionalmente posee el 36,5276% de manera indirecta al 30 de abril de 2023 y 2022. Hychico se dedica al desarrollo de proyectos energéticos sobre la base de energías renovables y actualmente se encuentra operando en Comodoro Rivadavia, provincia del Chubut, (i) el Parque Eólico Diadema I cuya potencia total instalada es de 63 GW y (ii) la Planta de producción de hidrógeno y oxígeno a través del proceso de electrólisis, utilizando el hidrógeno como combustible para la generación de energía eléctrica.

c) E G WIND

Es una subsidiaria directa en la cual la Sociedad posee una participación del 95% del capital y de los votos al 30 de abril de 2023 y 2022 y adicionalmente posee el 4,26% de manera indirecta a la misma fecha. E G WIND se dedica a la generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables y se encuentra operando desde septiembre de 2019 el Parque Eólico Diadema II.

Recuperabilidad de las inversiones

La valuación de las inversiones en sociedades, cada una considerada una unidad generadora de efectivo (UGE), se analiza a cada fecha de cierre si existe evidencia objetiva de que no sea recuperable. Si éste fuera el caso, la Sociedad determina el monto de la desvalorización como la diferencia entre el valor libro de la inversión y el valor presente estimado de los flujos de fondos futuros proyectados. Al 30 de abril de 2023 y 2022, el valor libro de la participación en sociedades no excede el valor presente del flujo de fondos proyectados.

3.4.2 Combinaciones de negocios

Las adquisiciones de negocios se contabilizan mediante la aplicación del método de adquisición. La contraprestación de la adquisición es medida a su valor razonable, calculando a la fecha de adquisición la suma del valor razonable de los activos transferidos, los pasivos incurridos o asumidos y los instrumentos de patrimonio emitidos por la Sociedad y entregados a cambio del control del negocio adquirido. Los costos relacionados con la adquisición son imputados a resultados al momento de ser incurridos. Los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos en la combinación de negocios son reconocidos a su valor razonable a la fecha de adquisición (ver Nota 40).

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

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

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

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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

3.4.3 Participaciones en operaciones conjuntas

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

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

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

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

Recuperabilidad de las participaciones

En la valuación de las participaciones en operaciones conjuntas, cada una considerada una unidad generadora de efectivo (UGE), se analiza a cada fecha de cierre si existe evidencia objetiva de que no sea recuperable. Si éste fuera el caso, la Sociedad determina el monto de la desvalorización como la diferencia entre el valor libro de la inversión y el valor presente estimado de los flujos de fondos futuros proyectados. Al 30 de abril de 2023 y 2022, el valor libro de la participación en las operaciones conjuntas no excede el valor presente del flujo de fondos proyectados.

3.5 - Conversión de moneda extranjera

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

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

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

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

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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

3.6 - Propiedad, planta y equipo

I. Activos de exploración de petróleo y gas:

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

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

Esto implica que los costos de exploración, medidos en moneda homogénea (ajustados por inflación de acuerdo con las pautas establecidas en Nota 3.3.), son capitalizados temporariamente hasta que se efectúa la evaluación y determinación de la existencia de reservas comprobadas suficientes que justifiquen su desarrollo comercial y por ende, su integración como pozos productivos, asumiendo que los desembolsos requeridos son efectuados y la Sociedad está realizando un progreso suficiente en la evaluación de reservas y la viabilidad económica y operativa del proyecto.

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

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

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

A cada fecha de cierre, la Sociedad evalúa cambios en los hechos y circunstancias y determina si hay indicios de que el valor contable de los activos vinculados a actividades de exploración y evaluación pueden exceder su valor recuperable. Los principales indicios de deterioro, pero no limitados a estos, son:

-Los derechos de explorar un área han expirado o expirarán en el futuro cercano sin ser renovados.

-Gastos futuros de exploración y evaluación no han sido planeados o presupuestados.

-Se ha decidido discontinuar la exploración y evaluación de un área debido a la ausencia de reservas comerciales.

-Existe suficiente información indicando que el valor de libro no va a ser completamente recuperable.

Cuando un indicador de deterioro es identificado, una estimación formal del valor recuperable del activo es preparado. Del análisis efectuado por la dirección de la Sociedad, no se han identificado indicadores de deterioro en el valor contable de estos activos.

Los activos de exploración y evaluación para los que se han identificado reservas comprobadas son testeados por desvalorización como se detalla a continuación y clasificados como ”Activos de explotación de petróleo y gas”.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socio)

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Dr. Norberto Luis Feoli

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

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

II. Activos de explotación de petróleo y gas:

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

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

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

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

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

Los costos por los futuros abandonos y desmantelamientos de campos (medioambientales, de seguridad, etc.) se capitalizan por su valor actual cuando se registra inicialmente el activo en los estados financieros, y se registran dentro del rubro “Pozos de petróleo y gas”. Esta capitalización se realiza con contrapartida en la provisión correspondiente (ver nota 3.15)

III. Otros activos tangibles:

III.1. Rodados, muebles y útiles y otros

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

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

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

III. 2. Revaluación de la CT ADC, Edificios y Terrenos, Planta de GLP, PED I y II

A partir del 31 de julio de 2014, la Sociedad modificó su política contable de valuación del rubro Propiedad, planta y equipo para los activos CT ADC, Edificios y Terrenos, la Planta de GLP (propiedad de SEB), el PED I (propiedad de Hychico) y el PED II (propiedad de EG WIND), la cual fue aplicada a todos los elementos que pertenecen a la misma clase de activos, ya que considera que este modelo refleja de manera más fiable el valor de estos activos. Asimismo, ha determinado que cada uno de estos grupos de activos constituye una categoría de activo según la NIIF 13, considerando la naturaleza, características y riesgos inherentes.

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

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

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

Para la determinación del valor razonable de los Edificios y Terrenos, al tratarse de bienes para los cuales existe un mercado activo en condiciones similares, se ha utilizado el valor tasado de venta en dicho mercado mediante un agente inmobiliario de la zona. Dicho método de valuación se clasifica según la NIIF 13 como jerarquía del valor razonable Nivel 2 (ver Nota 4.5).

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

Al 30 de abril de 2023 la Sociedad y expertos independientes efectuaron una actualización de los valores razonables de los Edificios y Terrenos, la CT ADC, la Planta de GLP, el PED I y PED II. Las diferencias que han surgido respecto de la revaluación practicada al 30 de abril de 2022 fueron registradas en los presentes estados financieros.

En el caso de la CT ADC, a los valores determinados en base al método de costo de reposición depreciado fue necesario aplicar un coeficiente de depreciación por obsolescencia económica del 0,1990 y 0,4074 al 30 de abril de 2023 y 2022, respectivamente, basado en que han existido factores externos, como ser el incremento de costos directos e indirectos y una disminución de los precios de venta, que causaron una pérdida de valor de los activos.

En el caso del PED I, a los valores determinados en base al método de costo de reposición depreciado, también fue necesario aplicar un coeficiente de depreciación por obsolescencia económica del 0,1943 al 30 de abril de 2023, basado en que han existido factores externos que causaron una pérdida de valor de los activos.

En el caso del PED II, a los valores determinados en base al método de costo de reposición depreciado, también fue necesario aplicar un coeficiente de depreciación por obsolescencia económica del 0,2102 y 0,2049 al 30 de abril de 2023 y 2022, basado en que han existido factores externos que causaron una pérdida de valor de los activos.

Los valores determinados en base al método de costo de reposición consideraron el estado actual de los bienes, no implicando los coeficientes de deterioro mencionado una desvalorización del valor contable del bien.

Dicho método de valuación ha sido clasificado según la NIIF 13 como jerarquía del valor razonable Nivel 3 (ver Nota 4.5).

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. (Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

Dr. Norberto Luis Feoli

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

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

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

El Directorio aprobó las revaluaciones efectuadas a las distintas clases de activos. La última revaluación efectuada fue con fecha 30 de abril de 2023.

Al 30 de abril de 2023 Capex ha efectuado la comparación entre los valores recuperables de sus activos revaluados con sus valores contables, medidos en base al modelo de revaluación, concluyendo que estos últimos no superan su valor recuperable (ver Nota 5).

Los incrementos por revaluaciones se reconocen en el Estado de resultados integrales en el rubro “Otros resultados integrales” y se acumulan en la “Reserva por revaluación de activos” del Estado de cambios en el patrimonio, salvo en la medida en que dicho incremento revierta una disminución de revaluación del mismo activo reconocida previamente en los resultados, en cuyo caso el incremento se reconoce en los resultados. Una disminución por revaluación se reconoce en los resultados, salvo en la medida en que dicha disminución compense un incremento de revaluación del mismo activo reconocido previamente en la “Reserva por revaluación de activos”. Al momento de la venta del activo revaluado, cualquier reserva por revaluación de activos relacionada con ese activo se transfiere a los Resultados no asignados (ver Nota 27.b). Ver en Nota 28.c) los conceptos establecidos por la CNV para la reserva por revaluación de activos.

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

Al 30 de abril de 2023, técnicos de Capex junto con expertos independientes efectuaron una revisión de la vida útil asignada a los bienes revaluados sin encontrar variaciones significativas a las determinadas al 30 de abril de 2022 a excepción de la Planta de PED II que extendió su vida útil en 3 años.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socio)

Dr. Norberto Luis Feoli

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

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

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

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

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

V. Depreciaciones

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

i) Las áreas adquiridas y otros estudios de explotación se deprecian en función de la producción acumulada y de las reservas totales, expresadas en unidades equivalentes de metros cúbicos de petróleo, con el límite del vencimiento de la concesión desde la fecha de su otorgamiento (ver Nota 1). Los cambios en las estimaciones de reservas son prospectivos, excepto que sucedan en el mismo ejercicio donde se tienen en cuenta en el cálculo de las depreciaciones con carácter retroactivo al inicio del ejercicio.
ii) Los pozos y bienes destinados a la extracción de petróleo y gas se deprecian en función de la producción acumulada y de las reservas comprobadas desarrolladas relacionadas con los mismos, expresadas en unidades equivalentes de metros cúbicos de petróleo, con el límite del vencimiento de la concesión desde la fecha de su otorgamiento (ver Nota 1). Los cambios en las estimaciones de reservas son prospectivos, excepto que sucedan en el mismo ejercicio donde se tienen en cuenta en el cálculo de las depreciaciones con carácter retroactivo al inicio del ejercicio.
iii) El gasoducto de abastecimiento se deprecia aplicando alícuotas lineales en función de su vida útil estimada en 20 años.
iv) La CT ADC se deprecia en función de los GW generados y los GW remanentes a producir en función de la vida útil estimada de cada unidad de generación.
v) Para los bienes cuya capacidad de servicio no se relaciona en forma directa con la producción se aplican alícuotas lineales estimadas en función de las características de cada bien.

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

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

Administración central y administración planta Edificios: 50 años. Bienes de administración: 5 años.
Bienes destinados a la producción de petróleo y gas Áreas adquiridas y otros estudios: reservas totales. Pozos de petróleo y gas: reservas comprobadas desarrolladas. Bienes asociados a la producción: reservas comprobadas desarrolladas. Rodados: 5 años. Gasoducto de abastecimiento: 20 años.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

CT ADC

CT ADC ciclo abierto: GWh remanentes a producir a partir del 1 de mayo de 2022. CT ADC ciclo combinado: GWh remanentes a producir a partir del 1 de mayo de 2022. Gasoducto: 20 años.

General: GWh remanentes a producir a partir del 1 de mayo de 2022.

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

Al 30 de abril de 2023 y 2022, el valor residual contable de Propiedad, planta y equipo no excede el valor presente del flujo de fondos futuros proyectado.

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

Al 30 de abril de 2023 y 2022, el valor residual contable de Propiedad, planta y equipo no excede el valor presente del flujo de fondos futuros proyectado. Cabe destacar que al 30 de abril de 2022 la Sociedad tenía registrada una desvalorización de $ 16.895.540 en la UGE Agua del Cajón del segmento petróleo y gas, la cual fue recuperada al 30 de abril de 2023, debido al incremento de las reservas en el área, dadas las producciones registradas en la perforación de pozos no convencionales y a los resultados obtenidos en áreas linderas pertenecientes a la misma formación (ver Notas 11 y 16). En Nota 5 (v) se describe la metodología de la determinación del valor recuperable.

3.7 - Instrumentos financieros

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

La Sociedad clasifica sus instrumentos financieros en las siguientes categorías:

Activos financieros a costo amortizado.
Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados.
Activos financieros a valor razonable con cambios en otros resultados integrales.
Pasivos financieros a valor razonable con cambios en resultados.
Pasivos financieros a costo amortizado.

La clasificación de los activos financieros depende del modelo de negocio de la Sociedad para gestionar sus instrumentos financieros, y las características contractuales de los flujos de efectivo de dichos instrumentos.

Los activos y pasivos financieros se compensan sólo en la medida en que exista un derecho exigible legal.

Los activos financieros se valúan a costo amortizado si se cumplen las dos condiciones siguientes:

i) se mantienen dentro del modelo de negocio con el objetivo de obtener los flujos de efectivo contractuales, y ii) las condiciones contractuales del activo financiero dan lugar, en fechas especificadas, a flujos de efectivo que son únicamente cobros de capital e intereses sobre el importe del capital pendiente.

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

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

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

Los activos financieros valuados a valor razonable con cambios en resultados se reconocen inicialmente por su valor razonable, y los costos de la transacción se cargan a resultados. Las ganancias o pérdidas procedentes de cambios en el valor razonable de activos valuados a valor razonable, y que no son parte de una relación de cobertura, se reconocen en resultados, en el rubro “Resultados Financieros”, en el ejercicio en que se originan.

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

i) El modelo de negocio tiene como objetivo tanto la obtención de los flujos de efectivo contractuales, así como la venta de dichos activos financieros, y
ii) Según las condiciones del contrato, se recibirán flujos de efectivo en fechas específicas que constituyen exclusivamente pagos del capital más intereses.

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

Respecto de los pasivos financieros, la Sociedad ha determinado que todos los pasivos financieros se midan a costo amortizado usando el método de interés efectivo; las modificaciones en la valuación se reconocen en el estado de resultados integrales.

3.7.1 - Desvalorización de activos financieros

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

Dicho análisis se basa en evaluar la existencia de evidencia objetiva de que un activo financiero o grupo de activos financieros está desvalorizado. La pérdida por desvalorización de activos financieros se reconoce cuando existe evidencia objetiva de desvalorización como resultado de uno o más eventos ocurridos con posterioridad al reconocimiento inicial del activo financiero y dicho evento tiene un impacto en los flujos de efectivo para dicho activo financiero o grupo de activos financieros que puede ser estimado confiablemente.

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

La pérdida resultante, determinada como la diferencia entre el valor contable del activo y el valor actual de los flujos estimados de efectivo, se reconoce en resultados. Si en un período subsecuente el monto de desvalorización disminuye y el mismo puede relacionarse con un evento ocurrido con posterioridad a la medición, se recupera dicha desvalorización. Al 30 de abril de 2023 y 2022, no se registraron resultados por este concepto.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

Compensación de instrumentos financieros

Los activos y pasivos financieros se compensan y el valor neto se informa en el estado de situación financiera cuando existe un derecho exigible legalmente de compensar los valores reconocidos y existe una intención de pagar en forma neta, o de realizar el activo y cancelar el pasivo simultáneamente (ver nota 30).

3.8 - Repuestos y materiales e Inventarios

- Repuestos y materiales

Los repuestos y materiales mantenidos para ser usados en los yacimientos y en la planta de generación de energía eléctrica se valúan a su costo de adquisición medidos en moneda homogénea menos la provisión por obsolescencia. El costo se determina por el método del precio promedio ponderado (“PPP”).

La apertura de los repuestos y materiales se divide en tres: los corrientes, los no corrientes que son aquellos que tienen una rotación mayor a un año (los corrientes y los no corrientes no se deprecian), y aquellos que podrían afectar la operación, que se deprecian y se encuentran contabilizados junto con la CT ADC, en el rubro Propiedad, planta y equipo (Nota 3.6.III).

- Inventarios (Existencias)

Las existencias de petróleo, propano, butano y gasolina se valúan a su costo de producción con límite en su valor recuperable. El costo se determina por el método del precio promedio ponderado reexpresado en moneda homogénea (“PPP”). El valor neto de realización es el precio de venta estimado en el curso normal del negocio, menos los costos variables de venta aplicables.

La Sociedad realiza una evaluación del valor neto realizable de los repuestos y materiales e inventarios al final del ejercicio, registrando con cargo a resultados la oportuna corrección de valor cuando las mismas se encuentran sobrevaloradas. Cuando las circunstancias que previamente causaron la corrección de valor dejaran de existir, o cuando existiera clara evidencia de incremento en el valor neto realizable debido a un cambio en las circunstancias económicas, se procede a revertir el importe de la misma.

3.9 - Cuentas por cobrar comerciales y otras cuentas por cobrar

Las cuentas por cobrar comerciales y las otras cuentas por cobrar se reconocen inicialmente por su valor razonable y posteriormente por su costo amortizado de acuerdo con el método de la tasa efectiva de interés, menos la provisión por pérdidas por desvalorización del valor.

El interés implícito se desagrega y reconoce como ingreso financiero a medida que se van devengando los intereses.

El importe de la provisión es la diferencia entre el importe en libros del activo y el valor actual de los flujos futuros de efectivo estimados, descontados al tipo de interés efectivo. El valor de libros del activo se reduce por medio de la cuenta de provisión y el monto de la pérdida se reconoce con cargo al estado de resultados integrales.

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

3.10 - Efectivo y equivalentes de efectivo

El efectivo y equivalentes de efectivo incluyen el efectivo en caja, los depósitos a la vista en entidades de crédito, otras inversiones a corto plazo de gran liquidez, bajo riesgo y con un vencimiento original de tres meses o menos, y los descubiertos bancarios. En el estado de situación financiera, los descubiertos bancarios se clasifican como deuda financiera en el pasivo corriente.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socio)

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

3.11 – Cuentas del patrimonio

La contabilización de los movimientos del mencionado rubro se efectúa de acuerdo con las decisiones de asambleas, normas legales o reglamentarias.

Aporte de los propietarios

- Capital social

El capital social representa el capital emitido (acciones en circulación), el cual está formado por los aportes efectuados por los accionistas. Está representado por acciones ordinarias, nominativas no endosables, de valor nominal $ 1 por acción.

- Prima de emisión

Comprende el sobreprecio pagado por las acciones emitidas con relación a su valor nominal.

- Ajuste de capital y Ajuste prima de emisión

La diferencia entre el capital social y prima de emisión expresados en moneda homogénea y el capital social y prima de emisión nominal histórico han sido expuestas en las cuentas "Ajuste de capital” y “Ajuste prima de emisión", respectivamente, integrantes del patrimonio.

Ganancias reservadas

- Reserva legal

De acuerdo con las disposiciones de la Ley 19.550 de sociedades comerciales, el 5% de la utilidad neta que surja del estado de resultados integrales del ejercicio más / menos los ajustes a ejercicios anteriores, las transferencias de otros resultados integrales a resultados no asignados y las pérdidas acumuladas de ejercicios anteriores, deberá destinarse a la reserva legal, hasta que la misma alcance el 20% del capital social y el ajuste del capital.

- Reserva facultativa

La reserva facultativa representa los resultados acumulados destinados para la distribución de futuros dividendos y/o inversiones y/o cancelación de deuda y/o absorción de pérdidas.

Resultados acumulados

- Reserva por revaluación de activos

La reserva por revaluación de activos resulta de la diferencia entre el valor de costo reexpresado amortizado de ciertos activos del rubro Propiedad, planta y equipo y el valor razonable de los mismos (ver Nota 27).

- Resultados no asignados

Los resultados no asignados comprenden las ganancias o pérdidas acumuladas sin asignación específica, que siendo positivas pueden ser distribuibles mediante la decisión de la asamblea de accionistas, en tanto no estén sujetas a restricciones legales. Estos resultados comprenden el resultado de ejercicios anteriores que no fueron distribuidos, los importes transferidos de otros resultados integrales y los ajustes de ejercicios anteriores por aplicación de las normas contables.

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

En caso de que existan resultados no asignados negativos a ser absorbidos al cierre del ejercicio a considerar por la Asamblea de Accionistas, deberá respetarse el siguiente orden de afectación de saldos:

Ganancias reservadas
a. Reservas facultativas
b. Reserva legal
Ajuste prima de emisión
Primas de emisión
Ajuste de capital
Capital social

- Distribución de dividendos

La distribución de dividendos a los accionistas de la Sociedad es reconocida como un pasivo en los estados financieros al momento en el cual los dividendos son aprobados por la asamblea de accionistas (Ver Nota 27).

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 $) (reexpresado en miles de $ 6.630.612), equivalente a $ 19,533 (valor en $) por cada acción clase “A” de VN $ 1 en circulación. Esta distribución fue ratificada por la AGOyE de accionistas con fecha 24 de agosto de 2022. El pago se hizo efectivo el 5 de julio de 2022, quedando sin cancelar la suma de $ 22.220,42 (valor en $), correspondientes a 1.119 acciones que según informó Caja de Valores S.A. carecen de titular. A la fecha de pago del dividendo anticipado la Sociedad no se encontraba imposibilitada de distribuir dividendos conforme los compromisos establecidos en los términos y condiciones de la Obligaciones Negociables Clase 2.

3.12 - Cuentas por pagar comerciales, remuneraciones y cargas sociales y otras deudas

Las cuentas por pagar representan las obligaciones de pago por bienes y servicios adquiridos a proveedores en el curso normal de los negocios. Las remuneraciones y cargas sociales representan las obligaciones relacionadas con el personal de la Sociedad. Las otras deudas representan las obligaciones en concepto de regalías de petróleo y gas.

Se reconocen inicialmente a su valor razonable y se miden posteriormente a su costo amortizado utilizando el método de la tasa de interés efectiva.

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

3.13 - Deudas financieras

Las deudas financieras se reconocen inicialmente a su valor razonable, neto de los costos directamente atribuibles a su obtención. Posteriormente, se valúan a su costo amortizado utilizando el método de la tasa de interés efectiva.

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

3.14 - Impuesto a las ganancias e impuesto diferido

El cargo por impuestos del ejercicio comprende los impuestos corrientes y diferidos. Los impuestos se reconocen en el resultado, excepto en la medida en que éstos se refieran a partidas reconocidas en otros resultados integrales o directamente en el patrimonio. En este caso, el impuesto a las ganancias también se reconoce en otros resultados integrales o directamente en patrimonio.

El impuesto a las ganancias corriente se calcula en base a las leyes aprobadas o próximas a aprobarse a la fecha de los estados financieros. La gerencia evalúa periódicamente las posiciones tomadas en las declaraciones de impuestos respecto de las situaciones en las que la regulación fiscal aplicable está sujeta a interpretación, y, en caso necesario, establece provisiones en función de las cantidades que se espera pagar a las autoridades fiscales (ver Nota 5.iv).

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

El impuesto diferido se reconoce, de acuerdo con el método diferido, por las diferencias temporarias que surgen entre las bases fiscales de los activos y pasivos y sus importes en libros en los estados financieros. Sin embargo, el impuesto diferido no se contabiliza si surge del reconocimiento inicial de un activo o pasivo en una transacción, distinta de una combinación de negocios, que, en el momento de la transacción, no afecta ni al resultado contable ni a la ganancia o pérdida fiscal.

Los activos y pasivos por impuestos diferidos se compensan si, y sólo si existe un derecho legalmente reconocido de compensar los importes reconocidos y cuando los activos y pasivos por impuestos diferidos se derivan del impuesto sobre las ganancias correspondientes a la misma autoridad fiscal, que recaen sobre la misma entidad fiscal o diferentes entidades fiscales, que pretenden liquidar los activos y pasivos fiscales corrientes por su importe neto.

3.15 - Provisiones y otros cargos

Las provisiones se reconocen cuando:

La Sociedad tiene una obligación presente, legal o implícita, como resultado de un hecho pasado,
Es probable que una salida de recursos sea necesaria para cancelar tal obligación, y
Puede hacerse una estimación confiable del importe de la obligación.

Las provisiones se miden al valor actual de los desembolsos que se espera sean necesarios para liquidar la obligación teniendo en cuenta la mejor información disponible en la fecha de preparación de los estados financieros y son reestimadas en cada cierre. La tasa de descuento utilizada para determinar el valor actual refleja las evaluaciones actuales del mercado, en la fecha de medición, del valor temporal del dinero, así como el riesgo específico relacionado con el pasivo en particular.

La provisión para juicios se constituyó en base al análisis de las probables indemnizaciones que la Sociedad estima deberá soportar, de acuerdo con la opinión de sus asesores legales internos y externos.

Para el cálculo de la provisión por abandono de pozos, la Sociedad consideró el plan de abandono de los mismos hasta el final de la concesión o el consumo total de las reservas esperado, el que ocurra primero y los valuó al costo estimado de abandono, descontado a la tasa que refleje los riesgos específicos del pasivo y el valor tiempo del dinero (TNA 6,875%).

La Sociedad con base en el análisis de sus especialistas determina para cada yacimiento el momento del fin de la concesión que será determinante a la hora de realizar la erogación de flujos por la remediación.

Este momento influye en el valor actual del pasivo contabilizado. Asimismo, determina a cada cierre de ejercicio, el monto de la remediación considerando la tecnología y la disponibilidad de recursos existentes a dicha fecha.

Todas las variaciones en este pasivo son prospectivas.

3.16 Arrendamientos

En los arrendamientos en los que la Sociedad es arrendataria (Nota 19), se reconoce un activo por derecho de uso y un pasivo por arrendamiento en la fecha en que el activo arrendado está disponible para su uso por parte de la Sociedad.

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

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

Pagos fijos, menos cualquier incentivo de arrendamiento por cobrar.
Pagos por arrendamiento variables que dependen de un índice o tasa.
Importes que la Sociedad espera pagar como garantías de valor residual.
Precio de ejercicio de una opción de compra (si la Sociedad está razonablemente segura de ejercer esa opción), y
Pagos por penalizaciones derivadas de la terminación del arrendamiento.

Los pagos por arrendamiento se descuentan utilizando la tasa de endeudamiento incremental de la Sociedad. La tasa en dólares utilizada fue del 6,875% anual.

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

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

Importe de la medición inicial del pasivo por arrendamiento.
Cualquier pago de arrendamiento realizado antes o a partir de la fecha de inicio, menos cualquier incentivo de arrendamiento recibido.
Cualquier costo directo inicial, y
Una estimación de los costos a incurrir para desmantelar o restaurar el activo subyacente, conforme los términos y condiciones del arrendamiento.

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

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

3.17 - Reconocimiento de ingresos

Los ingresos por ventas son medidos al valor razonable de la contraprestación recibida o a recibir, y representan los montos a cobrar por venta de bienes y/o servicios.

Los ingresos provenientes de la actividad de generación de energía eléctrica se reconocen a partir de la energía y potencia efectivamente entregadas al mercado spot.

Los ingresos provenientes de las ventas de petróleo, gas natural y propano y butano se reconocen con la transferencia del dominio, de acuerdo con los términos de los contratos relacionados, lo cual se sustancia cuando el cliente toma la propiedad del producto, asumiendo riesgos y beneficios.

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

Los ingresos mencionados se reconocen al cumplirse todas y cada una de las siguientes condiciones:

La entidad transfirió al comprador los riesgos y ventajas de tipo significativo;
El importe de los ingresos se midió confiablemente;
Es probable que la entidad reciba los beneficios económicos asociados a la transacción;
Los costos incurridos o a incurrir, en relación con la transacción, fueron medidos confiablemente.

Los ingresos provenientes de transacciones entre empresas del grupo y entre los segmentos de negocio generan costos y resultados.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

Dr. Norberto Luis Feoli

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

Los ingresos por intereses se reconocen utilizando el método del tipo de interés efectivo. Los mismos se registran sobre una base temporaria, con referencia al capital pendiente y a la tasa efectiva aplicable. Estos ingresos son reconocidos

siempre que sea probable que la entidad reciba los beneficios económicos asociados con la transacción y pudiendo el importe de la transacción ser medido de manera fiable.

NIC 20 – Contabilización de las subvenciones del Gobierno e información a revelar sobre ayudas gubernamentales

Los incentivos a la producción de gas natural proveniente de reservorios no convencionales, dictadas por el Ministerio de Energía y Minería mediante la Resolución N° 419-E/2017 y el Plan de Promoción de Gas Natural Argentino mediante el Decreto N° 892/2020 (ver Nota 2.c), se encuadran dentro del alcance de la NIC 20 “Contabilización de las subvenciones del Gobierno e información a revelar sobre ayudas gubernamentales” debido a que consisten en compensaciones económicas relacionadas con los ingresos, para las empresas comprometidas a realizar inversiones en desarrollos de producción de gas natural proveniente de reservorios no convencionales. Dicho incentivo ha sido incluido en el rubro “Ingresos” del Estado de Resultados Integrales (ver Nota 7).

El mencionado incentivo es reconocido en el resultado del ejercicio sobre una base sistemática a lo largo del periodo donde las condiciones necesarias para su reconocimiento se encuentren materializadas. El reconocimiento de dicho ingreso es efectuado a valor razonable cuando exista una seguridad razonable de que se recibirá el incentivo y se cumplan las condiciones establecidas.

3.18 - Información por segmentos

El Directorio ha determinado los segmentos operativos basándose en los informes que revisa y que utiliza para la toma de decisiones estratégicas (ver Nota 6).

La información por segmentos se presenta de manera consistente con los informes internos. El Directorio de la Sociedad junto con las principales gerencias son los responsables de asignar los recursos y evaluar el rendimiento de los segmentos operativos.

3.19 - Saldos de créditos y deudas con partes relacionadas

Los créditos y deudas con la sociedad controlante, y con otras partes relacionadas generados por diversas transacciones han sido valuados de acuerdo con las condiciones pactadas entre las partes involucradas (ver Nota 36).

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

NOTA 4 - ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS FINANCIEROS

4.1. Riesgo de mercado

El riesgo de mercado es la pérdida potencial ante movimientos adversos en las variables de mercado. La Sociedad está expuesta a diversos tipos de riesgos de mercado: de tipo de cambio, de tipo de interés y de precio.

Para cada uno de los riesgos de mercado descriptos a continuación se incluye un análisis de sensibilidad de los principales riesgos inherentes a los instrumentos financieros, mostrando cómo podría verse afectado el resultado y el patrimonio de acuerdo con lo requerido por la NIIF 7 Instrumentos financieros: información a revelar.

El análisis de sensibilidad utiliza variaciones de los factores de riesgo representativos de su comportamiento histórico. Las estimaciones realizadas son representativas tanto de variaciones favorables como desfavorables. El impacto en resultados y/o patrimonio se estima en función de los instrumentos financieros poseídos por la Sociedad al cierre de cada ejercicio.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

Dr. Norberto Luis Feoli

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 4 - ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS FINANCIEROS

4.1.a. Riesgo de tipo de cambio

El riesgo de tipo de cambio surge cuando las transacciones comerciales futuras o los activos o pasivos reconocidos están denominados en una moneda que no es la moneda funcional de la entidad.

Los resultados y el patrimonio de la Sociedad están expuestos a las variaciones en los tipos de cambio de las monedas en las que opera.

La Sociedad posee al 30 de abril de 2023 aproximadamente el 77,9 % de sus pasivos (comerciales y financieros) en moneda extranjera (dentro de este porcentaje se incluyelas ON Clase 3 y 4 emitidas en pesos atados a la evolución del tipo de cambio (dólar link)) y el 49,9 % de sus activos (efectivo y equivalentes de efectivo, cuentas por cobrar comerciales y créditos con partes relacionadas)denominados en moneda extranjera, con lo cual la divisa que genera la mayor exposición es el dólar estadounidense.

Al 30 de abril de 2023 y 2022, la Sociedad no posee instrumentos financieros derivados a modo de cobertura contra las fluctuaciones del tipo de cambio. Sin embargo, es importante considerar que los ingresos de la Sociedad en su mayoría se encuentran dolarizados. Respecto del precio de los hidrocarburos (petróleo y gas) los mismos están denominados en dólares estadounidenses, los que representaron aproximadamente un 82,4 % y 75,4 % de los ingresos de la Sociedad durante los ejercicios económicos finalizados 30 de abril de 2023 y 2022, respectivamente. En el caso de la energía eléctrica generada por la CT ADC, con la sanción de la Res N° 31/2020 y sus modificaciones (la Res N° 440/2021, la Res N° 238/2022 y la Res N° 826/2022) los precios de la energía se fijan en pesos. Los ingresos por energía eléctrica representaron aproximadamente un 14,2 % y 19,4 % de los ingresos de la Sociedad durante los ejercicios económicos finalizados 30 de abril de 2023 y 2022, respectivamente. Cabe destacar que mediante la Res 59/2023, vigente desde el 1 de marzo de 2023 y a la cual la Sociedad adhirió, la Potencia Comprometida contempla un pago adicional en dólares y la Energía Generada se comienza a remunerar en dólares por MWh; considerando una disponibilidad y generación similar a la del ejercicio finalizado el 30 de abril de 2023, entre el 40% y el 50% de los ingresos por energía estarán remunerados en dólares.

Respecto del propano y butano los ingresos representaron aproximadamente un 3,4 % y 5,3% de los ingresos totales de la Sociedad al 30 de abril de 2023 y 2022, respectivamente. Respecto del precio del propano y butano, su valor está establecido en pesos, pero relacionado con una paridad de exportación en dólares estadounidenses por la venta en el mercado local. Por otro lado, respecto del precio en el mercado externo, el mismo se encuentra fijado en dólares. Las ventas en el mercado externo representan el 42,3 % y 44,2 % al 30 de abril de 2023 y 2022, respectivamente.

Con respecto de los precios de la energía eléctrica generada por los parques eólicos operados por las subsidiaras de la Sociedad, los mismos se encuentran denominados en dólares estadounidenses y son abonados por CAMMESA al tipo de cambio del momento del pago.

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

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

al 30/04/2023 al 30/04/2022
Posición neta Pasiva en US$ (262.007) (158.614)
222,28 (comprador) y 115,11 (comprador) y
Dólar estadounidense – tipo de cambio $/US$
222,68 (vendedor) 115,31 (vendedor)
Posición neta Pasiva en $ (58.360.244) (38.242.618)
----- End of picture text -----

La sensibilidad del resultado integral y del patrimonio al 30 de abril de 2023 y 2022, como consecuencia de un posible aumento o disminución del 10% del tipo de cambio sobre los activos y pasivos denominados en moneda extranjera hubiera supuesto una disminución o aumento en el resultado integral y en el patrimonio de $ 3.793.416 y $ 2.485.771, respectivamente.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 3 de julio de 2023 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA (Socio)

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

Dr. Norberto Luis Feoli

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 4 - ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS FINANCIEROS (Cont.)

4.1.b. Riesgo de tipo de interés

Las variaciones en los tipos de interés pueden afectar al ingreso o gasto por intereses de los activos y pasivos financieros referenciados a un tipo de interés variable. El endeudamiento a tasas variables expone a la Sociedad al riesgo de tasa de interés sobre sus flujos de efectivo, debido a la posible volatilidad que las mismas pueden llegar a evidenciar. El endeudamiento a tasas fijas expone a la Sociedad al riesgo de tasa de interés sobre el valor razonable de sus pasivos, dado que, dependiendo de la volatilidad de las tasas de interés a un determinado momento, pueden llegar a generarse desarbitrajes que hagan que las tasas fijas pudieran llegar a ser más altas que las tasas variables a ese momento.

Este riesgo se encuentra mitigado, ya que la Sociedad posee al 30 de abril de 2023 y 2022, 61,3 % y 73,6 %, respectivamente, de sus pasivos comerciales y financieros a una tasa fija (ON Clase 2 a una tasa nominal anual del 6,875% con vencimiento en mayo de 2024) y 2,4 % y 1,2%, respectivamente en adelantos en cuenta corriente a una tasa nominal anual del 75% y 36,5%.. Asimismo, al 30 de abril de 2023, el 10,3% de los pasivos comerciales y financieros no devengan interés (ON Clase 3 y 4).

La siguiente tabla presenta la apertura de los préstamos de la Sociedad por tasa de interés y por moneda en la que están denominados:

Apertura préstamos s/ tasa Tasa fija Dólares estadounidenses Subtotal préstamos a tasa fija Tasa variable() Pesos argentinos Subtotal préstamos a tasa variable No devenga interés Dólares link Subtotal préstamos que no devengan interés Total préstamos Tasa de interés adelanto en CC Incremento 10% Efecto en resultado total menos efecto del imp. diferido Efecto total*	30.04.2023 30.04.2022 53.186.227 57.515.682
	53.186.227 57.515.682
	1.497.645 903.910
	1.497.645 903.910
	8.903.200 -
	8.903.200 -
	63.587.072 58.419.592
	75% 36,5% 83% 40% 112.323 32.993 (39.313) (11.547)
	73.010 21.446

(*) se considera tasa variable debido a que en el momento de renovar los adelantos en cuenta corriente se fijan nuevas tasas.

La sensibilidad del resultado integral y del patrimonio al 30 de abril de 2023 y 2022, como consecuencia de un posible aumento o disminución del 10% en las tasas de interés variable hubiera supuesto una disminución o aumento en el resultado integral y en el patrimonio de $ 73.010 y $ 21.446, respectivamente.

4.1.c. Riesgo de precio

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

Por otra parte, a lo largo de los años en Argentina las diferentes políticas regulatorias, económicas y gubernamentales determinaron que los precios locales deben lograr la expansión de la actividad de explotación y ampliación de reservas de hidrocarburos. Dentro de este marco, el precio del petróleo local se fija en negociaciones entre refinadores y productores dentro de la dinámica del mercado interno y de exportación, que tiene como marco la transferencia de estos

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 4 - ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS FINANCIEROS (Cont.)

valores al precio final de los combustibles líquidos. Asimismo, los precios de venta en el mercado local se ven afectados ante variaciones significativas en los precios internacionales de los hidrocarburos y el precio que paga el consumidor en el mercado interno.

Con respecto al precio del gas, también sigue una política gubernamental, fijando distintos valores máximos para cada uno de los segmentos de mercado, priorizando el desarrollo de la industria y las posibilidades de pago de cada segmento, incluso generando diversos planes de estímulo a la producción (ver Nota 2 c).

Por su parte, el precio de GLP se basa en una publicación mensual de la SE que establece los precios en pesos en función de la paridad de exportación. No obstante, si bien tratan de eliminarse paulatinamente, existen programas de subsidios al consumo que podrían afectar a algunos productores.

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

Al 30 de abril de 2023 y 2022, la Sociedad no posee productos derivados o coberturas sobre los precios de hidrocarburos.

Al 30 de abril de 2023 y 2022, un aumento o disminución del 10% en los precios de la energía eléctrica y los hidrocarburos hubiera supuesto un aumento o disminución en el resultado integral y en el patrimonio de $ 4.738.390 y $ 4.263.773, respectivamente (ver Nota 7).

4.2 Riesgo de crédito

El riesgo de crédito se define como la posibilidad de que un tercero no cumpla con sus obligaciones contractuales, originando con ello pérdidas para la Sociedad. El riesgo de crédito en la Sociedad se mide y controla por cliente o tercero individual.

4.3 Riesgo de liquidez

La Gerencia de Administración y Finanzas supervisa las proyecciones de los negocios actuales y futuros con el objetivo de:

(i) Estructurar sus pasivos financieros de forma tal que en el corto y mediano plazo el vencimiento de los mismos no interfiera en el flujo corriente de los negocios, dadas las condiciones de cada momento en los mercados de crédito a los que tiene acceso, y
(ii) Mantener sus posiciones activas en instrumentos con adecuada liquidez y riesgo acotado.

Dentro de esa estrategia, la Sociedad durante el presente ejercicio emitió en febrero de 2023 Obligaciones Negociables Clase 3 a un plazo de 3 años con vencimiento de su capital en una cuota en febrero 2026 y Clase 4 a un plazo de 4 años con vencimiento de su capital en una cuota en febrero 2027. Adicionalmente, respecto de los covenants que rigen las Obligaciones Negociables Clase 2, los mismos son de incurrencia y no de mantenimiento; esto significa que los acreedores no pueden solicitar el prepago si la Sociedad no alcanzara uno o algunos de los covenants financieros, sino que la misma tiene que cumplir con ciertas restricciones financieras pre-establecidas (ver Nota 30).

Por otro lado, la Sociedad estructura su cartera de inversiones en función de los vencimientos de estos pasivos, las necesidades financieras para hacer frente a las inversiones requeridas y las necesidades de capital de trabajo, invirtiendo los excedentes de efectivo en instrumentos de bajo riesgo y adecuada calidad crediticia.

En el contexto actual, la Sociedad ha revisado sus flujos financieros adecuándose a la coyuntura y condición actual de mercado.

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 4 - ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS FINANCIEROS (Cont.)

El cuadro a continuación analiza las erogaciones por los pasivos comerciales y deudas financieras agrupados sobre la base de los plazos pendientes contractuales y sin descontar, contados a la fecha de los estados financieros, hasta la fecha de su vencimiento y considerando los tipos de cambio vigentes al 30 de abril de 2023 y 2022.

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Al 30 de abril de 2023 Sin plazo Menos 3 meses Entre 3 meses y un año Entre 1 y 2 años Entre 2 y 5 años Más de 5 años
Deudas financieras - 3.209.400 1.828.277 55.014.504 8.907.200 -
Cuentas por pagar 995.761 5.869.747 137.958 66.821 178.907 388.948
comerciales
Al 30 de abril de 2022 Sin plazo Menos 3 meses Entre 3 meses y un año Entre 1 y 2 años Entre 2 y 5 años Más de 5 años
Deudas financieras - 2.380.366 1.977.101 3.954.204 59.492.785 -
Cuentas por pagar
1.076.817 16.259.254 264.722 237.503 209.742 493.452
comerciales
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4.4 Riesgo de capital

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

La Sociedad monitorea su estructura de capital sobre la base de la relación existente entre el capital de la deuda financiera neta y la estructura de financiación propia, midiendo la relación entre ambos. Asimismo, considera en este análisis la generación de resultados de su negocio para hacer frente a los vencimientos provenientes de financiación de terceros.

4.5 Estimación del valor razonable

La Sociedad clasifica las mediciones a valor razonable de los instrumentos financieros y activos utilizando una jerarquía de valor razonable, la cual refleja la relevancia de las variables utilizadas para llevar a cabo dichas mediciones. La jerarquía de valor razonable tiene los siguientes niveles:

Nivel 1: precios de cotización (no ajustados) en mercados activos para activos o pasivos idénticos.
Nivel 2: datos distintos a precios de cotización incluidos en el nivel 1 que sean observables para el activo o pasivo, ya sea directamente (es decir, precios) o indirectamente (es decir, que se deriven de precios).
Nivel 3: datos sobre el activo o el pasivo que no están basados en datos observables en el mercado (es decir, información no observable).

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socio)

Dr. Norberto Luis Feoli

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 4 - ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS FINANCIEROS (Cont.)

El siguiente cuadro presenta los activos de la Sociedad medidos a valor razonable al 30 de abril de 2023 y 2022.

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

30.04.2023 30.04.2022
Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Total Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Total
Activos
financieros a
valor razonable
con cambios en
resultados
Fondos comunes
364.280 - - 364.280 481.078 - - 481.078
de inversión
Activos a valor
razonable con
cambios en otros
resultados
integrales
Propiedad Planta
y equipo en - - 9.045.449 9.045.449 - - 10.784.786 10.784.786
sociedades
controladas
Propiedad Planta
- 2.917.808 29.489.438 32.407.246 - 3.712.151 24.846.279 28.558.440
y equipo
----- End of picture text -----

El valor de los instrumentos financieros negociados en mercados activos se basa en los precios de cotización de los mercados a la fecha del estado de situación financiera. Un mercado se entiende como activo si los precios de cotización están regularmente disponibles a través de una bolsa, intermediario financiero, institución sectorial, u organismo regulador, y esos precios reflejan transacciones actuales y regulares de mercado entre partes que actúan en condiciones de independencia mutua. El precio de cotización de mercado usado para los activos financieros mantenidos por la Sociedad es el precio de oferta actual. Estos instrumentos se incluyen en el nivel 1 (Nota 25).

El valor razonable de los activos que no se negocian en mercados activos se determina usando técnicas de valuación. Estas técnicas de valuación maximizan el uso de información observable del mercado en los casos en que esté disponible y confía lo menos posible en estimaciones específicas de la Sociedad. Si todas las variables significativas para establecer el valor razonable de un activo son observables, el activo se incluye en el nivel 2 (ver Notas 3.6 III) y 16).

Si una o más variables utilizadas para establecer el valor razonable no son observables en el mercado, el activo se incluye en el nivel 3 (ver Notas 3.6 III) y Nota 16).

No existieron transferencias entre el nivel 1, 2 y 3 en los ejercicios finalizados el 30 de abril de 2023 y 2022.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socio)

Dr. Norberto Luis Feoli

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 5 - ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES

Las estimaciones y juicios se evalúan continuamente y se basan en la experiencia histórica y otros factores, incluidas las expectativas de hechos futuros que se consideran razonables en las circunstancias.

Estimaciones y juicios contables importantes

La Sociedad hace estimaciones y formula hipótesis en relación con el futuro. Las estimaciones contables resultantes, por definición, raramente igualarán a los correspondientes resultados reales. A continuación, se explican las estimaciones y juicios que tienen un riesgo significativo de dar lugar a un ajuste material en los importes en libros de los activos y pasivos dentro del ejercicio financiero siguiente. Los principios contables y las áreas que requieren una mayor cantidad de juicios y estimaciones en la preparación de los estados financieros son:

(i) reservas de petróleo y gas,
(ii) provisión por abandono de pozos,
(iii) provisiones por litigios y otras contingencias,
(iv) impuesto a las ganancias e impuesto diferido,
(v) test de desvalorización del valor de Propiedad, planta y equipo,
(vi) valor razonable de los activos revaluados, y
(vii) valor razonable de las adquisiciones de negocios .

(i) Reservas de petróleo y gas

Por reservas se entiende a los volúmenes de petróleo y gas (expresado en m[3] equivalentes de petróleo) que originan o están asociados a algún ingreso económico, en las áreas donde la compañía opera y sobre las cuales se posee derechos para su exploración y explotación.

La estimación de las reservas de petróleo y gas son una parte integral del proceso de toma de decisiones de la Sociedad. El volumen de dichas reservas se tiene en cuenta para el cálculo de la depreciación utilizando los ratios de unidad de producción, así como para la evaluación de la recuperabilidad de las inversiones en activos de Exploración y Explotación (ver Nota 3.6).

Las estimaciones de reservas fueron certificadas por el auditor internacional DeGolyer and MacNaughton de acuerdo con el Petroleum Resources Management System (PRMS) aprobado en marzo 2007 y revisado en junio 2018 por la Society of Petroleum Engineers, el World Petroleum Council, la American Association of Petroleum Geologists, la Society of Petroleum Evaluation Engineers, la Society of Exploration Geophysicists, la Society of Petrophysicists and Well Log Analysts, y la European Association of Geoscientists & Engineers. Dichas estimaciones fueron realizadas teniendo como horizonte el vencimiento de las concesiones, a efectos de determinar el término de su recuperabilidad.

Estas estimaciones de reservas son ajustadas toda vez que cambios en los aspectos considerados para la evaluación de las mismas así lo justifiquen o, al menos, una vez al año. Dichas estimaciones de reservas han sido auditadas por auditores independientes.

Existen numerosos factores que generan incertidumbre con respecto a la estimación de las reservas comprobadas de perfiles de producción futura, costos de desarrollo y precios, incluyendo diversos factores que escapan al control del productor. El procedimiento de cálculo de las reservas es un proceso subjetivo de estimación de petróleo y gas a ser recuperado del subsuelo, que involucra cierto grado de incertidumbre. La estimación de reservas se prepara en función de la calidad de la información de geología e ingeniería disponible a esa fecha y de su interpretación.

Ver detalle de reservas en la Nota 38.

(ii) Provisión por abandono de pozo

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

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

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NOTA 5 - ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES (Cont.)

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

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

(iii) Provisiones por litigios y otras contingencias

Se realizan provisiones para ciertas contingencias civiles, impositivas, comerciales y laborales que ocasionalmente se generan en el curso ordinario de los negocios. Con el propósito de determinar el nivel apropiado de provisiones relacionadas con estas contingencias, basados en el consejo de nuestros asesores legales internos y externos, la Gerencia de la Sociedad determina la probabilidad de cualquier sentencia o resolución adversa relacionada con estas cuestiones, así como el rango de pérdidas probables que pudieran resultar de las potenciales resoluciones. De corresponder, se hace una determinación del monto de provisiones requeridas para estas contingencias, luego de un análisis en detalle de cada caso en particular (ver Nota 34).

(iv) Impuesto a las ganancias e impuesto diferido

La Sociedad registra el impuesto a las ganancias empleando el método del pasivo por impuesto diferido. En consecuencia, se reconocen activos y pasivos impositivos diferidos para reflejar las consecuencias impositivas futuras atribuibles a las diferencias entre los montos registrados en los estados financieros de los activos y pasivos existentes y sus respectivas bases imponibles. Los activos y pasivos impositivos diferidos se valúan por aplicación de las alícuotas impositivas sancionadas al cierre del ejercicio que se espera sean de aplicación a la ganancia imponible durante los ejercicios en los cuales se espera registrar o liquidar esas diferencias temporarias. El efecto que pueda tener sobre los activos y pasivos impositivos diferidos cualquier modificación en las alícuotas del impuesto se reconoce en el estado de resultados integrales por el ejercicio que incluya la fecha de sanción de la modificación de la alícuota (ver Nota 14)

Los activos por impuestos diferidos se reconocen sólo en la medida en que sea probable que la Sociedad disponga de beneficios fiscales futuros contra los que se puedan compensar las diferencias temporarias. Los activos por quebrantos impositivos se mantienen activados en la medida que sean recuperables antes del plazo de prescripción.

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

La Sociedad evalúa periódicamente la recuperabilidad de la Propiedad, planta y equipo, que incluyen los activos de exploración y explotación, en función de lo mencionado en Nota 3.6. El valor en libros de los elementos de Propiedad, planta y equipo es considerado desvalorizado por la Sociedad, cuando el valor de uso, calculado mediante la estimación de los flujos de efectivo esperados de dichos activos, descontados e identificables por separado, o su valor neto de realización, es inferior a su valor en libros. Este análisis se efectúa al nivel más bajo por los cuales existen flujos de efectivo identificables (UGEs).

La Sociedad ha identificado las siguientes UGEs:

Activos de exploración y explotación de hidrocarburos:
Agua del Cajón
Loma Negra, La Yesera y Puesto Zúñiga (áreas de Río Negro)
Pampa del Castillo
Bella Vista Oeste
Parva Negra Oeste (activos de exploración)
Otros activos tangibles:
CT ADC

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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NOTA 5 - ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES (Cont.)

Al evaluar si existe algún indicio de que una unidad generadora de efectivo (UGE) podría verse afectada, se analizan fuentes internas y externas, considerando circunstancias y hechos específicos, que por lo general incluyen la tasa de descuento utilizada en las proyecciones de flujos de fondos de cada una de las UGEs y la condición del negocio en términos de factores económicos y de mercado, tales como el precio de los hidrocarburos, tarifas de energía, inflación, tipo de cambio, costos, datos sísmicos, requerimientos de abandono de áreas sin renovación de derechos de exploración, demás egresos de fondos, el marco regulatorio de la industria en la que opera la Sociedad y la cotización de las acciones de la Sociedad en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires (la cual, actualmente, debido a la poca liquidez de dichos valores no constituye un parámetro representativo para esta evaluación).

Una pérdida por desvalorización previamente reconocida se revierte cuando existe un cambio posterior en las estimaciones utilizadas para computar el valor recuperable del bien. En ese caso, el nuevo valor no puede superar el valor que hubiera tenido a la nueva fecha de medición si no se hubiese reconocido la desvalorización. Tanto el cargo de desvalorización como su reversión son reconocidos como resultados.

La determinación de los valores de uso requiere la utilización de estimaciones y se basa en las proyecciones de flujos de efectivo confeccionados a partir de presupuestos económicos y financieros aprobados por la Dirección. Los flujos de efectivo que superan los períodos presupuestados son extrapolados usando tasas de crecimiento estimadas, las cuales no exceden a la tasa de crecimiento promedio de largo plazo de cada uno de los negocios involucrados.

Al momento de la estimación de los flujos de efectivo futuros, se requiere juicio crítico por parte de la Gerencia. Los flujos de efectivo reales y los valores pueden variar significativamente de los flujos de efectivo futuros previstos y los valores relacionados obtenidos mediante técnicas de descuento. A efectos de contemplar el riesgo de estimación contenido en dichos cálculos, la Sociedad considera distintos escenarios de probabilidad de ocurrencia ponderados.

La estimación de los valores netos de realización, en caso de ser necesario su cálculo, es realizada a través de valuaciones preparadas por tasadores independientes.

Metodología para la estimación del valor recuperable:

Criterio general de la Sociedad: la metodología utilizada en la estimación del importe recuperable de los activos del rubro “Propiedad, planta y equipo” consiste principalmente en el cálculo del valor de uso, a partir de los flujos de fondos esperados futuros derivados de la explotación de tales activos, descontados con una tasa que refleja el costo medio ponderado del capital empleado, conforme a lo establecido en las normas contables.

Al evaluar el valor de uso, se utilizan proyecciones de flujos de fondos basados en las mejores estimaciones disponibles de ingresos y egresos para hacer usos de las reservas de las UGEs empleando previsiones sectoriales, resultados pasados y expectativas de evolución del negocio y de desarrollo del mercado. Entre los aspectos más sensibles que se incluyen en las proyecciones utilizadas en todas las UGEs, se destacan los precios de energía e hidrocarburos, la regulación vigente, producciones, estimación de costos y las reservas de petróleo y gas.

La valoración de los activos de explotación utiliza proyecciones de flujos de efectivo que abarcan la vida económicamente productiva de los yacimientos de petróleo y gas, estando limitados por la finalización de las concesiones, permisos, acuerdos o contratos de explotación. Los flujos de efectivo estimados están basados, entre otras cuestiones, en niveles de producción, precios de “commodities”, costos de producción, demanda y oferta de los mercados, condiciones contractuales y otros factores y también se tienen en cuenta las estimaciones de inversiones futuras necesarias relacionadas con las reservas de petróleo y gas no desarrolladas. La Sociedad estima que cualquier análisis de sensibilidad que considere modificaciones relevantes en los factores mencionados podría conducir a cambios significativos.

Los flujos de efectivo de los distintos negocios se estiman, entre otras cuestiones, a partir de la evolución prevista de ventas, márgenes de contribución unitarios y costos fijos, acordes con las expectativas consideradas en los planes estratégicos específicos de cada negocio con el límite de las concesiones. No obstante, no se tienen en consideración aquellas entradas y salidas de efectivo correspondientes a reestructuraciones futuras o mejoras en el desempeño o ampliaciones del activo.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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NOTA 5 - ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES (Cont.)

Para la estimación de los ingresos futuros al 30 de abril de 2023 del negocio de petróleo y gas, la Sociedad se basó en la construcción de un flujo de ingresos utilizando dos escenarios alternativos ponderados en base a probabilidades de ocurrencia de diferentes expectativas.

En el caso del gas, en el primer escenario se tomó en el período de vigencia del Plan Gas 2020-2024 la cantidad y precio de gas ofertado por Capex y adjudicado en el marco del plan; para las cantidades adicionales a las ofertadas por la Sociedad se consideró el precio promedio de referencia para períodos de verano e invierno. Para el largo plazo, a partir de la finalización del Plan Gas 2020-2024, se utilizaron proyecciones internacionales del precio del gas, respetando la relación histórica del precio local con el precio internacional y que permitan obtener un abastecimiento interno suficiente.

Para el segundo escenario se utilizaron las mismas premisas que en el primer escenario respecto de la cantidad y precio de gas ofertado por Capex y adjudicado en el marco del Plan Gas 2020-2024, sensibilizando el precio en un 10% para las cantidades adicionales a las ofertadas en el Plan. Respecto del largo plazo, a partir de la finalización del Plan Gas 2020-2024 se sensibilizaron los precios de gas en un 8 % promedio para los próximos 14 años .

Para el petróleo en ambos escenarios se consideraron consensos de mercado y curvas de futuros. En el primer escenario se alcanza un precio de US$ 82 / bbl para el Brent de largo plazo, mientras que en el segundo escenario se alcanza el 88% de ese valor.

En ambos escenarios se utilizó una tasa nominal anual de descuento en dólares del 13,76% durante el período de evaluación.

En base a la ponderación del 70% para el primer escenario y del 30% para el segundo escenario al 30 de abril de 2023, los activos de explotación relacionados con petróleo y gas, y habiendo reversado la desvalorización registrada en la UGE Agua del Cajón a dicha fecha, no superan el flujo de fondos esperado futuro derivado de la explotación de dichos activos.

Sobre la base de las estimaciones de flujos de fondos futuros realizados por Hychico, basadas en los elementos de juicio disponibles, se han desvalorizado los activos relacionados con la planta de hidrógeno y oxígeno en $ 720.127 y $ 821.960, al 30 de abril de 2023 y 2022, respectivamente.

Sobre la base de las estimaciones de flujos de fondos futuros realizados por E G WIND, basadas en los elementos de juicio disponibles, se han desvalorizado los activos relacionados con la planta de PED II en $ 1.165.858 al 30 de abril de 2023 y 2022 (ver punto vi)

Para la estimación de los ingresos futuros del segmento de energía eléctrica al 30 de abril de 2023, la Sociedad se basó en la construcción de un flujo de ingresos utilizando también dos escenarios alternativos ponderados en base a probabilidades de ocurrencia de diferentes expectativas.

(vi) Valor razonable de los activos revaluados

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

La mecánica utilizada para la determinación del valor razonable estimada por un tercero independiente que realiza análisis por comparables de bienes similares y le aplica estimaciones de depreciaciones con el fin que el valor técnico refleje el valor actual de los bienes

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NOTA 5 - ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES (Cont.)

En el primer escenario se asume que el esquema de remuneración de la energía eléctrica prevista por la regulación se mantiene vigente, atendiendo las pautas de corto plazo, mientras que las pautas del segundo escenario impactan en la actividad de generación eléctrica en general a la baja en 10% y la remuneración se ve afectada en el tiempo respecto del primer escenario por una menor consideración en el ajuste tarifario en los dos primeros períodos.

En base a la ponderación del 70% para el primer escenario y del 30% para el segundo escenario al 30 de abril de 2023, para el caso de la CT ADC fue necesario la aplicación de un coeficiente de depreciación por obsolescencia económica a los valores determinados en base al método de costo de reposición depreciado, para adecuarlos a los flujos de fondos futuros descontados a una tasa nominal anual de descuento del 12,03% durante el período de evaluación (ver Nota 3.6.III).

Con respecto a la estimación de los ingresos futuros del segmento de energía renovable provenientes de los PED I y PED II al 30 de abril de 2023, la Sociedad se basó para la construcción de los flujos de fondos en los precios de venta que surgen de los contratos de abastecimiento firmados con CAMMESA, un promedio del factor de viento de los últimos años en la zona de referencia y una estimación de los costos de mantenimiento. Dichos flujos de fondos futuros fueron descontados a una tasa nominal anual de descuento en dólares del 11,61% durante el período de evaluación. En ambos casos, fue necesario la aplicación de coeficientes de depreciación por obsolescencia económica a los valores determinados en base al método de costo de reposición depreciado para adecuarlos a los flujos de fondos futuros descontados.

En cuanto a la estimación de los ingresos futuros del negocio de procesamiento y separación de gases líquidos derivados del gas provenientes de la Planta de GLP al 30 de abril de 2023, la Sociedad se basó para la construcción de los flujos de fondos en los escenarios de precios del gas, según lo descripto en el segmento de petróleo y gas, para modelar el margen utilizado en la elaboración de los subproductos de la planta, tomando una ponderación del 70% y del 30% para cada uno. Dichos flujos de fondos futuros fueron descontados a una tasa nominal anual en dólares del 12,56% durante el período de evaluación. Los flujos de fondos futuros exceden el valor razonable calculado en base al método de costo de reposición depreciado.

(vii) Valor razonable de las adquisiciones de negocios

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

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

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NOTA 6 – INFORMACION POR SEGMENTOS

El Directorio ha determinado los segmentos operativos basándose en los informes que revisa y que se utilizan para la toma de decisiones estratégicas.

La información por segmentos se presenta de manera consistente con los informes internos. El Directorio de la Sociedad junto con los gerentes de primera línea son los responsables de asignar los recursos y evaluar el rendimiento de los segmentos operativos.

La información de gestión que se utiliza en la toma de decisiones se elabora en forma mensual y contiene la siguiente apertura de segmentos de la Sociedad:

1) La exploración, producción y comercialización de petróleo y gas (“Petróleo y gas”),
2) La generación de energía térmica (“Energía”), y
3) El procesamiento y separación de gases líquidos derivados del gas (“GLP”).

Dentro de esta apertura por segmentos, los ingresos recibidos de CAMMESA al 30 de abril de 2023 en el segmento de Energía, los cuales ascienden a $ 21.814,2 millones, se distribuyen en:

1) Ingresos de gas por $ 9.162,8 millones: corresponde a los pagos recibidos de CAMMESA en concepto de Reconocimiento Combustibles Propios, cuya remuneración está fijada en dólares, asociada a la evolución del precio de gas para centrales de generación y a partir de enero de 2021 al precio fijado por el “Plan Gas 20202024” por el volumen adjudicado, y
2) Ingresos de energía térmica por $ 12.651,4 millones: corresponde a la remuneración específica por generación.

Cabe destacar que, al 30 de abril de 2023, el resultado operativo del segmento de Petróleo y Gas se vio beneficiado por el recupero de la desvalorización de los activos de la UGE Agua del Cajón por $ 16.895.540 (ver Nota 3.7. VI) y 5 ( v))

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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NOTA 6 – INFORMACION POR SEGMENTOS (Cont.)

A continuación, se expone la información por segmentos al 30 de abril de 2023 y 2022:

Ingresos por ventas Reclasificación entre segmentos Ingresos por venta por segmento Participación por segmento sobre Ingresos por venta Costo de ventas Resultado bruto Participación por segmento sobre Resultado bruto Gastos de comercialización Gastos de administración Otros ingresos operativos netos Resultado operativo Ingresos financieros Costos financieros Otros resultados financieros RECPAM Resultado antes participación en sociedades y de impuesto a las ganancias Resultados participación en sociedades Resultado antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias Resultado neto del ejercicio Conceptos que no se reclasificarán posteriormente a resultados Otros resultados integrales por revaluación de activos Resultado integral del ejercicio Depreciaciones En Costo de venta En Gastos de administración Total Desvalorizaciones En Propiedad, planta y equipo Total	30.04.2023
	Petróleo y gas Energía GLP	Total
	64.680.065 21.814.210 2.388.339 8.553.308 (9.162.805) 609.497	88.882.614 -
	73.233.373 12.651.405 2.997.836 82,40% 14,23% 3,37% (38.711.093) (6.137.963) (647.705)	88.882.614 100,00% (45.496.761)
	34.522.280 6.513.442 2.350.131 79,57% 15,01% 5,42% (12.540.125) (1.072.987) (1.703.395) (3.360.490) (1.521.750) (190.261) 17.148.126 1.706 187	43.385.853 100,00% (15.316.507) (5.072.501) 17.150.019
	35.769.791 3.920.411 456.662 (12.942.698) (3.229.968) - (283.306) (95.549) (10.462)	40.146.864 10.280.545 (50.807.594) 31.673.447
		31.293.262 1.255.362
		32.548.624 (9.433.130)
		23.115.494 3.184.701
		26.300.195
		(16.172.666) (389.317)
	(13.226.004) (3.325.517) (10.462)	(16.561.983)
	16.895.540 - -	16.895.540
	16.895.540 - -	16.895.540

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NOTA 6 – INFORMACION POR SEGMENTOS (Cont.)

Ingresos por ventas Reclasificación entre segmentos Ingresos por venta por segmento Participación por segmento sobre Ingresos por venta Costo de ventas Resultado bruto Participación por segmento sobre Resultado bruto Gastos de comercialización Gastos de administración Otros (egresos) / ingresos operativos netos Resultado operativo Ingresos financieros Costos financieros Otros resultados financieros RECPAM Resultado antes participación en sociedades y de impuesto a las ganancias Resultados participación en sociedades Resultado antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias Resultado neto del ejercicio Conceptos que no se reclasificarán posteriormente a resultados Otros resultados integrales por revaluación de activos Resultado integral del ejercicio Depreciaciones En Costo de venta En Gastos de administración Total	30.04.2022
	Petróleoy gas Energía GLP	Total
	51.398.911 25.819.145 3.725.391 9.627.049 (10.151.200) 524.151	80.943.447 -
	61.025.960 15.667.945 4.249.542 75,39% 19,36% 5,25% (32.519.734) (6.097.735) (936.431)	80.943.447 100,00% (39.553.900)
	28.506.226 9.570.210 3.313.111 68,88% 23,12% 8,00% (12.951.450) (1.162.352) (542.066) (2.717.823) (1.276.141) (259.840) 1.336.338 28.372 4.093	41.389.547 100,00% (14.655.868) (4.253.804) 1.368.803
	14.173.291 7.160.089 2.515.298 (15.917.077) (3.515.055) - (239.424) (120.272) (17.354)	23.848.678 9.271.274 (23.946.509) 14.115.835
		23.289.278 (1.155.487)
		22.133.791 (12.282.308)
		9.851.483 (5.059.561)
		4.791.922
		(19.432.132) (377.050)
	(16.156.501) (3.635.327) (17.354)	(19.809.182)

La Sociedad realizó ventas a clientes del exterior en los ejercicios finalizados el 30 de abril de 2023 y 2022 (ver Nota 7).

La Sociedad no es titular de activos que no sean instrumentos financieros fuera del país.

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NOTA 7 – INGRESOS POR VENTAS

TA 7 – INGRESOS POR VENTAS
	30.04.2023 30.04.2022
Mercado local
Petróleo	21.764.541 13.418.329 - 1.768.689 - 36.767 21.814.210 25.819.145 1.356.161 1.938.783 198.972 163.018 37.446 249.809
Programa estímulo de gas
Gas
Energía eléctrica ADC(1)
GLP
Servicios
Otros(2)
	45.171.330 43.394.540
Mercado externo	42.716.552 36.012.108 994.732 1.536.799
Petróleo
GLP
	43.711.284 37.548.907
Total	88.882.614 80.943.447

(1) Incluye los ingresos generados por el gas producido por el yacimiento ADC, consumido en la CT ADC y pagado por CAMMESA bajo el concepto Reconocimiento Combustibles Propios por $ 9.162,8 y $ 10.151,2 millones al 30 de abril de 2023 y 2022, respectivamente (ver Nota 6). A partir de enero de 2021 los pagos recibidos de CAMMESA en concepto de Reconocimiento Combustibles Propios incluyen las remuneraciones por el “Plan Gas 2020-2024”

(2) Corresponde a ingresos provenientes de los programas Propano Sur al 30 de abril de 2023 y 2022 (ver Nota 2.d).

NOTA 8 – COSTO DE VENTAS

TA 8 – COSTO DE VENTAS
	30.04.2023 30.04.2022
Honorarios y otras retribuciones	217.814 276.145
Sueldos y cargas sociales	7.925.595 6.796.764
Consumo de materiales, repuestos y otros	2.475.281 2.484.035
Operación, mantenimiento y reparaciones	8.521.956 7.651.801
Combustibles, lubricantes y fluidos	4.779.856 3.886.607
Transporte, fletes y estudios	1.170.938 1.046.140
Depreciación propiedad, planta y equipo	16.172.666 19.390.526
Depreciación derechos de uso	- 41.606
Gastos de oficina, movilidad y representación	266.434 334.815
Impuestos, tasas, contribuciones, alquileres y seguros	855.400 1.097.433
Gastos de transporte de gas	107.242 145.572
Adquisición de crudo	2.127.564 1.781.451
Costo de producción de existencias	876.015 (5.378.995)
Total	45.496.761 39.553.900

NOTA 9 – GASTOS DE COMERCIALIZACIÓN

Regalías de petróleo y gas Gastos de almacén, transporte y despacho de petróleo y energía Derechos de exportaciones Impuesto sobre los ingresos brutos Total	30.04.2023 30.04.2022
	9.162.772 9.466.440
	1.200.463 1.090.427
	3.068.267 2.609.162
	1.885.005 1.489.839
	15.316.507 14.655.868

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 10 – GASTOS DE ADMINISTRACIÓN

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 Total	30.04.2023 30.04.2022
	325.201 302.492
	2.592.792 2.004.118
	486.675 400.693
	17.910 16.604
	92.105 79.838
	297.212 297.212
	50.268 62.873
	67.825 43.678
	1.142.513 1.046.296
	5.072.501 4.253.804

NOTA 11 - OTROS INGRESOS OPERATIVOS NETOS

	30.04.2023	30.04.2022
Recupero desvalorización de Propiedad, planta y equipo (Nota 3.6 VI y Nota 5.v)	16.895.540 118.888 135.591	-
Ingresos por servicios administrativos indirectos Consorcios / UT (neto)		154.441
Diversos		113.526
Costos directos asociados al COVID-19	-	(211.573)
Adquisición de la participación de San Jorge Energy S.A. en la Concesión de Explotación “La Yesera” (Nota 40)	-	1.057.920
Cobro de reclamos judiciales	-	128.915
Ingreso por tareas ambientales en área Pampa del Castillo	-	125.574
Total	17.150.019	1.368.803

NOTA 12 - RESULTADOS FINANCIEROS

30.04.2023 30.04.2022 Ingresos financieros Intereses 1.597.237 1.470.827 Otros resultados financieros 234.852 1.002.932 Devengamiento de intereses de créditos (575.345) (140.105) Diferencia de cambio 9.023.801 6.937.620 10.280.545 9.271.274 Costos financieros Intereses (8.237.940) (5.082.114) Otros resultados financieros (237.691) (160.505) Resultado neto por recompra Obligaciones Negociables (Nota 30) - 155.685 Devengamiento de intereses de deudas (279.521) (125.147) Diferencia de cambio (42.052.442) (18.734.428) (50.807.594) (23.946.509) NOTA 13 - PARTICIPACIÓN EN SOCIEDADES 30.04.2023 30.04.2022 Saldo al inicio 8.246.943 9.546.386 SEB Revalúo de la Planta de GLP (neto del efecto del impuesto diferido)(1) (93.579) (19.364) Dividendos cobrados (467.595) - Hychico Revalúo del PED I (neto del efecto del impuesto diferido)(1) (183.277) (194.002) EGW Revalúo del PED II (neto del efecto del impuesto diferido)(1) (65.408) 69.410 Participación en resultados 1.255.362 (1.155.487) Saldo al cierre 8.692.446 8.246.943 (1) Resultado del Revalúo neto del resultado por cambio de la alícuota del impuesto a las ganancias.			30.04.2023 30.04.2022
		Ingresos financieros
		Intereses	1.597.237 1.470.827 234.852 1.002.932 (575.345) (140.105) 9.023.801 6.937.620
		Otros resultados financieros
		Devengamiento de intereses de créditos
		Diferencia de cambio
			10.280.545 9.271.274
		Costos financieros	(8.237.940) (5.082.114) (237.691) (160.505) - 155.685 (279.521) (125.147) (42.052.442) (18.734.428)
		Intereses
		Otros resultados financieros
		Resultado neto por recompra Obligaciones Negociables (Nota 30)
		Devengamiento de intereses de deudas
		Diferencia de cambio
			(50.807.594) (23.946.509)

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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NOTA 13 - PARTICIPACION EN SOCIEDADES (Cont.)

La asignación de la participación en resultados es la siguiente:

A resultados del ejercicio A Reserva por revaluación de activos Total	30.04.2023 30.04.2022
	1.381.987 (1.031.118) (126.625) (124.369) 1.255.362 (1.155.487)

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

Planta de GLP PED I PED II Total Planta de GLP PED I PED II Total	Neto resultante al 30.04.2022 Altas del ejercicio Desvaloriza- ciones Depreciación del ejercicio a valor de costo Valor residual a valor de costo al 30.04.2023
	1.170.737 23.079 - (239.587) 954.229 1.354.417 - - (148.257) 1.206.160 6.722.112 - (52.976) (526.993) 6.142.143 9.247.266 23.079 (52.976) (914.837) 8.302.532

	Revalúo al 30.04.2022 Depreciación del ejercicio – revalúo Disminución del ejercicio - revalúo Valor residual de revalúo al 30.04.2023 Neto resultante al 30.04.2023
	879.850 (146.642) (151.545) 581.663 1.535.892 550.083 (57.904) (330.925) 161.254 1.367.414 107.585 (6.207) (101.378) - 6.142.143 1.537.518 (210.753) (583.848) 742.917 9.045.449

El efecto del revalúo neto de depreciaciones y del impuesto diferido y luego de aplicar el porcentaje de participación de la Sociedad es de $ 364.180 y $ 577.182 para la Planta de GLP, de $ 91.278 y $ 361.639 para el PED I al 30 de abril de 2023 y 2022 respectivamente y de $ 69.930 para el PED II al 30 de abril de 2022.

La apertura de la participación en sociedades y los activos y pasivos y resultados, antes del porcentaje de participación, al 30 de abril de 2023 y 2022 de las sociedades en las que participa la Sociedad se detallan a continuación:

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

% de participación
Valor registrado al [(1)] : Información sobre el emisor al 30.04.2023
sobre el capital social
30.04.2023 30.04.2022 Activo Pasivo Resultado
SEB 95% 3.071.488 3.837.257 2.761.005 190.735 (8.639)
Hychico 48,677% 1.648.557 1.765.279 3.443.259 3.282.979 189.980
E G WIND 95% 3.972.401 2.644.407 7.755.967 3.448.864 1.501.122
Total 8.692.446 8.246.943
----- End of picture text -----

(1) La diferencia entre el valor patrimonial proporcional y el valor registrado al 30 de abril de 2023 y 2022 se debe a los ajustes efectuados sobre los saldos de las subsidiarias para adecuarlos a las NIIF y a la adopción por parte de la Sociedad del método de revaluación de la Planta de GLP (SEB), del PED I (Hychico) y PED II (E G WIND).

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

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NOTA 14 – IMPUESTO A LAS GANANCIAS - PASIVO POR IMPUESTO DIFERIDO

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

Quebrantos Cuentas por pagar comerciales Provisiones y otros Pasivo por ajuste por inflación impositivo Propiedad, Planta y Equipo Otras cuentas por cobrar Inversiones financieras a costo amortizado Deudas financieras Total	Saldo al 30 de abril de 2022 Cargo a resultados Cargo a Otros Resultados Integrales Saldo al 30 de abril de 2023
	520 (213) - 307 280.412 (110.812) - 169.600 (1.833.114) 2.708.810 - 875.696 (4.502.122) (2.706.091) - (7.208.213) (7.273.421) (7.244.560) (2.169.349) (16.687.330) (103.988) 86.325 - (17.663) (3.733) 7.641 - 3.908 (104.433) 23.817 - (80.616)
	(13.539.879) (7.235.083) (2.169.349) (22.944.311)

Los quebrantos impositivos vigentes al 30 de abril de 2023 son los siguientes:

Año generación	Monto	Tasa *()**	Monto computable	Año de Prescripción
Quebranto impositivo específico generado al 30 de abril de 2022 Quebranto impositivo específicogenerado al 30 de abril de 2023	711 166	35% 35%	249 58	2027 2028
Total quebranto impositivo al 30 de abril de 2023	877		307

(*) ver punto “Nuevas alícuotas aplicables”

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

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NOTA 14 – IMPUESTO A LAS GANANCIAS - PASIVO POR IMPUESTO DIFERIDO (Cont.)

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

Impuesto determinado del período Reversión pasivo fiscal – Ver Nota 14.b) Otros Pérdida)/Ganancia por impuesto diferido Total impuesto cargado a resultados	30.04.2023 30.04.2022
	(3.000.491) (6.127.384) 529.982 - 272.462 - (7.235.083) (6.154.924) (9.433.130) (12.282.308)

La conciliación entre el impuesto a las ganancias imputado a resultados y el que resulta de aplicar la tasa del impuesto aplicable sobre el resultado contable antes de impuestos, es la siguiente:

Resultado contable antes del impuesto a las ganancias del ejercicio Tasa del impuesto vigente Resultado del ejercicio a la tasa del impuesto Diferencias permanentes a la tasa del impuesto: - Devengamiento de intereses de créditos y deudas - RECPAM - Resultado de participación en sociedades - Diferencia de cambio títulos del exterior Reversión pasivo fiscal - Ajuste por inflación impositivo - Diversos Total impuesto cargado a resultados	30.04.2023 30.04.2022
	32.548.624 22.133.791 35% 35%
	(11.392.018) (7.746.827) - (299.203) (92.839) 9.561.989 1.688.016 439.377 (404.420) 11.856 42.736 529.982 - (8.224.916) (5.722.554) (60.197) (46.420)
	(9.433.130) (12.282.308)

Por medio de la Ley 27630, la Ley 27430, la Ley 27541 y la Ley 27701, se introdujeron varios cambios en el tratamiento del impuesto a las ganancias entre los cuales se encuentran:

Alícuota del Impuesto a las ganancias

El 16 de junio de 2021 se publicó en el Boletín Oficial la Ley 27630 que modificó la alícuota del impuesto a las ganancias, aplicable para los ejercicios que se inician a partir del 1 de enero de 2021 (para el Grupo aplicaba a partir del 1 de mayo de 2021) e indicó que los montos serán actualizados anualmente a partir del 1 de enero de 2022. Bajo este marco, se publicó la Resolución General (AFIP) 5168 que establece la escala actualizada para los ejercicios fiscales iniciados el 1 de enero de 2022, aplicable para la Sociedad a partir del 1 de mayo de 2022.

Para el cálculo del impuesto a las ganancias por el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2023 se aplicaron las alícuotas escalonadas siguiendo el siguiente esquema:

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

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NOTA 14 – IMPUESTO A LAS GANANCIAS - PASIVO POR IMPUESTO DIFERIDO (Cont.)

Ganancia neta imponible acumulada	Ganancia neta imponible acumulada
Más de	A	Pagarán	Más el	Sobre el excedente de
$ 0	$ 7.604.948,57	$ 0	25%	$ 0
$ 7.604.948,57	$ 76.049.485,68	$ 1.901.237,14	30%	$ 7.604.948,57
$ 76.049.485,68	En adelante	$ 22.434.598,28	35%	$ 76.049.485,68

La mencionada actualización anual es realizada considerando la variación anual del IPC correspondiente al mes de octubre del año anterior al del ajuste, respecto del mismo mes del año anterior. Los montos determinados resultarán de aplicación para los ejercicios fiscales que se inicien con posterioridad a cada actualización.

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

Ajuste por inflación impositivo

A los fines de determinar la ganancia neta imponible, se deberá deducir o incorporar al resultado impositivo del ejercicio que se liquida, el ajuste por inflación determinado de acuerdo con los artículos 105 a 109 de la ley del impuesto a las ganancias. Esto será aplicable en el ejercicio fiscal en el cual se verifique un porcentaje de variación del Índice de Precios al Consumidor Nivel General (“IPC”) acumulado en los 36 meses anteriores al cierre del ejercicio que se liquida, superior al 100%. Estas disposiciones tienen vigencia para los ejercicios que se inicien a partir del 1 de enero de 2018. Respecto del primero, segundo y tercer ejercicio a partir de su vigencia, será aplicable en caso de que la variación del índice, calculada desde el inicio y hasta el cierre de cada uno de esos ejercicios, supere el 55%, 30% y 15% para el primero, segundo y tercer año de aplicación, respectivamente. El ajuste por inflación correspondiente al ejercicio que se liquide incidirá como un ajuste positivo o negativo, según corresponda, y deberá imputarse un tercio en ese período fiscal y los dos tercios restantes, en partes iguales, en los dos ejercicios fiscales inmediatos siguientes.

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

La Ley 27701, mediante la cual se aprobó el Presupuesto Nacional del año 2023, incorporó como artículo 195 de la Ley de Impuesto a las Ganancias, texto ordenado en 2019 y sus modificaciones, que los contribuyentes que por aplicación del título VI de la ley de impuesto a las ganancias, determinen un ajuste por inflación fiscal positivo en el primer y segundo ejercicio iniciado a partir del 1 de enero de 2022 inclusive (para la Sociedad aplica para los ejercicios que finalicen el 30 de abril de 2023 y 2024), podrán imputar un tercio en ese período fiscal y los dos tercios restantes, en partes iguales, en los dos períodos fiscales inmediatos siguientes.

El cómputo del ajuste por inflación positivo, en tercios, solo resultará procedente para los sujetos cuya inversión en la compra, construcción, fabricación, elaboración o importación definitiva de bienes de uso –excepto automóviles-, durante cada uno de los dos períodos fiscales inmediatos siguientes al del cómputo del primer tercio del período de que se trate, sea superior o igual a $ 30.000 millones. El incumplimiento de este requisito determinará el decaimiento del beneficio.

Para la determinación del impuesto a las ganancias al 30 de abril de 2023 la Sociedad ha aplicado la deducción en tercios del ajuste por inflación fiscal positivo, ya que estima que las inversiones a realizar en los próximos dos ejercicios serán superiores o igual al monto indicado en el párrafo anterior.

La variación del IPC para los ejercicios finalizados el 30 de abril de 2023 y 2022 fue del 108,8 % y 58,0 %, respectivamente, por lo cual la Sociedad para determinar la ganancia imponible correspondiente a dichos ejercicios, incluyó dichos ajustes.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

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NOTA 14 – IMPUESTO A LAS GANANCIAS - PASIVO POR IMPUESTO DIFERIDO (Cont.)

Impuesto a los dividendos

Impuesto sobre los dividendos o utilidades distribuidas, entre otros, por sociedades argentinas o establecimientos permanentes a: personas humanas, sucesiones indivisas o beneficiarios del exterior, con las siguientes consideraciones: (i) los dividendos derivados de las utilidades generadas durante los ejercicios fiscales que se inicien a partir del 1 de enero 2018 y hasta el 31 de diciembre de 2019 están sujetos a una retención del 7%; y (ii) los dividendos originados por las ganancias obtenidas por ejercicios iniciados a partir del 1 de enero de 2020 en adelante estarán sujetos a una retención del 13%.

En virtud de la suspensión de la alícuota del Impuesto a las Ganancias prevista en la Ley N° 27.541, deja sin efecto la retención del 13% quedando vigente solamente la retención del 7%.

Los dividendos originados por ganancias obtenidas hasta el ejercicio anterior al iniciado a partir del 1 de enero de 2018 seguirán sujetos, para todos los beneficiarios de los mismos, a la retención del 35% sobre el monto que exceda las ganancias acumuladas distribuibles libres de impuestos (período de transición del impuesto de igualación).

Revalúo impositivo opcional

La Ley 27430 estableció en el Título X, Capítulo I que, a opción de las sociedades, se podía realizar un revalúo impositivo de los bienes situados en el país y que se encontraran afectados a la generación de ganancias gravadas al 31 de diciembre de 2017, aplicando un factor de revalúo al costo de adquisición o construcción, en función de la fecha efectiva de cada inversión, y continuar luego con la actualización de los bienes revaluados sobre la base de las variaciones porcentuales del IPC que suministre el Instituto Nacional de Estadística y Censos conforme a las tablas que a esos efectos elabore la AFIP. En el caso de optar por el revalúo impositivo, se debía tributar un impuesto especial, el cual resultaría de aplicar al monto del revalúo las alícuotas que correspondan según el tipo de bien que se trate (8% para los bienes inmuebles que no posean el carácter de bienes de cambio, del 15% para los bienes inmuebles que posean el carácter de bienes de cambio, y del 10 % para bienes muebles y el resto de los bienes). El revalúo impositivo debía aplicarse a todos los bienes que integren la misma categoría. La ganancia generada por el importe del revalúo estaría exenta del impuesto a las ganancias y no computaría a los efectos de la retención del primer artículo agregado a continuación del articulo 69 (Impuesto de Igualación) y el impuesto especial sobre el importe del revalúo no sería deducible del impuesto a las ganancias. Asimismo, el importe del revalúo neto de las amortizaciones acumuladas no formaría parte de la base imponible de los bienes para el cálculo del impuesto a la ganancia mínima presunta.

El 31 de mayo de 2019 Capex e Hychico ejercieron la opción de realizar el revalúo fiscal de sus bienes abonando el impuesto especial correspondiente y, por ende, desde ese momento el computo del impuesto considera estas circunstancias.

Actualización de adquisiciones e inversiones efectuadas en los ejercicios fiscales que se inicien a partir del 1° de enero de 2018

Para las adquisiciones o inversiones efectuadas en los ejercicios fiscales que se inicien a partir del 1 de enero de 2018, procederán las siguientes actualizaciones, practicadas sobre la base de las variaciones porcentuales del IPC que suministre el Instituto Nacional de Estadística y Censos conforme a las tablas que a esos efectos elabore la AFIP:

1) En la enajenación de bienes muebles amortizables, inmuebles que no tengan el carácter de bienes de cambio, bienes intangibles, acciones, cuotas o participaciones sociales (incluidas las cuotas partes de fondos comunes de inversión), el costo computable en la determinación de la ganancia bruta se actualizará por el índice mencionado, desde la fecha de adquisición o inversión hasta la fecha de enajenación, y se disminuirá, en su caso, por las amortizaciones que hubiera correspondido aplicar, calculadas sobre el valor actualizado.
2) Las amortizaciones deducibles correspondientes a edificios y demás construcciones sobre inmuebles afectados a actividades o inversiones, distintos de bienes de cambio, y las correspondientes a otros bienes empleados para producir ganancias gravadas, se calcularán aplicando a las cuotas de amortización ordinaria el índice de actualización mencionado, referido a la fecha de adquisición o construcción que indique la tabla elaborada por la AFIP.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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NOTA 14 – IMPUESTO A LAS GANANCIAS - PASIVO POR IMPUESTO DIFERIDO (Cont.)

El 27 de diciembre de 2018 se publicó en el Boletín Oficial el Dec. 1170/18 que incorpora las adecuaciones a la reglamentación aprobada por el Decreto Reglamentario de la Ley de Impuesto a las Ganancias Nro. 1344/98 y sus modificatorios, así como también ajusta su texto de conformidad con los cambios efectuados por el Código Civil y Comercial de la Nación y demás normas como las leyes 27.260, 27.346 y 27.430.

Pago a cuenta extraordinario

La AFIP estableció a través de la RG 5248/2022 un pago a cuenta extraordinario del impuesto a las ganancias cancelables en 3 cuotas mensuales, para las sociedades que cumplan con alguno de los siguientes requisitos:

i) El monto del impuesto determinado de la declaración jurada correspondiente al período fiscal 2021 (cierre fiscal entre agosto y diciembre 2021) o 2022 (cierre fiscal entre enero y julio 2022), según corresponda, sea igual o superior a $ 100.000.000.

ii) El monto del resultado impositivo que surja de la declaración jurada, sin aplicar la deducción de los quebrantos impositivos de ejercicios anteriores, sea igual o superior a $ 300.000.000.

El pago a cuenta será del 25% de la base de cálculo utilizada para el pago de los anticipos si se cumple el punto i) o del 15% del resultado impositivo, sin tener en cuenta los quebrantos de ejercicios anteriores si se cumple el punto ii).

El citado pago a cuenta no podrá ser cancelado a través del mecanismo de compensación y además, no deberá ser tenido en cuenta cuando se efectúe una solicitud de reducción de anticipos.

El pago a cuenta extraordinario determinado y abonado por la Sociedad (a valores históricos) ascendió a $ 452.989.

Impuesto a las ganancias por el ejercicio finalizado al 30 de abril de 2022

La Sociedad oportunamente presentó ante las autoridades fiscales la determinación del impuesto corriente por el ejercicio finalizado al 30 de abril de 2022, utilizando el mecanismo del ajuste por inflación sistemático e integral actualizando los quebrantos de los períodos fiscales abril-2020 y abril-2021, siguiendo la metodología prevista en el artículo 25 de la ley de impuesto a las ganancias (t.o. en 2019). Dicha decisión, a su criterio y el de los asesores legales e impositivos, estuvo fundamentada entre otros aspectos en que: i) el mecanismo cumple con la regulación vigente, en particular con lo determinado en la reforma fiscal del año 2018, y ii) la no aplicación de tal metodología configura un supuesto de confiscatoriedad tal como se explica en el párrafo siguiente. Al momento de presentación de la declaración jurada al 30 de abril de 2022 que determinó el impuesto a las ganancias se incluyó una "multinota" explicando la forma de cálculo utilizada y las razones que asistieron para su uso.

El supuesto mencionado respecto de la confiscatoriedad implica que la alícuota efectiva represente un porcentaje que excede los límites razonables de la imposición, situación violatoria del art. 17 de la Constitución Nacional (conforme doctrina del fallo “Candy S.A. c/AFIP y otros/ Acción de amparo”, sentencia del 3 de julio de 2009, Fallos 332:1571, y precedentes posteriores). La doctrina legal de la Corte Suprema de Justicia de la Nación resultaría plenamente aplicable para estos casos, toda vez que la existencia de normas que no permiten la aplicación del ajuste integral y sistemático por inflación impediría, al igual que lo ocurrido en el caso “Candy”, reconocer la totalidad del efecto inflacionario en su balance impositivo, ocasionando que la compañía tribute sobre rendimientos ficticios.

No obstante lo detallado y dado los antecedentes existentes a la fecha de emisión de los estados financieros al 30 de abril de 2022, el Directorio de la Sociedad determinó y contabilizó la provisión por el cargo por el impuesto a las ganancias sin considerar los mecanismos de ajuste mencionados, atendiendo a que el Fisco podría impugnar la futura presentación y dicha impugnación podría ser convalidada por tribunales superiores por no existir a dicha fecha una jurisprudencia uniforme que convalidara fehacientemente la posición que tomaría la Sociedad.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 14 – PASIVO POR IMPUESTO DIFERIDO E IMPUESTO A LAS GANANCIAS (Cont.)

Sin embargo, a la fecha de emisión de los presentes estados financieros, existen nuevos antecedentes jurisprudenciales en línea con la posición de la Sociedad y el fallo “Candy” reseñado más arriba. Así, el 25 de octubre de 2022 la Corte Suprema de Justicia de la Nación, en el caso “Telefónica de Argentina S.A. y otro c/ EN – AFIP – DGI s/ Dirección General Impositiva” ratificó el dictamen de la Procuración General de la Nación emitido en el “ Recurso de Queja N°1, Telefónica de Argentina S.A. y Otro c/ EN-AFIP DGI s/ Dirección General Impositiva ” sosteniendo la inadmisibilidad de un tributo que, en su aplicación, resulte confiscatorio para el contribuyente.

Considerando lo expuesto, el Directorio de Capex en conjunto con sus asesores legales y fiscales reevaluaron durante el presente ejercicio la decisión contable tomada al cierre del ejercicio anterior, a la luz de los nuevos elementos de juicio, y concluyeron que toda la evidencia existente y, en particular, la última sentencia de la Corte Suprema de Justicia de la Nación, mencionada en el párrafo anterior, configuran una posición de favorabilidad mayor que una posición de rechazo en instancias superiores frente a una eventual controversia con el fisco. Por todo lo detallado la Sociedad ha decidido, siguiendo los lineamientos establecidos por las NIIF, alinear el tratamiento contable al criterio fiscal oportunamente presentado, reversando la provisión del impuesto mencionado registrada al 30 de abril de 2022 por $ 1.617,9 millones (ganancia) adecuando la depreciación contable e impositiva en relación con el revalúo fiscal de Propiedad, planta y equipo.

NOTA 15 - RESULTADO POR ACCIÓN

El resultado básico por acción se calcula dividiendo el resultado atribuible a los tenedores de acciones de la Sociedad entre el número medio ponderado de acciones ordinarias en circulación durante el ejercicio, excluidas las acciones propias adquiridas por la Sociedad (Nota 26).

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

	30.04.2023	30.04.2022
Resultado neto atribuible a los accionistas de la Sociedad	23.115.494	9.851.483
Nºmedio ponderado de acciones ordinarias en circulación	179.802	179.802
Resultado neto por acción básico y diluido	128,5606	54,7906
	30.04.2023	30.04.2022
Resultado integral atribuible a los accionistas de la Sociedad	26.300.195	4.791.922
Nºmedio ponderado de acciones ordinarias en circulación	179.802	179.802
Resultado integral por acción básico y diluido	146,2729	26,6511

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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

Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 16 - PROPIEDAD, PLANTA Y EQUIPO

==> picture [532 x 202] intentionally omitted <==

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

Valores de origen
Concepto Al inicio del Obras en curso Revalúo Al cierre del
ejercicio Altas finalizadas Bajas técnico ejercicio
Activos de exploración O&G [(1)] 7.926.292 2.782.610 - - - 10.708.902
Activos de explotación O&G
Agua del Cajón 137.264.664 466.463 4.634.929 - - 142.366.056
Desvalorizaciones ADC - - - - - -
Bella Vista Oeste 8.796.126 201.191 2.778.618 - - 11.775.935
Loma Negra y La Yesera 14.321.440 182.401 3.265.566 - - 17.769.407
Pampa del Castillo 44.765.828 4.527.076 16.896.089 - - 66.188.993
Puesto Zúñiga 23.227 2.211 5.009.761 - - 5.035.199
Obras en Curso O&G
Agua del Cajón 1.121.025 5.933.799 (4.634.929) - - 2.419.895
Bella Vista Oeste 206.896 3.542.309 (2.778.618) - - 970.587
Loma Negra y La Yesera 1.454.649 3.983.909 (3.265.566) - - 2.172.992
Pampa del Castillo 4.270.548 15.927.188 (16.896.089) - - 3.301.647
Puesto Zúñiga 3.889.394 2.937.799 (5.009.761) - - 1.817.432
CT ADC 108.430.932 1.382.661 - - 6.490.466 116.304.059
Energía Eólica 73.653 20.736 - - - 94.389
Terrenos, edificios y otros 5.690.735 30.433 - - (794.152) 4.927.016
Total al 30 de abril de 2023 338.235.409 41.920.786 - - 5.696.314 385.852.509
Total al 30 de abril de 2022 309.756.732 35.928.087 - (6.098) (7.443.312) 338.235.409
----- End of picture text -----

==> picture [530 x 223] intentionally omitted <==

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

Depreciaciones
Desvaloriza- Acumuladas Neto Neto
Concepto Al inicio del Del ciones / resultante al resultante al
ejercicio ejercicio Bajas (recupero) al cierre del 30.04.2023 30.04.2022
(Nota 11) ejercicio
Activos de exploración O&G [(1)] - - - - - 10.708.902 7.926.292
Activos de explotación O&G
Agua del Cajón 84.357.000 5.530.901 - - 89.887.901 52.478.155 52.907.664
Desvalorización ADC 16.895.540 - - (16.895.540) - - (16.895.540)
Bella Vista Oeste 1.247.509 874.332 - - 2.121.841 9.654.094 7.548.617
Loma Negra y La Yesera 5.567.853 1.911.276 - - 7.479.129 10.290.278 8.753.587
Pampa del Castillo 16.536.643 3.796.330 - - 20.332.973 45.856.020 28.229.185
Puesto Zúñiga - 796.147 - - 796.147 4.239.052 23.227
Obras en Curso O&G
Agua del Cajón - - - - - 2.419.895 1.121.025
Bella Vista Oeste - - - - - 970.587 206.896
Loma Negra y La Yesera - - - - - 2.172.992 1.454.649
Pampa del Castillo - - - - - 3.301.647 4.270.548
Puesto Zúñiga - - - - - 1.817.432 3.889.394
CT ADC 83.584.653 3.229.968 - - 86.814.621 29.489.438 24.846.279
Energía Eólica - - - - - 94.389 73.653
Terrenos, edificios y otros 1.184.842 125.817 - - 1.310.659 3.616.357 4.505.893
Total al 30 de abril de 2023 209.374.040 16.264.771 - (16.895.540) 208.743.271 177.109.238
Total al 30 de abril de 2022 189.904.664 19.470.364 (988) - 209.374.040 128.861.369
----- End of picture text -----

(1) Corresponde a inversiones en exploración en el área de Parva Negra Oeste.

Del cargo por depreciaciones al 30 de abril de 2023 y 2022 $ 16.172.666 y $ 19.390.526, respectivamente, se imputaron a Costo de venta y $ 92.105 y $ 79.838, respectivamente, a Gastos de administración.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 16 - PROPIEDAD, PLANTA Y EQUIPO (Cont.)

A continuación, se detalla el revalúo por grupo de bienes discriminando valores a costo reexpresado y valores revaluados:

CT ADC(1) Edificio y terreno Neuquén(1) Resto de los bienes Total CT ADC (1) Edificio y terreno Neuquén (1) Resto de los bienes Total	Neto resultante al 30.04.2022 Altas del ejercicio - neto Desvalorización Depreciación del ejercicio a valor de costo Valor residual a valor de costo al 30.04.2023
	21.307.164 1.382.662 - (2.887.951) 19.801.875 1.865.647 - - - 1.865.647 100.302.939 40.538.124 16.895.540 (13.034.611) 144.701.992 123.475.750 41.920.786 16.895.540 (15.922.562) 166.369.514
	Revalúo al 30.04.2022 Disminución del ejercicio - revalúo Depreciación del ejercicio - revalúo Valor residual de revalúo al 30.04.2023 Neto resultante al 30.04.2023 3.539.115 6.490.466 (342.018) 9.687.563 29.489.438 1.846.504 (794.152) (191) 1.052.161 2.917.808 - - - - 144.701.992 5.385.619 5.696.314 (342.209) 10.739.724 177.109.238

CT ADC(1)
Edificio y terreno Neuquén(1)
Resto de los bienes
Total
CT ADC (1)
Edificio y terreno Neuquén (1)
Resto de los bienes
Total

Neto resultante
al 30.04.2022
Altas del
ejercicio - neto
Desvalorización
Depreciación del
ejercicio a valor
de costo
Valor residual a
valor de costo al
30.04.2023

21.307.164
1.382.662
-
(2.887.951)
19.801.875
1.865.647
-
-
-
1.865.647
100.302.939
40.538.124
16.895.540
(13.034.611)
144.701.992
123.475.750
41.920.786
16.895.540
(15.922.562)
166.369.514

Revalúo al
30.04.2022
Disminución
del ejercicio -
revalúo
Depreciación
del ejercicio -
revalúo
Valor residual
de revalúo al
30.04.2023
Neto resultante
al 30.04.2023
3.539.115
6.490.466
(342.018)
9.687.563
29.489.438
1.846.504
(794.152)
(191)
1.052.161
2.917.808
-
-
-
-
144.701.992
5.385.619
5.696.314
(342.209)
10.739.724
177.109.238

(1) ver Nota 4.5

Al 30 de abril de 2023 la Sociedad ha efectuado la comparación entre los valores recuperables de sus activos fijos con sus valores contables, concluyendo que estos últimos no superan su valor recuperable (ver Nota 3.6).

NOTA 17 – ACTIVOS Y PASIVOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA

TA 17 – ACTIVOS Y PASIVOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA
	30.04.2023	30.04.2022
ACTIVOS
Activos financieros a costo amortizado
Cuentas por cobrar comerciales y otras cuentas por cobrar	15.234.988	10.525.139
Inversiones financieras a costo amortizado	9.897	19.392.747
Caja y bancos	424.190	1.175.176
Total	15.669.075	31.093.062
Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados
Inversiones financieras a valor razonable	364.280	481.078
Total	364.280	481.078

PASIVOS
Pasivosfinancieros a costo amortizado	86.771.765	78.095.963
Total	86.771.765	78.095.963

NOTA 18 - CALIDAD CREDITICIA DE LOS ACTIVOS FINANCIEROS

La calidad crediticia de los activos financieros que todavía no han vencido y que tampoco han sido desvalorizados se puede evaluar en función de la calificación crediticia (“rating”) otorgada por las calificadoras de riesgo para el caso del efectivo y equivalente de efectivo y las inversiones financieras. En el caso de las cuentas a cobrar comerciales la clasificación es en función de índices históricos.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 18 - CALIDAD CREDITICIA DE LOS ACTIVOS FINANCIEROS (Cont.)

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

	30.04.2023 30.04.2022
Calidad crediticia “Mínima Aa-bf.ar” (Moody’s o sus equivalentes)
Efectivo y equivalentes de efectivo	424.190 1.175.176
Calidad crediticia “Mínima Investment Grade”
Efectivo y equivalentes de efectivo	364.279 481.078
Inversiones a costo amortizado	9.897 19.392.749
Total	798.366 21.049.003

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

calidad crediticia de las Cuentas por cobrar comerciales es la siguiente:
	30.04.2023 30.04.2022
	-
De plazo vencido
De 0 a 3 meses	3.814.850 8.556
De 6 a 9 meses	189.976 -
De plazo a vencer
De 0 a 3 meses	7.863.405 6.310.637
Total	11.868.231 6.319.193

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

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

calidad crediticia de las Otras cuentas por cobrar es la siguiente:
	30.04.2023 30.04.2022
Sin plazo	343.931 851.191
De plazo a vencer
De 0 a 3 meses	3.979.678 2.891.404
De 3 a 6 meses	135.361 158.545
De 6 a 9 meses	137.217 160.552
De 9 a 12 meses	139.073 160.552
Más de 1 año	3.554.658 4.326.733
Total	8.289.918 8.548.977

NOTA 19 – ACTIVOS POR DERECHO DE USO Y DEUDAS POR ARRENDAMIENTO

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

(i) Medición de los activos por arrendamiento

El saldo de los activos por derecho de uso de la Sociedad en el ejercicio finalizado al 30 de abril de 2023 es el siguiente:

Saldo al 30 de abril de 2022 Depreciación del ejercicio Saldo al 30 de abril de 2023	Edificios Total
	465.632 465.632 (297.212) (297.212) 168.420 168.420

La depreciación de los ejercicios al 30 de abril de 2023 y 2022 de Edificios por $ 297.212 en cada ejercicio, respectivamente, está incluida en Gastos de Administración y la de Maquinarias y equipos por $ 41.606 dentro de Costo de producción al 30 de abril de 2022.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 3 de julio de 2023 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA (Socio) Dr. Norberto Luis Feoli

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 19 – ACTIVOS POR DERECHO DE USO Y DEUDAS POR ARRENDAMIENTO (Cont.)

(ii) Medición de los pasivos por arrendamiento

Al 30 de abril de 2023 el valor de la deuda por arrendamiento asciende a $ 171.093 y se encuentra expuesta en el rubro “Cuentas por Pagar Comerciales (Nota 28), expuesto en el pasivo corriente. Dichos pasivos se encuentran descontados y la evolución de los mismos es la siguiente:

Saldo al inicio por aplicación de NIIF 16 Pagos realizados Actualización financiera Diferencias de cambio, netas Saldo al cierre	30.04.2023 30.04.2022
	445.643 958.730 (276.844) (375.229) 46.377 27.746 (44.083) (165.604) 171.093 445.643

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

	30.04.2023 30.04.2022 146.651 137.365 24.442 137.362 0 170.916 171.093 445.643	30.04.2023 30.04.2022 146.651 137.365 24.442 137.362 0 170.916 171.093 445.643
6 meses o menos
6-12 meses
Más de 1 años
Total
TA 20 - REPUESTOS Y MATERIALES
		30.04.2023 30.04.2022
No corriente
Repuestos y materiales de consumo		7.817.043 6.756.161

Total		7.817.043 6.756.161
Corriente
Repuestos y materiales de consumo		1.952.060 1.536.724

Total		1.952.060 1.536.724
TA 21 - INVENTARIOS
		30.04.2023 30.04.2022
Petróleo		1.551.064 6.852.234 22.725 19.641
Propanoybutano
Total		1.573.789 6.871.875

NOTA 20 - REPUESTOS Y MATERIALES

NOTA 21 - INVENTARIOS

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 22 - OTRAS CUENTAS POR COBRAR

TA 22 - OTRAS CUENTAS POR COBRAR
	30.04.2023 30.04.2022
No corriente
En moneda extranjera (Nota 37)
Crédito con partes relacionadas (Nota 36.b)	2.773.707 3.382.899 756.241 943.834 24.710 -
Créditos a recuperar UT
Anticipos varios
Total	3.554.658 4.326.733
Corriente	214.511 330.073 172.111 118.935 2.959.356 2.209.460 38.077 13.044 114.555 207.303 55.730 44.016 22.939 10.749 120.858 194.278 20.801 17.669 60.295 58.394 - 211.833 83.346 38.607 8.562 115.009 411.897 416.938 407.534 208.575 44.688 27.361 4.735.260 4.222.244
En moneda nacional
Anticipos varios
Impuesto a los ingresos brutos
Impuesto a las ganancias (Retenciones)
Impuesto al valor agregado
Otros créditos impositivos
Seguros a devengar
Gastos a devengar
Créditos con partes relacionadas (Nota 36.b)
Acuerdo de abastecimiento de gas propano para redes a cobrar
Asistencia económica financiera a cobrar
Fondo fiduciario de gas a recuperar
Programa estímulo gas no convencional
Diversos
En moneda extranjera (Nota 37)
Anticipos varios
Créditos con partes relacionadas (Nota 36.b)
Créditos a recuperar UT
Diversos
Total

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

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

ún el plazo estimado de cobro, los mismos se agrupan como sigue:
	30.04.2023 30.04.2022

Sin plazo (expuesto en el activo corriente) De plazo a vencer De 0 a 3 meses De 3 a 6 meses De 6 a 9 meses De 9 a 12 meses Más de 1 año Total TA 23 – CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES	343.930 851.191 3.979.679 2.891.404 135.361 158.545 137.217 160.552 139.073 160.552 3.554.658 4.326.733 8.289.918 8.548.977

	30.04.2023 30.04.2022
Corriente
En moneda nacional
Por venta de petróleo y otros	111.058 185.837
Por venta de energía y otros	4.467.099 3.611.887 2.552.144 209.657 4.724.926 2.281.665 13.004 30.147 11.868.231 6.319.193
Créditos con partes relacionadas (Nota 36.b)
En moneda extranjera (Nota 37)
Por venta de petróleo y otros
Créditos conpartes relacionadas(Nota 36.b)
Total

NOTA 23 – CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES

Al 30 de abril de 2023 y 2022, el monto de cuentas por cobrar comerciales por $ 11.868.231 y $ 6.319.193, respectivamente, cumplen en su integridad con sus términos contractuales y su valor razonable no difiere significativamente del valor de libros.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 23 – CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES (Cont.)

El análisis de antigüedad de saldos de las Cuentas por cobrar comerciales es el siguiente:

	30.04.2023 30.04.2022
Sin plazo (expuesto en el activo corriente)
De plazo vencido
De 0 a 3 meses	3.814.850 8.556
De 6 a 9 meses	189.976 -
De plazo a vencer
De 0 a 3meses	7.863.405 6.310.637
Total	11.868.231 6.319.193

Al 30 de abril de 2023 y 2022 no existe provisión por pérdidas esperadas para cuentas por cobrar comerciales.

NOTA 24 – INVERSIONES FINANCIERAS A COSTO AMORTIZADO

	30.04.2023 30.04.2022
No corriente
En moneda extranjera (Nota 37)
Plazos fijos	- 6.157.731
Total	- 6.157.731

Corriente
En moneda extranjera (Nota 37)
Plazos fijos	- 12.867.802
Total	- 12.867.802
ún el plazo estimado de cobro, los mismos se agrupan como sigue:
	30.04.2023 30.04.2022
De plazo a vencer
De 0 a 3 meses	- 3.206.132
De 6 a 9 meses	- 9.661.670
Más de 1 año	- 6.157.731
Total	- 19.025.533

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

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socio)

Dr. Norberto Luis Feoli

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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NOTA 25 - EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO

	30.04.2023 30.04.2022
Corriente
En moneda nacional
Caja	766 226 361.045 972.219 362.814 179.645 912 956 61.467 201.775 9.897 367.216 1.466 301.433
Bancos
Inversión financiera a valor razonable (Fondos comunes de inversión)
En moneda extranjera (Nota 37)
Caja
Bancos
Inversión financiera a costo amortizado (Cuenta remunerada)
Inversión financiera a valor razonable(Fondos comunes de inversión)
Total	798.367 2.023.470
fectos del estado de flujos de efectivo se incluyen como fondo, el efectivo y	equivalentes de efectivo:
	30.04.2023 30.04.2022
Caja y bancos	424.190 1.175.176
Inversiones financieras a valor razonable (Nota 4.5)	364.280 481.078
Inversiones financieras a costo amortizado	9.897 367.216
Adelantos en cuenta corriente	(1.497.645) (903.910)
Total	(699.278) 1.119.560

A efectos del estado de flujos de efectivo se incluyen como fondo, el efectivo y equivalentes de efectivo:

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

NOTA 26 - CAPITAL SOCIAL Y PRIMA DE EMISIÓN

Cantidad de acciones Saldos al 30 de abril de 2022 179.802.282 Saldos al 30 de abril de 2023 179.802.282	Valor nominal por acción Capital social Ajuste de capital Prima de emisión Ajuste prima de emisión
	$ $ $ $ $
	1 179.802 20.046.418 79.686 8.884.329 1 179.802 20.046.418 79.686 8.884.329

El Capital Social de $ 179.802 (expresado en moneda histórica) está representado por 179.802.282 acciones ordinarias clase "A" escriturales, de V/N $ 1 cada una, con derecho a 1 voto por acción, las cuales están autorizadas a realizar oferta pública.

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

Todas las acciones emitidas han sido suscriptas, integradas e inscriptas.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 3 de julio de 2023 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA (Socio)io)o) Dr. Norberto Luis Feoli

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NOTA 27 - RESERVAS

a) Evolución de reservas

Saldos al 30 de abril de 2021 AGOyE del 25 de agosto de 2021 Resultado integral del ejercicio Desafectación de Reserva por revaluación de activos Saldos al 30 de abril de 2022 Dividendos aprobados con fecha 23 de junio de 2022 y ratificados por la AGOyE del 24 de agosto de 2022 AGOyE del 24 de agosto de 2022 Dividendos de fecha 27 de septiembre de 2022 aprobados por Directorio) Resultado integral del ejercicio Desafectación de Reserva por revaluación de activos Saldos al 30 de abril de 2023	Reserva legal Reserva facultativa(1) Reserva por revaluación de activos (ver punto b)
	1.984.936 43.221.442 10.082.742 - (1.395.847) - - - (5.059.561) - - (644.864)
	1.984.936 41.825.595 4.378.317 - - - 524.815 3.340.918 - - (10.721.168) - - - 3.184.701 - - (349.054) 2.509.751 34.445.345 7.213.964

Saldos al 30 de abril de 2021
AGOyE del 25 de agosto de 2021
Resultado integral del ejercicio
Desafectación de Reserva por revaluación de activos
Saldos al 30 de abril de 2022
Dividendos aprobados con fecha 23 de junio de 2022 y
ratificados por la AGOyE del 24 de agosto de 2022
AGOyE del 24 de agosto de 2022
Dividendos de fecha 27 de septiembre de 2022
aprobados por Directorio)
Resultado integral del ejercicio
Desafectación de Reserva por revaluación de activos
Saldos al 30 de abril de 2023

Reserva legal
Reserva
facultativa(1)
Reserva por
revaluación de
activos (ver
punto b)

1.984.936
43.221.442
10.082.742
-
(1.395.847)
-
-
-
(5.059.561)
-
-
(644.864)

1.984.936
41.825.595
4.378.317
-
-
-
524.815
3.340.918
-
-
(10.721.168)
-
-
-
3.184.701
-
-
(349.054)
2.509.751
34.445.345
7.213.964

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

b) Composición y evolución de la reserva por revaluación de activos

La evolución y composición de la Reserva por revaluación de activos es la siguiente:

Saldos al 30 de abril de 2021 (Disminución) / incremento por revaluación Impuesto diferido Resultado por cambio de la alícuota del impuesto a las ganancias Total Otros resultados integrales Desafectación por depreciación del ejercicio(1) Desafectación por impuesto diferido(1) Subtotal desafectación de Reserva por revaluación de activos(1) Saldos al 30 de abril de 2022 (Disminución) / incremento por revaluación Impuesto diferido Total Otros resultados integrales Desafectación por depreciación del ejercicio (1) Desafectación por impuesto diferido (1) Subtotal desafectación de reserva por revaluación de activos(1) Saldos al 30 de abril de 2023	CT ADC Planta GLP PED I PED II Edificio y Terreno Neuquén Total
	6.017.762 647.185 545.487 - 2.872.308 10.082.742
	(5.558.106) 101.940 (186.973) 106.790 (1.885.206) (7.421.555) 1.945.337 (35.679) 65.440 (37.377) 659.822 2.597.543 368.836 (85.625) (72.469) - (446.291) (235.549)
	(3.243.933) (19.364) (194.002) 69.413 (1.671.675) (5.059.561)
	(800.133) (122.325) (69.018) - (622) (992.098) 280.044 42.815 24.156 - 219 347.234
	(520.089) (79.510) (44.862) - (403) (644.864)
	2.253.740 548.311 306.623 69.413 1.200.230 4.378.317
	6.490.466 (143.968) (281.964) (100.628) (794.152) 5.169.754 (2.447.303) 50.389 98.687 35.220 277.954 (1.985.053)
	4.043.163 (93.579) (183.277) (65.408) (516.198) 3.184.701
	(342.017) (139.310) (49.336) (6.161) (191) (537.015) 119.712 48.758 17.268 2.156 67 187.961
	(222.305) (90.552) (32.068) (4.005) (124) (349.054) 6.074.598 364.180 91.278 - 683.908 7.213.964

(1) Se imputa a resultados acumulados

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 28 - RESULTADOS NO ASIGNADOS

Saldo al 30 de abril de 2021 AGOyE del 25 de agosto de 2021 Resultado integral del ejercicio Desafectación de Reserva por revaluación de activos (Nota 27) Saldo al 30 de abril de 2022 Dividendos aprobados con fecha 23 de junio de 2022 y ratificados por la AGOyE del 24 de agosto de 2022 AGOyE del 24 de agosto de 2022 Resultado integral del ejercicio Desafectación de Reserva por revaluación de activos (Nota 27) Saldo al 30 de abril de 2023	30.04.2023	30.04.2022
		(1.395.847) 1.395.847 9.851.483 644.864
	10.496.347 (6.630.612) (3.865.733) 23.115.494 349.054 23.464.550	10.496.347

Restricciones a la distribución de ganancias

a) De acuerdo con la Ley de Sociedades Comerciales, el Estatuto Social y la Resolución Nº 368/01 de la Comisión Nacional de Valores, debe transferirse a la Reserva Legal el 5% de la ganancia del ejercicio, una vez absorbidos los resultados acumulados negativos, más (menos) los ajustes de resultados de ejercicios anteriores, la desafectación de la reserva por revaluación de activos, hasta que la misma alcance el 20% del capital social y ajuste de capital, reconstituyendo previamente, de corresponder, la reserva legal de ejercicios anteriores.
b) De acuerdo con la Clase 2 del Programa Global para la emisión de Obligaciones Negociables (Nota 30 a)), la Sociedad y sus subsidiarias SEB y E G WIND podrán declarar o pagar:
a. Dividendos o distribuciones en acciones con derecho a voto;
b. Dividendos o distribuciones cobrados por la Sociedad y/o sus Subsidiarias Restringidas (SEB y E G WIND);
c. Dividendos pagados en forma proporcional a la Sociedad y sus Subsidiarias Restringidas (SEB y E G WIND), por una parte, y a los tenedores minoritarios de una Subsidiaria Restringida, por otra.

En la medida en que al momento del pago e inmediatamente después de dar efecto al mismo no se hubiera producido y subsistiera un incumplimiento o un supuesto de incumplimiento.

c) De acuerdo con lo establecido por el Texto Ordenado de la CNV, al cierre de cada ejercicio el saldo positivo de la “Reserva por revaluación de activos” no podrá ser distribuido, capitalizado ni destinado a absorber pérdidas acumuladas, pero deberá ser computado como parte de los resultados acumulados a los fines de efectuar las comparaciones para determinar la situación de la Sociedad frente a los artículos 31, 32 y 206 de la Ley de Sociedades N° 19.550..

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 29 - CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES

TA 29 - CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES
	30.04.2023 30.04.2022
No corriente
En moneda nacional
Provisiones varias	8.295.932 3.050.138 - 170.916 316.413 341.722
En moneda extranjera (Nota 37)
Deudas por arrendamiento (Nota 19)
Provisiones varias
Total	8.612.345 3.562.776
	14.388.749 10.191.060 86.433 4.976 3.385.613 1.689.963 3.160.554 4.530.786 - 124.106 171.093 274.727 183.701 758.247
Corriente
En moneda nacional
Proveedores
Deudas con partes relacionadas (Nota 36.b)
Provisiones varias
En moneda extranjera (Nota 37)
Proveedores
Provisiones con partes relacionadas (Nota 36.b)
Deudas por arrendamiento (Nota 19)
Provisiones varias
Total	21.376.143 17.573.865

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

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

	30.04.2023 30.04.2022
Sin plazo (expuesto en el pasivo corriente)	995.761 1.355.790

De plazo vencido De 0 a 3 meses De 3 a 6 meses De 6 a 9 meses De 9 a 12 meses De 1 a 2 años De plazo a vencer De 0 a 3 meses De 3 a 6 meses De 6 a 9 meses De 9 a 12 meses De 1 a 2 años Más de 2 años Total TA 30 - DEUDAS FINANCIERAS	140.203 78.875 118.531 20.305 3.517 - 739 10.571 2.331 19.965.499 15.860.623 49.854 82.567 49.854 82.567 49.854 82.567 23.000 218.946 8.589.345 3.343.830 29.988.488 21.136.641

	30.04.2023 30.04.2022
No corriente
En moneda nacional
Comisiones y gastos a devengar - Obligaciones Negociables	(111.228) (122.525) 62.089.227 57.515.682
En moneda extranjera (Nota 37)
Obligaciones Negociables
Total	61.977.999 57.393.157

NOTA 30 - DEUDAS FINANCIERAS

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 30 - DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

TA 30 - DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)
	30.04.2023 30.04.2022
Corriente	1.497.645 903.910 (74.503) (117.379) 1.678.067 1.829.773
En moneda nacional
Adelantos en cuenta corriente
Comisiones y gastos a devengar - obligaciones negociables
Préstamos bancarios
En moneda extranjera (Nota 37)
Obligaciones Negociables
Total	3.101.209 2.616.304
evolución de los préstamos es la siguiente: Saldo al inicio RECPAM Adelantos en cuenta corriente Emisión ON Clase 3 y 4 Devengamientos: Interés devengado Comisiones y gastos devengados Diferencia de cambio generada por deudas en moneda extranjera Pagos: Intereses Capital Recompra de Obligaciones Negociables Saldo al cierre
	30.04.2023 30.04.2022
	60.009.461 82.715.316 (41.220.989) (30.700.909) 593.735 903.910 9.041.455 - 4.293.248 5.614.537 172.439 150.964 36.424.043 13.319.727 (4.234.184) (5.973.709) - (1.603.125) - (4.417.250) 65.079.208 60.009.461

La evolución de los préstamos es la siguiente:

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

	30.04.2023 30.04.2022
6 meses o menos	3.138.460 2.674.995
6-12 meses	(37.251) (58.691)
De 1 a 2 años	53.186.227 -
Más de 2 años	8.791.772 57.393.157
Total	65.079.208 60.009.461

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

	30.04.2023 30.04.2022
Dólar Estadounidense	54.864.294 59.345.455
Dólar link	8.903.000 -
Pesos	1.311.914 664.006
Total	65.079.208 60.009.461

Las deudas en dólares relacionadas con las ON Clase 2 devengan un interés promedio anual del 6,875% al 30 de abril de 2023 y 2022, respectivamente. Las ON Clase 3 y 4 no devengan interés. Los adelantos en cuenta corriente que se encuentran vigentes al cierre del ejercicio devengaron un interés promedio anual del 75 % y 36,5 % al 30 de abril de 2023 y 2022, respectivamente, en tanto que los préstamos en pesos devengaron una tasa LIBOR corregida más 4,5% nominal anual, al 30 de abril de 2022.

Durante el ejercicio finalizado al 30 de abril de 2022 la Sociedad ha efectuado recompras de sus Obligaciones Negociables Clase 2 por un total de US$ 16.180.000 acumulando al 30 de abril de 2022 US$ 61.154.000. El resultado de dichas recompras se expone en Nota 12. En el mes de octubre de 2022 la Sociedad procedió a la cancelación del total de las Obligaciones Negociables Clase 2 que poseía en cartera por US$ 61.154.000; en consecuencia, el monto en circulación es de US$ 238.846.000.

Al de 30 de abril de 2023 y 2022 el capital adeudado en concepto de Obligaciones Negociables Clase 2 asciende a US$ 238.846.000 y US$ 300.000.000, respectivamente. El monto de obligaciones Clase 2 recompradas por la Sociedad al 30 de abril de 2022 se encontraban en cartera.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 30 - DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

Al de 30 de abril de 2023 el capital adeudado en concepto de Obligaciones Negociables Clase 3 y 4 asciende a US$ 22.433.559 y US$ 17.566.441, respectivamente.

El valor razonable de las obligaciones negociables Clase 2 al 30 de abril de 2023 y 2022 asciende a $ 50.117 y $ 55.086 millones, respectivamente, valuados según método de valuación nivel 1. El valor razonable de las obligaciones negociables Clases 3 y 4 al 30 de abril de 2023 asciende a $ 5.160 millones y $ 3.989 millones, respectivamente, valuados según método de valuación nivel 1.

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

a) Obligaciones Negociables Senior Notes Clase 2

Con fecha 15 de marzo de 2017 la Asamblea General Ordinaria y con fecha 20 de marzo de 2017 el Directorio de la Sociedad aprobaron los términos y condiciones del Programa Global de Obligaciones Negociables, la solicitud de autorización de oferta pública y cotización por hasta un valor nominal en circulación en cualquier momento que no podrá exceder US$ 600.000.000 o su equivalente.

El 10 de mayo de 2017 la Sociedad emitió la Clase 2 de Obligaciones Negociables por un monto de US$ 300 millones bajo el Programa Global de Obligaciones Negociables.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros las Obligaciones Negociables Clase 2 tienen una calificación internacional de “B-/RR3” y “CCC-“por parte de Fitch y Standard & Poor´s, respectivamente y una calificación local de “AA-” y “raCCC+”, por parte de Fitch y Standard & Poor´s, respectivamente.

Las principales características son:

Monto de la Emisión: US$ 300.000.000. Fecha de Emisión: 15 de mayo de 2017. Fecha de Vencimiento: 15 de mayo de 2024. Precio de Emisión: 100%

Tasa de interés: 6,875% nominal anual.

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

Amortización: el capital se amortizará en una única cuota el 15 de mayo de 2024. Valor recomprado: US$ 61.154.000 Valor adeudado: US$ 238.846.000

El Prospecto y Suplemento de Precio que regulan la emisión y otros aspectos relacionados con las Obligaciones Negociables incluyen una serie de “covenants” y exigencias que debe cumplir la Sociedad y ciertas subsidiarias restringidas mientras las obligaciones estén en curso. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros el Directorio de la Sociedad ha verificado cada una de estas exigencias y no ha identificado incumplimientos.

Para mayor información ver el Prospecto y el Suplemento de Precio de la emisión de la Clase 2 correspondientes al

Programa Global de Obligaciones Negociables por US$ 600.000.000 de la Sociedad.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 30 - DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

El saldo al 30 de abril de 2023 asciende a $ 54.864.294, de las cuales $ 1.678.067 son corrientes. Adicionalmente, se han deducido del pasivo las comisiones y gastos pagados con relación a las obligaciones negociables, las cuales se devengarán en el plazo de la deuda. El saldo de dichas comisiones al 30 de abril de 2023 asciende a $ 120.954, de las cuales $ 54.366 son corrientes.

A la fecha de emisión de los estados financieros al 30 de abril de 2023, la Sociedad y sus Sociedades Restringidas cumplen con todos los compromisos asumidos.

b) Obligaciones Negociables Senior Notes Clase 3 y 4

Con fecha 27 de febrero de 2023 y en el marco del Programa Global de Obligaciones Negociables Simples (no convertibles en acciones) por un valor nominal en circulación de hasta US$ 600.000.000 o su equivalente en otras monedas, Capex emitió:

b.1) Obligaciones negociables Clase 3 en dólares a tasa fija a ser suscriptas e integradas en pesos al tipo de cambio inicial y pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable

Monto de la Emisión: US$ 22.433.559. Fecha de Emisión: 27 de febrero de 2023. Fecha de Vencimiento: 27 de febrero de 2026. Precio de Emisión: 100% Tasa de interés: 0 %. Tipo de cambio inicial: $ 193,6522 por cada dólar

Amortización: el capital se amortizará en una única cuota al vencimiento en pesos al tipo de cambio aplicable. Destino de los fondos: (i) inversiones en activos físicos situados en el país; y/o (ii) refinanciación de pasivos existentes de la Emisora; y/o (iii) financiamiento del giro comercial de su negocio.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros tienen una calificación local de “AA –”, por parte de Fix.

El saldo al 30 de abril de 2023 asciende a $ 4.993.149 siendo en su totalidad no corrientes. Adicionalmente, se han deducido del pasivo las comisiones y gastos pagados con relación a las obligaciones negociables, las cuales se devengarán en el plazo de la deuda. El saldo de dichas comisiones al 30 de abril de 2023 asciende a $ 35.100, de las cuales $ 12.390 son corrientes.

b.2) Obligaciones negociables Clase 4 en dólares a tasa fija a ser suscriptas e integradas en pesos al tipo de cambio inicial y pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable

Monto de la Emisión: US$ 17.566.441. Fecha de Emisión: 27 de febrero de 2023. Fecha de Vencimiento: 27 de febrero de 2027. Precio de Emisión: 100% Tasa de interés: 0 %. Tipo de cambio inicial: $ 193,6522 por cada dólar

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros tienen una calificación local de “AA –”, por parte de Fix.

El saldo al 30 de abril de 2023 asciende a $ 3.909.851 siendo en su totalidad no corrientes. Adicionalmente, se han deducido del pasivo las comisiones y gastos pagados con relación a las obligaciones negociables, las cuales se devengarán en el plazo de la deuda. El saldo de dichas comisiones al 30 de abril de 2023 asciende a $ 29.678, de las cuales $ 7.748 son corrientes.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 3 de julio de 2023 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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NOTA 30 - DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

El 3 de julio de 2023 el Directorio aprobó actualizar la información económica, contable y financiera de la Sociedad, así como toda otra información relevante contenida en el Prospecto del Programa Global de Emisión de Obligaciones Negociables Simples (no convertibles en acciones) por un valor nominal de hasta US$ 600.000.000 al cierre del ejercicio anual correspondiente al 30 de abril de 2023 y su presentación ante la CNV, Bolsas y Mercados Argentinos S.A., el Mercado Abierto Electrónico S.A. y cualquier otro organismo que fuese menester.

c) Resumen al 30 de abril de 2023

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Préstamo Corriente No corriente Total
Obligaciones Negociables Senior Notes Clase 2 (punto a) 1.678.067 53.186.227 54.864.294
Obligaciones Negociables Senior Notes Clase 3 (punto b.1) - 4.993.149 4.993.149
Obligaciones Negociables Senior Notes Clase 4 (punto b.2) - 3.909.851 3.909.851
Comisiones y gastos a devengar - obligaciones
(54.365) (66.588) (120.953)
negociables (punto a)
Comisiones y gastos a devengar - obligaciones
(12.390) (22.710) (35.100)
negociables (punto b.1)
Comisiones y gastos a devengar - obligaciones
(7.748) (21.930) (29.678)
negociables (punto b.2)
Adelantos en cuenta corriente 1.497.645 - 1.497.645
Total 3.101.209 61.977.999 65.079.208
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NOTA 31 – REMUNERACIONES Y CARGAS SOCIALES

	30.04.2023 30.04.2022
Corriente
En moneda nacional
Remuneraciones y deudas sociales	542.394 471.618 1.384.175 1.298.777
Provisionesvarias
Total	1.926.569 1.770.395
TA 32 - CARGAS FISCALES
	30.04.2023 30.04.2022
Corriente
En moneda nacional
Retenciones y percepciones impositivas	236.354 219.531 139.615 97.849 398.741 3.154.062 774.710 3.471.442
Provisión por impuesto a los ingresos brutos
Impuesto a lasganancias apagar(neto) (ver Nota 14)
Total
TA 33 - OTRAS DEUDAS
	30.04.2023 30.04.2022
Corriente
En moneda nacional
Regalías de petróleo y gas	719.460 820.080 22 -
Dividendos apagar
Total	719.482 820.080

NOTA 32 - CARGAS FISCALES

NOTA 33 - OTRAS DEUDAS

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NOTA 34 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS

1. Provisiones

rovisiones
	30.04.2023 30.04.2022
No corriente
En moneda nacional
Para juicios ymultas	12.899 32.549
Total	12.899 32.549

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

Saldo al 30 de abril de 2022 Efecto RECPAM Saldo al 30 de abril de 2022 Incremento Efecto RECPAM Saldo al 30 de abril de 2023	51.437 (18.888)
	32.549 2.686 (22.336) 12.899

2. Contingencias

a) Medida cautelar y recursos administrativos

a.1) Resolución 821/10 de la SEN

Con fecha 24 de octubre de 2010, la Sociedad, mediante Res SEN 821/10 (la “Resolución), fue pasible de una serie de sanciones por parte de la SEN, por supuestos incumplimientos al abastecimiento de ciertos volúmenes de gas licuado de petróleo (“GLP”), en virtud del acuerdo de estabilidad del precio de GLP (el “Acuerdo”) suscripto entre la SEN y ciertos fraccionadores y productores de GLP, entre los cuales no se encontraba la Sociedad.

Las sanciones aplicadas consistieron en:

Una multa de $ 3.117 (expresada en moneda histórica),
La entrega forzosa por parte de la Sociedad de 2.351 toneladas de GLP a otros productores y/o fraccionadores, cuyo valor de mercado ascendía a $ 3.853 (expresado en moneda histórica) aproximadamente, e
Inhabilitación para exportar mientras no se cumplía con la resolución.

La Sociedad solicitó en sede administrativa la suspensión de los efectos de la resolución e interpuso un recurso de reconsideración que fue resuelto negativamente y motivó la presentación de un recurso jerárquico. Adicionalmente, la Sociedad interpuso una medida cautelar autónoma ante la Justicia Federal para evitar la aplicación de la misma hasta tanto se resolviera el recurso administrativo interpuesto. La medida cautelar fue concedida y notificada a la SEN el 25 de noviembre de 2010, y se encuentra vigente ya que el recurso jerárquico no ha sido resuelto a la fecha.

La Gerencia de la Sociedad, en concordancia con la opinión de los asesores legales internos y externos y en la sentencia favorable, considera que cuenta con sólidos argumentos para considerar estos reclamos improcedentes, por lo cual los estados financieros al 30 de abril de 2023 no contemplan cargo alguno a resultados relacionado con estos conceptos. Los asesores legales de la Sociedad consideran que la Ley 26.854 de Medidas Cautelares (“LMC”) en las causas en las que el Estado Nacional es parte o interviene, no tendría impacto significativo en la medida cautelar obtenida.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 3 de julio de 2023 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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NOTA 34 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS (Cont.)

a.2) Resoluciones ENARGAS por cargo por Gas Importado

La Sociedad considera que el cargo tarifario previsto por las Resoluciones 1982, 1988 y 1991 mencionado en la Nota 2 d) resulta inconstitucional ya que el mismo tiene una clara naturaleza tributaria y no ha sido creado por una Ley del Congreso Nacional. La naturaleza tributaria del cargo en cuestión se configura por las siguientes razones: (i) el mismo no está destinado a ampliar o mejorar el servicio público de distribución o transporte de gas sino a un fondo fiduciario creado y administrado por el estado nacional para atender las importaciones de gas natural, (ii) las plantas de tratamiento de gas fuera de medición regulada, tal el caso de la Sociedad, no utilizan servicios públicos de transporte o distribución de gas sino que reciben dicho fluido en forma directa de los productores, (iii) el cargo ha sido excluido de la base imponible de otros impuestos (a excepción del IVA), (iv) sin perjuicio de su denominación, el cargo es un requerimiento del Estado en ejercicio de su poder de imperio para que los particulares le entreguen prestaciones en dinero con el objeto de solventar gastos destinados a cubrir sus fines, en este caso la importación de gas para abastecer al mercado interno.

En base a los fundamentos expuestos, y dado que el impacto económico de dicho cargo es significativo para la unidad de negocio GLP, con fecha 29 de diciembre de 2011 la Sociedad interpuso ante el Juzgado Federal de Neuquén una acción declarativa de inconstitucionalidad contra las normas referidas en el párrafo anterior y abonó bajo protesto el cargo del mes de diciembre de 2011, el cual ascendió a $ 3.499 más IVA (expresado en moneda histórica).

Posteriormente, con fecha 5 de marzo de 2012, la Sociedad solicitó ante el mismo Juzgado Federal donde tramita la acción de inconstitucionalidad, una medida cautelar para que se suspendieran los efectos de las normas referidas. Como consecuencia de ello, el 14 de marzo de 2012, el Juzgado Federal interviniente concedió a la Sociedad una medida cautelar que suspende el efecto de las normas citadas y la consecuente obligación de pago del cargo derivado de las mismas previa constitución de un seguro de caución por $ 25.400 (expresado en moneda histórica) en carácter de contra cautela. El 30 de marzo de 2012 la Sociedad notificó la medida cautelar a la SEN y al ENARGAS. Cabe destacar que otras empresas productoras de GLP también solicitaron y obtuvieron medidas cautelares similares.

Con fecha 2 de agosto de 2012, la Sociedad fue notificada de una resolución del Juzgado Federal de Neuquén en virtud de la cual dicho juzgado se declara competente para entender en la cuestión, pero considera que no se encuentra habilitada la instancia judicial para formular el reclamo y, por ello, levanta la medida cautelar decretada. La resolución mencionada fue apelada con fecha 10 de agosto de 2012, por lo que la medida cautelar mantendrá sus efectos hasta que la misma quede firme. La Sociedad considera que tiene sólidos fundamentos para revertir la resolución apelada. A su vez, en agosto de 2012, la Sociedad también interpuso un recurso administrativo impropio contra el Decreto 2067/08 y las resoluciones dictadas en su consecuencia.

El 5 de noviembre de 2012 se publicó en el Boletín Oficial la Ley 26.784 que, entre otras cuestiones, modificó la Ley 26.095 de obras de infraestructura energética, estableciendo que las importaciones de gas son objetivo prioritario del estado nacional y que el cargo y fondo fiduciario creados por el Decreto 2067/08 y los actos dictados en su consecuencia se regirán por lo establecido en dicha ley.

En agosto de 2013 la Cámara Federal de General Roca hizo lugar al recurso de apelación interpuesto por la Sociedad en agosto de 2012, y revocó parcialmente la sentencia de primera instancia, declarando habilitada la instancia judicial para que Capex formulara su reclamo, imponiendo costas en el orden causado y manteniendo la vigencia de la medida cautelar decretada.

Este fallo de Segunda Instancia despejó el estado de incertidumbre de la Sociedad con respecto a la viabilidad de su reclamo original.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

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NOTA 34 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS (Cont.)

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

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

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

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

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

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

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

El 2 de febrero de 2022 el Juzgado Federal de Neuquén le notificó a Capex la sentencia de primera instancia haciendo lugar a su planteo, declarando la inconstitucionalidad del Decreto 2067/2008, de las Resoluciones Nº 1982/2011, 1988/2011 e 1991/2011 del ENARGAS bajo fundamentos similares a los ya establecidos en el fallo de la compañía Mega. Principalmente la sentencia se encuentra fundada en la irracionabilidad de la norma.

A la fecha el ENARGAS y el Estado Nacional han apelado la sentencia, pero el primero lo realizó fuera de término y fue rechazada. Se le aceptó al Estado Nacional la apelación y el expediente respectivo será tratado por la Cámara de General Roca.

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NOTA 34 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS (Cont.)

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

a.3) Resolución SEN 77/12

La Sociedad considera que la Res SEN 77/12, mencionada en la Nota 2.d), entre otras cuestiones, viola las disposiciones de la Ley 26020 de GLP que establecen que el único límite de precio para las ventas de GLP al mercado interno es la paridad de exportación artículo 7 inciso b) y establece que la actividad de producción de GLP será libre (artículo 11). Con fecha 29 de marzo de 2012, la Sociedad recibió la Nota SEN 1584/12 en la cual, en virtud de las disposiciones de la resolución, establecía que la Sociedad debía proveer 12.418 toneladas de butano a determinados fraccionadores a los precios establecidos en dicha resolución, los cuales eran sensiblemente inferiores a los precios a los que CAPEX vendía su producción y que respetaban el límite de “paridad de exportación” establecido por la Ley de GLP.

Como consecuencia de dicha nota, con fecha 4 de abril de 2012 la Sociedad presentó un recurso de reconsideración con jerárquico en subsidio contra la resolución citada y la Nota SEN 1584/12 y luego solicitó una medida cautelar autónoma en el Juzgado Federal de Neuquén para que se suspendieran los efectos de ambas.

En abril de 2012 la Sociedad recibió la Nota SEN 2247/12 mediante la cual la SEN la inhabilita para (i) exportar GLP y (ii) efectuar operaciones de compraventa de GLP en el mercado interno con todos los sujetos activos de la industria, ello por haber incumplido con el abastecimiento dispuesto por la Nota SEN 1584/12 mencionada anteriormente. La Sociedad presentó un recurso de reconsideración con jerárquico en subsidio contra la Nota SEN 2247/12 e informó sobre la misma al Juzgado Federal de Neuquén al cual solicitó que la medida cautelar presentada se ampliara con respecto a las inhabilitaciones dispuestas por dicha nota.

El 25 de abril de 2012, el Juzgado Federal de Neuquén dictó a favor de la Sociedad la medida cautelar requerida, ordenando que se suspendieran los efectos de la resolución y de las Notas SEN 1584/12 y 2247/12 respecto de la Sociedad y quienes operan con ella. Como consecuencia de lo mencionado, la Sociedad continúa con su operatoria normal de producción y venta de GLP.

Como se ha explicado, la resolución viola: (i) las disposiciones de la Ley 26020 de GLP que establecen que el único límite de precio para las ventas de GLP al mercado interno es la paridad de exportación (artículo 7 inciso b)) y establece que la actividad de producción de GLP será libre (artículo 11); (ii) la garantía de debido proceso administrativo y defensa previstos en el artículo 18 de la Carta Magna, ya que impone una sanción sin otorgar instancia de defensa a la Sociedad; (iii) el principio de legalidad previsto por los artículos 18 y 19 de dicha norma, ya que las sanciones no han sido creadas por el Congreso; y (iv) el derecho de la Sociedad a ejercer toda industria lícita garantizada por el artículo 14 de la Constitución Nacional.

Los asesores legales internos y externos de la Sociedad consideran que la Ley 26854 sobre medidas cautelares en las causas en las que el Estado Nacional es parte o interviene, no tendría impacto significativo en la medida cautelar obtenida.

En virtud de lo expuesto, la Gerencia de la Sociedad, en concordancia con la opinión de los asesores legales internos y externos, considera que cuenta con sólidos argumentos para considerar estos reclamos improcedentes, por lo cual los estados financieros al 30 de abril de 2023 no contemplan cargo alguno a resultados relacionado con estos conceptos.

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b) Diferencias en la liquidación de las contribuciones patronales

(i) En agosto de 2010 la AFIP notificó a la Sociedad (OI 311.479) una determinación de deuda por $ 6.334 en concepto de diferencias en la liquidación de las contribuciones patronales al régimen nacional de seguridad social. Dicha suma está conformada por un capital $ 2.863 (expresado en moneda histórica) e intereses devengados por $ 3.471 (expresado en moneda histórica) por los períodos comprendidos entre agosto de 2001 y marzo de 2008.

La AFIP considera que la Sociedad debería haber realizado aportes patronales utilizando una alícuota del 21%, aplicable a los empleadores cuya actividad principal sea la locación y prestación servicios, en lugar de la alícuota del 17% aplicable a las industrias, entre otros. El fisco sostiene que las normas aplicables consideran a la actividad de generación de energía como una prestación de servicios y no como industria.

La Sociedad impugnó la determinación de deuda basándose en las Leyes de energía eléctrica (Leyes 15.336 y 24.065), y otras normas y precedentes judiciales, que definen a la actividad de generación de energía como una actividad industrial.

En junio de 2011, la Sociedad fue notificada de la Res 668/11 de la AFIP mediante la cual no se hace lugar a la impugnación presentada.

La Sociedad interpuso una apelación judicial ante la Cámara Federal de la Seguridad Social para lo cual se requirió el previo depósito de la deuda determinada, el cual, en base a distintos precedentes judiciales, se sustituyó con una póliza de seguro de caución por $ 7.186 (expresado en moneda histórica).

El 17 de marzo de 2015 la Sala I de la Cámara Nacional de la Seguridad Social dispuso dejar sin efecto la resolución de la AFIP que condenaba a la Sociedad a abonar las diferencias en las contribuciones patronales de la seguridad social, por considerar arbitraria la desestimación por parte de la AFIP de las pruebas presentadas por la Sociedad y atentar contra el legítimo derecho de defensa, disponiendo se dicte una nueva resolución previa producción de las pruebas ofrecidas por la Sociedad. Durante el mes de febrero de 2018 la AFIP dispuso la apertura a prueba de la primera determinación de deuda.

Producidas las pruebas, por Resolución Administrativas Nº 323/18 DV TJGE (DI RSGE) de fecha 31 de agosto de 2018 el organismo recaudador decidió volver a desestimar la impugnación realizada por la Sociedad contra la determinación de deuda, tal como lo había hecho varios años antes. Contra esa decisión, la Sociedad interpuso el 2 de octubre de 2018 la Solicitud de Revisión que autoriza la normativa vigente, la que se encuentra pendiente de sustanciación.

Cabe destacar que en el año 2014 la Secretaría de Energía de la Nación había expresado por escrito que la actividad de generación eléctrica debe considerarse como una actividad industrial, lo cual ha sido ratificado por la Subsecretaria de Coordinación Administrativa del Ministerio de Energía y Minería en una nota dirigida a la Dirección General de los Recursos de la Seguridad Social de la AFIP, en respuesta a la opinión recabada por la AFIP en relación con la presentación efectuada ante el Fisco por la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA), dando razones por las cuales se considera a la actividad de generación de energía eléctrica como una actividad de carácter industrial a los fines de su encuadramiento en el artículo 2° del Decreto N° 814/01. Asimismo, en el mes de diciembre de 2017 la Sala II de la Cámara Federal de la Seguridad Social en autos “Endesa Costanera S.A. c/ Administración Federal de Ingresos Públicos s/impugnación de deuda”, ha definido que la actividad de generación de energía eléctrica reviste el carácter de actividad “industrial”, y por ende resulta ser merecedora de la alícuota del 17% de las contribuciones de Seguridad Social prevista en el inciso b) del art. 2° del Decreto N° 814/2001.

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 34 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS (Cont.)

(ii) Con fecha 4 de julio de 2011, la AFIP notificó a la Sociedad (OI 594.592) una nueva determinación de deuda por diferencias de aportes patronales por el período abril 2008 a abril 2009 por un monto total de $ 1.717 (expresado en moneda histórica, capital de $ 1.002 más intereses por $ 715 por supuestas diferencias en contribuciones patronales al régimen nacional de la seguridad social. Los argumentos del fisco son los reseñados en el punto anterior. Dicha determinación de deuda fue impugnada en sede administrativa mediante presentaciones de fecha 25 de julio de 2011 y 8 de agosto de 2011. Luego de varios años de presentada la impugnación, la AFIP dispuso la apertura a prueba de las actuaciones. Producidas las pruebas, por Resolución Administrativa 324/18 DV TJGE (DI RSGE) de fecha 31 de agosto de 2018 el organismo recaudador desestimo la impugnación efectuada por la Empresa contra la determinación de deuda. Contra esa decisión la Empresa interpuso el 2 de octubre de 2018 la Solicitud de Revisión que autoriza la normativa vigente, la que se encuentra pendiente de sustanciación.

(iii) Asimismo, en julio de 2011 la AFIP también notificó a la Sociedad la aplicación de multas por un monto total de $ 491 (expresado en moneda histórica) por considerar que en determinados meses comprendidos entre agosto de 2001 y abril de 2005 la Sociedad incurrió en la infracción previsional de “Falsa declaración o adulteración de datos referentes a los beneficiarios”

La AFIP rechazó las impugnaciones administrativas interpuestas contra la multa aplicada, por lo cual la Sociedad también interpuso una apelación judicial ante la Cámara Federal de la Seguridad Social y presentó una póliza de caución por el monto de la multa.

El 9 de junio de 2022 la Sala III de la Seguridad Social dictó sentencia dejando sin efecto la multa prevista. Frente a dicha resolución el Estado Nacional presentó un recurso extraordinario, el cual fue respondido por la Sociedad el 22 de septiembre de 2022.

El 12 de marzo de 2019 la Sociedad recibió un requerimiento de la AFIP (OI 1.714.858) para (i) rectificar las DDJJ de aportes y contribuciones del período mayo de 2009 a abril de 2018 por incorrecto encuadramiento de las contribuciones de la seguridad social en el Decreto N° 814/01 art. 2 inc. B, o (ii) presentar las pruebas que hagan a su legítima defensa por los períodos involucrados. La Sociedad presentó la respuesta al requerimiento con fecha 26 de marzo de 2019 rechazando el requerimiento bajo los mismos fundamentos ya oportunamente presentados ante la AFIP.

En marzo de 2022, la AFIP realizó un nuevo requerimiento de rectificación de las declaraciones juradas (OI 2001730) por supuestas diferencias en contribuciones patronales al régimen nacional de la seguridad social, en este caso por los periodos mensuales comprendidos entre mayo 2009 y diciembre 2019.

El 13 de junio de 2022 la Sociedad fue notificada, en el marco de las actuaciones O.I 2001730, de una determinación de deuda bajo el mismo concepto de reclamo de contribuciones patronales por el período mayo 2010 a diciembre de 2019 con un reclamo por $ 74.669 más $ 155.982 de intereses (total $ 230.651) más una multa por $ 24.393. La sociedad presentó la impugnación administrativa a la nueva determinación de deuda el 5 de julio de 2022.

La Gerencia de la Sociedad, en concordancia con la opinión de los asesores legales internos y externos, considera que cuenta con sólidos fundamentos para revertir la posición de la AFIP, por lo cual los estados financieros al 30 de abril de 2023 no contemplan cargo alguno a resultados relacionado con estos conceptos.

NOTA 35 – COMPROMISOS

En Nota 1 se detalla el compromiso de inversión de Capex con las provincias de: i) Neuquén en relación con el contrato para la exploración, desarrollo y producción del área Parva Negra Oeste, ii) Río Negro en relación con el permiso de exploración sobre el área Puesto Zúñiga y con las Concesiones de explotación hidrocarburíferas de las áreas de Loma Negra y de La Yesera y iii) Chubut en relación con la Concesión de explotación hidrocarburífera del área Pampa del Castillo – La Guitarra.
En Nota 2.b. se menciona el compromiso de disponibilidad con CAMMESA en el marco de la Adhesión a la Res. 59/23.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 35 – COMPROMISOS (Cont.)

En Nota 2.c se mencionan los compromisos asumidos con el Plan de Promoción de producción de Gas Natural Argentino.
En relación con el suministro de GLP, la Sociedad cuenta con distintos compromisos asumidos para el ejercicio 2023/2024. Con relación al butano comercial los compromisos ascienden al 75%, aproximadamente, de la producción en el mercado local. En lo que respecta al gas propano comercial sus compromisos locales alcanzan aproximadamente el 19% de su producción. Al igual que lo viene haciendo, se prevé exportar propano durante todo el ejercicio en función del otorgamiento de los correspondientes permisos de exportación.
En Nota 30.a) se describen los principales compromisos originados por la emisión de la ON Senior Notes Clase 2.
No existen erogaciones de capital comprometidas y no incurridas a la fecha de cierre de los estados financieros al 30 de abril de 2023.
En relación al cómputo del ajuste por inflación positivo, y para que no decaiga el beneficio de su cómputo en tercios, se asumió el compromiso de invertir un valor igual o superior a $ 30.000 millones, en la compra, construcción, fabricación, elaboración o importación definitiva de bienes de uso –excepto automóviles- (ver Nota 14).

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

La Sociedad está controlada por Compañías Asociadas Petroleras Sociedad Anónima (C.A.P.S.A.) que posee el 74,8% de las acciones de la Sociedad. Asimismo, Wild S.A. es la última sociedad controlante del grupo con un 98,01% directa e indirectamente de las acciones de C.A.P.S.A.. El porcentaje restante de las acciones está en poder de accionistas que adquirieron su participación en el Mercado de Valores.

Las transacciones realizadas entre partes relacionadas se efectuaron como si fueran partes independientes y fueron las siguientes:

a) Transacciones realizadas con partes relacionadas

a.i.) Con la sociedad controlante

Las operaciones con la sociedad controlante C.A.P.S.A. fueron:

Las operaciones con la sociedad controlante C.A.P.S.A. fueron:
	30.04.2023	30.04.2022
Gastos correspondientes a C.A.P.S.A. Gastos correspondientes a Capex S.A.	81.921 (2.573)	73.873 (3.982)
Dividendos pagados	(12.978.880)	-

a.ii) Con las sociedades controladas

Las operaciones con SEB fueron:

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

30.04.2023 30.04.2022
Gastos correspondientes a SEB - 1.424
Gastos coparticiapables (248) -
Dividendos cobrados 467.595 -
Costos de procesamiento de gas en la planta de GLP (486.801) (793.171)
Las operaciones con Hychico fueron:
30.04.2023 30.04.2022
-
Honorario de garantía (301)
-
Gastos correspondientes a Capex S.A. (292)
Gastos correspondientes a Hychico 145 244
----- End of picture text -----

Las operaciones con Hychico fueron:

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

Las operaciones con EG WIND fueron (ver punto c) :

==> picture [462 x 65] intentionally omitted <==

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

30.04.2023 30.04.2022
Aumentos de capital - -
Crédito otorgado - -
Crédito cobrado 332.089 305.148
Intereses cobrados 346.472 447.118
Intereses devengados 361.688 441.603
Gastos correspondientes a E G WIND 2.413 2.324
----- End of picture text -----

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

Las operaciones con Interenergy Argentina S.A. fueron:

==> picture [458 x 189] intentionally omitted <==

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

30.04.2023 30.04.2022
Alquileres de oficinas y cocheras (14.508) (36.164)
Servicios prestados (391) (1.038)
-
Gastos coparticipables (423)
Gastos correspondientes a Interenergy 11.657 31
Las operaciones con Interenergy Inversiones S.A. fueron:
30.04.2023 30.04.2022
-
Dividendos pagados (104.129)
a.iv) Con las sociedades controlantes de la controlanteCon las sociedades controlantes de la controlante
Las operaciones con Plenium Energy S.A. fueron:
30.04.2023 30.04.2022
Gastos correspondientes a Plenium - 29
Las operaciones con Wild S.A. fueron:
30.04.2023 30.04.2022
Gastos correspondientes a Wild S.A. - 29
-
Dividendos pagados (59.239)
----- End of picture text -----

Las operaciones con Interenergy Inversiones S.A. fueron:

a.iv) Con las sociedades controlantes de la controlanteCon las sociedades controlantes de la controlante

Las operaciones con Plenium Energy S.A. fueron:

Las operaciones con Wild S.A. fueron:

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

Las operaciones con Interflow S.A. fueron:

		30.04.2023	30.04.2022
Gastos correspondientes a Interflow S.A.		131	274
.vi)	Con las sociedades vinculadas Las operaciones con Alparamis S.A. fueron:
		30.04.2023	30.04.2022
Alquileres de oficinas y cocheras		277.764	(321.030)
.vii)	Con accionistas personas físicas:
		30.04.2023	30.04.2022
	Dividendos pagados	(2.041.168)	-

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

a.viii) Con los consorcios

Las operaciones con el área Río Negro Norte fueron:

==> picture [453 x 65] intentionally omitted <==

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

30.04.2023 30.04.2022
Servicios dirección, operación 924.071 780.634
Gastos prorrateables 110.937 134.798
Cargos por servicios administrativos indirectos 129.002 120.948
Reintegro de gastos 52.723 58.994
Aportes realizados (3.993.584) (3.734.331)
Distribuciones a los socios 821.343 638.376
----- End of picture text -----

Las operaciones con el área Lote IV La Yesera fueron:

==> picture [453 x 65] intentionally omitted <==

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

30.04.2023 30.04.2022
Servicios dirección, operación 224.337 145.758
Gastos prorrateables 47.845 35.719
Cargos por servicios administrativos indirectos 64.296 31.346
Reintegro de gastos 406 207
Aportes realizados (2.751.173) (1.835.572)
Distribuciones a los socios 487.960 313.370
----- End of picture text -----

a.ix) Con la UT

Las operaciones con el área Puesto Zúñiga fueron:

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

30.04.2023 30.04.2022
Servicios dirección, operación 275.775 -
Gastos prorrateables - -
Cargos por servicios administrativos indirectos 97.946 -
Reintegro de gastos 2.076.729 -
Aportes realizados (2.621.186) -
Distribuciones a los socios 1.105.567 -
----- End of picture text -----

a.x) Con la UT

Las operaciones con el área Pampa del Castillo fueron:

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

30.04.2023 30.04.2022
Servicios dirección, operación 1.639.125 1.735.536
Cargos por servicios administrativos indirectos 774.333 705.765
Reintegro de gastos 15.131 350.206
Aportes realizados (32.448.864) (30.981.665)
Distribuciones a los socios 6.621.182 5.936.611
----- End of picture text -----

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

b) Saldos al cierre con partes relacionadas

==> picture [534 x 458] intentionally omitted <==

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

30.04.2023 30.04.2022
Otras Cuentas por Cuentas por Otras Otras Cuentas por Cuentas por Otras
cuentas cobrar pagar cuentas cuentas cobrar pagar cuentas
por cobrar comerciales comerciales por cobrar por cobrar comerciales comerciales por cobrar
corrientes corrientes corrientes no corrientes corrientes corrientes no
corrientes corrientes
En moneda nacional
Con la sociedad controlante:
- Compañías Asociadas 2.612 10.292 1.418 - 7.700 2.007 175 -
Petroleras S.A.
Con las sociedades
controladas:
- Hychico S.A. -- - - 6 159 -
-Servicios Buproneu S.A. 85.015 - - - - -
- E G WIND S.A. - - - - - -
Con las sociedades
controladas directa o
indirectamente por la
controlante:
- Interenergy Argentina S.A. - - - - 2.861 - 4.231 -
Consorcios / UTE:
- Área Río Negro Norte 21.716 156.747 - - 23 168.796 382 -
- Lote IV La Yesera - 85.498 - - - 26.161 - -
- Pampa del Castillo 307 318.172 - - - 12.687 29 -
Puesto Zúñiga - 1.981.435 - - - - - -
Con las sociedades
controladas por las
sociedades controlantes de la
controlante
Interflow S.A. (1.696) - - - 165 - - -
Total en moneda nacional 22.939 2.552.144 86.433 - 10.749 209.657 4.976 -
En moneda extranjera (Nota 37)
Con la sociedad controlante:
- Compañías Asociadas - - - - 65 - - -
Petroleras S.A.
Con las sociedades
controladas:
- E G WIND S.A. 411.897 - - 2.773.707 415.505 146 - 3.382.899
- Servicios Buproneu S.A. - - - - - 1.539 124.106 -
Consorcios:
- Área Río Negro Norte - 9 - - 1.316 14.209 - -
- Lote IV La Yesera - - - - - 8.959 - -
- Pampa del Castillo - 12.995 - - 52 5.294 - -
Puesto Zúñiga - - - - - - - -
Total en moneda extranjera 411.897 13.004 - 2.773.707 416.938 30.147 124.106 3.382.899
----- End of picture text -----

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

c) Contrato de mutuo oneroso con EG WIND

a) Con fecha 24 de mayo de 2018 la Sociedad firmó un contrato de mutuo oneroso con EG WIND para el desarrollo del Parque Eólico Diadema II. Las características del contrato son:

Monto: El monto máximo total del contrato es de US$ 15.000.000, los cuales fueron desembolsados en tramos y a requerimiento de E G WIND.

Interés: devenga intereses a una tasa fija nominal anual del 8,10%. Los intereses se abonan trimestralmente a partir del primer desembolso.

Amortización: 23 cuotas trimestrales y consecutivas, habiendo vencido la primera cuota el 25 de noviembre de 2019.

b) Adicionalmente, con fecha 18 de noviembre de 2020, la Sociedad acordó un nuevo contrato de mutuo oneroso con EG WIND. con las siguientes características:

Monto: US$ 10.300.000

Interés: devenga intereses a una tasa fija nominal anual del 11,00%. Los intereses se abonan trimestralmente a partir del primer desembolso.

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

Destino de los fondos: exclusivamente para el pago anticipado de la deuda de la Sociedad con Enercon GmbH.

A la fecha de los presentes estados contables la Sociedad realizó desembolsos por un total de US$ 18.650.000, correspondientes US$ 8.350.000 al contrato del punto a) y US$ 10.300.000 al contrato mencionado en el punto b), habiendo EG WIND abonado, a la fecha de los presentes estados contables, capital por un total de US$ 4.577.393, de los cuales US$ 1.447.143 corresponden al presente ejercicio.

El saldo al cierre es de $ 3.185.604(capital más intereses), de los cuales $ 411.897 son corrientes y se encuentra registrado en el rubro “Otras cuentas por cobrar”.

d) Remuneración del personal clave de la dirección

Las retribuciones devengadas a los miembros de la alta dirección en concepto de servicios laborales prestados (salarios y otras prestaciones) en los ejercicios finalizados el 30 de abril de 2023 y 2022, ascienden a $ 1.505.190 y $ 981.843, respectivamente.

Adicionalmente, al 30 de abril de 2023 y 2022 se devengaron $ 65.000 y $ 64.739 en concepto de honorarios a los directores titulares.

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 37 – ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDAS DISTINTAS DEL PESO

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

Los tipos de cambio utilizados corresponden a los vigentes al 30 de abril de 2023 según el BNA.

==> picture [444 x 293] intentionally omitted <==

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

30.04.2023 30.04.2022
Monto en Cambio
Rubros Monto en $
Clase miles de vigente Monto en $
reexpresado
US$ $
ACTIVO
ACTIVO NO CORRIENTE
Otras cuentas por cobrar
Créditos con partes relacionadas US$ 12.478 222,28 2.773.707 3.382.899
Créditos a recuperar UT US$ 3.402 222,28 756.241 943.834
Diversos US$ 111 222,28 24.710 -
Inversiones financieras a costo amortizado
Plazos fijos US$ - - - 6.157.731
Total del activo no corriente 3.554.658 10.484.464
ACTIVO CORRIENTE
Otras cuentas por cobrar
Anticipos varios US$ 39 222,28 8.562 115.009
Créditos con partes relacionadas US$ 1.853 222,28 411.897 416.938
Créditos a recuperar US$ 1.833 222,28 407.534 208.575
Diversos US$ 201 222,28 44.688 27.361
Cuentas por cobrar comerciales
Créditos con partes relacionadas US$ 59 222,28 13.004 30.147
Por venta de petróleo y otros US$ 21.257 222,28 4.724.926 2.281.665
Inversiones financieras
Plazos fijos US$ - - - 12.867.802
Efectivo y equivalentes de efectivo
Caja US$ 1 222,28 281 302
Caja € 2 244,797 631 654
Bancos US$ 277 222,28 61.467 201.775
Cuenta remunerada US$ 45 222,28 9.897 367.216
Fondos comunes de inversión US$ 7 222,28 1.466 301.433
Total del activo corriente 5.684.353 16.818.877
Total del activo 9.239.011 27.303.341
----- End of picture text -----

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 37 – ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDAS DISTINTAS DEL PESO (Cont.)

==> picture [465 x 243] intentionally omitted <==

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

30.04.2023 30.04.2022
Cambio
Rubros Monto en Monto en $
Clase vigente Monto en $
miles de US$ reexpresado
$
PASIVO
PASIVO NO CORRIENTE
Cuentas por pagar comerciales
Provisiones varias US$ 1.421 222,68 316.413 341.722
Deudas por arrendamiento US$ - - - 170.916
Deudas financieras
Obligaciones Negociables Clase 2 US$ 238.846 222,68 53.186.227 57.515.682
Obligaciones Negociables Clase 3 US$ [(1)] 22.434 222,575 4.993.149 -
Obligaciones Negociables Clase 4 US$ [(1)] 17.566 222,575 3.909.851 -
Total del pasivo no corriente 62.405.640 58.028.320
PASIVO CORRIENTE
Cuentas por pagar comerciales
Proveedores US$ 14.219 222,68 3.160.554 4.530.786
Provisiones varias US$ 826 222,68 183.701 758.247
Provisiones varias con partes relacionadas US$ - - - 124.106
Deudas por arrendamiento US$ 770 222,68 171.093 274.727
Deudas financieras
Obligaciones Negociables US$ 7.549 222,68 1.678.067 1.829.773
Total del pasivo corriente 5.193.415 7.517.639
Total del pasivo 67.599.055 65.545.959
----- End of picture text -----

(1) Si bien corresponde a obligaciones negociables a ser canceladas en pesos argentinos, considerando que la cláusula de actualización es el tipo de cambio al momento del pago, la Sociedad asimilo esta deuda a una deuda en moneda extranjera – dólar link (ver nota 30.b).

NOTA 38 - RESERVAS DE GAS Y PETRÓLEO (NO CUBIERTO POR EL INFORME DE AUDITORÍA EMITIDO POR LOS AUDITORES INDEPENDIENTES)

Provincia del Neuquén

- Agua del Cajón

DeGolyer and MacNaughton, auditores internacionales independientes, realizaron una auditoría de reservas del área Agua del Cajón al 30 de abril de 2023 teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión en enero de 2052, con los siguientes valores:

		Reservas	Reservas	Reservas
Productos		Comprobadas			Probables	Posibles	Recursos
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	2.552	855	3.407	620	718	2.695
Petróleo	Mbbl	1.591	12.404	13.995	30.581	34.298	167.755
	Mm3	253	1.972	2.225	4.862	5.453	26.671
expresado en 9.300		Kcal por m3.

La Sociedad posee el 100 % de dichas reservas.

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 38 - RESERVAS DE GAS Y PETRÓLEO (NO CUBIERTO POR EL INFORME DE AUDITORÍA EMITIDO POR LOS AUDITORES INDEPENDIENTES) (Cont.)

Provincia del Chubut

- Bella Vista Oeste

==> picture [404 x 80] intentionally omitted <==

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

Reservas
Productos Comprobadas Recursos
No Probables Posibles
Desarrolladas Total
desarrolladas
Mbbl 5.120 1.749 6.869 1.214 547 -
Petróleo
Mm [3] 814 278 1.092 193 87 -
----- End of picture text -----

La Sociedad posee el 100 % de dichas reservas.

- Pampa del Castillo

==> picture [404 x 80] intentionally omitted <==

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

Reservas
Productos Comprobadas Recursos
No Probables Posibles
Desarrolladas Total
desarrolladas
Mbbl 18.429 10.510 28.939 2.063 2.786 -
Petróleo
Mm [3] 2.930 1.671 4.601 328 443 -
----- End of picture text -----

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3

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

Provincia de Río Negro

- Loma Negra

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 38 - RESERVAS DE GAS Y PETRÓLEO (NO CUBIERTO POR EL INFORME DE AUDITORÍA EMITIDO POR LOS AUDITORES INDEPENDIENTES) (Cont.)

==> picture [404 x 93] intentionally omitted <==

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

Reservas
Productos Comprobadas Recursos
No Probables Posibles
Desarrolladas Total
desarrolladas
Gas MMm [3] [(1)] 1.136 793 1.929 10 194 -
Mbbl 1.691 1.428 3.119 560 415 -
Petróleo
Mm [3] 269 227 496 89 66 -
----- End of picture text -----

1) expresado en 9.300 Kcal por m3.

La Sociedad posee el 37,5 % de dichas reservas.

- La Yesera

==> picture [404 x 94] intentionally omitted <==

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

Reservas
Productos Comprobadas Recursos
No Probables Posibles
Desarrolladas Total
desarrolladas
Gas MMm [3] [(1)] 172 90 262 45 11 -
Mbbl 1.227 1.132 2.359 554 157 -
Petróleo
Mm [3] 195 180 375 88 25 -
----- End of picture text -----

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3.

La Sociedad posee el 37,5 % de dichas reservas y durante el ejercicio 2022/23 perforó el pozo LY-1002 del cual YPF decidió no participar, por lo tanto, Capex posee el 72,5 % de las reservas de dicho pozo. Las reservas se incrementarán al 72,5% partir de agosto de 2027 (ver Nota 1.1)

- Puesto Zúñiga

==> picture [422 x 94] intentionally omitted <==

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

Reservas
Comprobadas Recursos
Productos No Probables Posibles
Desarrolladas Total
desarrolladas
Gas MMm [3] [(1)] 533 722 1.255 766 1.344 -
Mbbl 679 616 1.295 604 1.044 -
Petróleo
Mm [3] 108 98 206 96 166 -
----- End of picture text -----

1) expresado en 9.300 Kcal por m3

La Sociedad posee el 90 % de dichas reservas.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socio)

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

Dr. Norberto Luis Feoli

108

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 38 - RESERVAS DE GAS Y PETRÓLEO (NO CUBIERTO POR EL INFORME DE AUDITORÍA EMITIDO POR LOS AUDITORES INDEPENDIENTES) (Cont.)

Las reservas comprobadas desarrolladas al 30 de abril de 2023, calculadas en función de las reservas auditadas y teniendo en cuenta la participación de la Sociedad en cada una de las áreas, ascienden a:

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

La Yesera Puesto
Agua del Bella Vista Loma Negra Pampa del
Cajón Oeste (37,5%) (37,5% o Castillo (95%) Zúñiga Total
72,5%) (90%)
Gas MMm [3] [(1)] 2.552 - 426 105 - 480 3.563
Mbbl 1.591 5.120 634 730 17.507 611 26.193
Petróleo
Mm [3] 253 814 101 116 2.783 97 4.164
----- End of picture text -----

1) expresado en 9.300 Kcal por m3

NOTA 39 – PARTICIPACIÓN EN OPERACIONES CONJUNTAS – RESUMEN DE LA SITUACIÓN FINANCIERA

Los activos y pasivos y el costo de producción, antes del porcentaje de participación, al 30 de abril de 2023 y 2022 de las operaciones conjuntas en los que participa la Sociedad se detallan a continuación:

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

Consorcios Loma Negra La Yesera Pampa del Castillo Puesto Zúñiga
Participación 37,50% 37,50% o 72,5% [(2)] 95% 90%
30.04.2023 30.04.2022 30.04.2023 30.04.2022 30.04.2023 30.04.2022 30.04.2023 30.04.2022
Activo no corriente (1) 73.562.560 57.571.425 8.192.450 4.939.899 62.483.870 40.545.982 4.938.923 -
Activo corriente 2.277.339 1.583.517 337.450 697.041 2.113.559 2.675.644 945.620 -
Total activo 75.839.899 59.154.942 8.529.900 5.636.940 64.597.429 43.221.626 5.884.543 -
Pasivo corriente 5.239.649 3.423.912 462.917 614.177 13.238.915 8.180.842 3.920.229 -
Total pasivo 5.239.649 3.423.912 462.917 614.177 13.238.915 8.180.842 3.920.229 -
30.04.2023 30.04.2022 30.04.2023 30.04.2022 30.04.2023 30.04.2022 30.04.2023 30.04.2022
Costos de producción (3.644.601) (3.977.130) (1.376.888) (765.777) (16.259.790) (13.011.151) (1.008.501) - -
(1)
----- End of picture text -----

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

(2) Ver Nota 1

NOTA 40–ADQUISICIÓN DE NEGOCIOS Y CONCESIONES

Adquisición de la participación de San Jorge Energy S.A. en la Concesión de Explotación “La Yesera”

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 la misma, se encontraba sujeta al cumplimiento de determinadas condiciones, entre ellas, que en el plazo de 90 días contados (o el mayor acordado por las partes) desde la firma del acuerdo de cesión, la provincia de Río Negro aprobara la cesión del porcentaje de participación indicado.

El plazo para el cumplimiento de la condición suspensiva fue extendido por las partes por un período 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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio)

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

Dr. Norberto Luis Feoli

109

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 40 –ADQUISICIÓN DE NEGOCIOS Y CONCESIONES (Cont.)

El monto abonado por la participación fue de US$ 1,5 millones más impuestos, el cual fue abonado con fecha 30 de junio de 2021 (equivalente a $ 144.310 expresado en moneda histórica). Con dicha adquisición Capex posee el 37,5% de participación en la Concesión de Explotación La Yesera.

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

Precio pagado a San Jorge S.A. Precio de compra total	Monto en miles de US$	Montos en $ equivalentes a la fecha de la transacción
	1.652	172.032
	1.652	172.032

El siguiente cuadro resume la contraprestación, los valores razonables de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos a la fecha de la adquisición, los cuales fueron incorporados en los estados financieros de Capex a partir de la toma del control en el ejercicio cerrado al 30 de abril de 2022:

Efectivo y equivalente de efectivo Créditos por venta Otros créditos Inventarios Repuestos y materiales Propiedad Planta y equipos Cuentas por pagar comerciales Cargas fiscales Total activos netos identificables Resultado transacción (Ganancia) Precio neto antes de impuestos Impuestos Precio de compra total	Total (expresado en moneda histórica)
	$ 2.683 62 2.161 232 22.201 486.757 (16.707) (1.125)
	496.264 (351.954)
	144.310 13.816 158.126

Los costos relativos a la transacción, que incluyeron principalmente honorarios profesionales e impuesto a los sellos, ascendieron a $ 1.299 (expresado en moneda histórica) y se expusieron en el rubro Gastos de administración. El resultado de la transacción expresado en moneda de cierre es de $ 1.057.920, la cual generó un pasivo impositivo diferido de aproximadamente $ 370.272.

Los valores razonables correspondientes a los activos del negocio adquirido surgen de evaluaciones efectuadas por la Dirección, y fueron finales en los estados financieros de la Sociedad al 30 de abril de 2022. De acuerdo con el método de adquisición, el precio de compra fue alocado a los activos adquiridos basados en los valores razonables a la fecha de adquisición. Los valores razonables fueron determinados principalmente en función de los valores de reposición y considerando la vida útil restante de los activos a la fecha de adquisición. El valor razonable se estimó considerando los valores presentes a la fecha de adquisición de los flujos de fondos esperados en función de las reservas de las áreas adquiridas.

El efecto de realizar la combinación de negocio generó una ganancia de $506.584 (reexpresado $1.057.920), registrado en el rubro "Otros ingresos operativos netos" del Estado de Resultados Integrales al 30 de abril de 2022, como consecuencia del exceso del valor razonable de los activos y pasivos adquiridos y la consideración determinada total. La Dirección de la Sociedad considera que obtuvo activos con reservas a un precio conveniente, debido a la decisión del vendedor San Jorge Energy S.A. de realizar la operación.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socio)

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

Dr. Norberto Luis Feoli

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 41 – CAPITAL DE TRABAJO NEGATIVO

Al 30 de abril de 2023, la Sociedad presenta un capital de trabajo negativo de aproximadamente $ 6.970 millones, generado principalmente por los compromisos financieros y comerciales en los próximos doce meses, que debido a las características particulares de la industria del petróleo y gas (no permite computar como activo corriente el volumen esperado de producción de reservas probadas desarrolladas), no han sido compensados por los activos corrientes.

Adicionalmente, la Sociedad basa su estrategia financiera en mantener sus pasivos financieros en estructuras con vencimientos acordes con la generación de caja de sus negocios.

La gerencia, en base a su conocimiento del negocio, las proyecciones futuras y la evolución real de los volúmenes de producción y cobros posteriores, estima que el déficit de capital de trabajo será cubierto en el transcurso de los próximos meses.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 3 de julio de 2023 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socio)

Dr. Norberto Luis Feoli

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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AI assistant

Capex S.A. — Annual Report 2023

68530_rns_2023-07-03_73ff71fc-1504-4b5f-84e1-753662b868c3.pdf

CAPEX S.A.

INDICE

NOMENCLATURA

Monedas

Glosario de términos

COMPOSICIÓN DEL DIRECTORIO Y COMISIÓN FISCALIZADORA

Presidente

Vicepresidente

Directores Titulares

Directores Suplentes

Síndicos Titulares

Síndicos Suplentes

CAPEX S.A.

ESTADOS FINANCIEROS SEPARADOS

Composición del Capital (Nota 26)

Estado de Resultados Integrales Separados

Estado de Situación Financiera Separados

Estado de Situación Financiera Separados

Estado de Cambios en el Patrimonio Separado

Estado de Flujo de Efectivo Separados

Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL

1.1 - Información general de la Sociedad

Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

Segmento de Petróleo y gas

Provincia del Neuquén

Provincia de Río Negro

Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

Provincia del Chubut

Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

Segmentos de Energía

Segmentos de Energías renovables

Segmento de Procesamiento y separación de gases líquidos derivados del gas

Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

1.2. Contexto económico en el que opera la Sociedad

Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

Medidas del BCRA

Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 2 – MARCO REGULATORIO DE LOS SECTORES PETROLERO, ELÉCTRICO, GAS Y GLP

a) Sector petrolero

Ley Nacional de Hidrocarburos N° 17.319 y 27.007

Ley Nacional N° 26.741

Declaración de interés público

Notas a los Estados Financieros Separados

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

Precios en el mercado interno

Derechos de Exportación

Transporte de petróleo

Notas a los Estados Financieros Separados

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

b) Sector eléctrico

b.1) Esquema de remuneración vigente para la Central Térmica Agua del Cajón

Resoluciones 31/2020, 440/2021, 238/2022, 826/2022 y 59/2023 de la Secretaría de Energía

Notas a los Estados Financieros Separados

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

a) Precio base de la potencia (PreBasePot)

b) Precio para la potencia garantizada ofrecida (PrePotDIGO)

c) Remuneración por disponibilidad de potencia

Notas a los Estados Financieros Separados

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

e) Remuneración por generación en horas de punta

Notas a los Estados Financieros Separados

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

f) Remuneración adicional transitoria

Resolución SE N° 59/2023 de la Secretaría de Energía

I. Precio Potencia Comprometida:

Notas a los Estados Financieros Separados

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

Capex S.A. Annual Report 2023