Capex S.A. — Annual Report 2024

Jul 10, 2024

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CAPEX S.A.

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS Al 30 de abril de 2024 presentados en forma comparativa

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INDICE

Memoria

	INDICE Memoria
	Estado de Resultados Integrales Consolidados
	Estado de Situación Financiera Consolidados
	Estado de Cambios en el Patrimonio Consolidado
	Estado de Flujo de Efectivo Consolidados
	Notas a los Estados Financieros Consolidados
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	- Activos intangibles
3.8	- Instrumentos financieros
3.9	- Repuestos y materiales e Inventarios
3.10	- Cuentas por cobrar comerciales y otras cuentas por cobrar
3.11	- Efectivo y equivalentes de efectivo
3.12	- Cuentas del patrimonio
3.13	- Cuentas por pagar comerciales, remuneraciones y cargas sociales y otras deudas
3.14	- Deudas financieras
3.15	- Impuesto a las ganancias e impuesto diferido
3.16	- Provisiones y otros cargos
3.17	- Arrendamientos
3.18	- Reconocimiento de ingresos
3.19	- Información por segmentos
3.20	- 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 (EGRESOS) / INGRESOS OPERATIVOS NETOS
12	- RESULTADOS FINANCIEROS
13	- IMPUESTO A LAS GANANCIAS- PASIVO POR IMPUESTO DIFERIDO
14	- RESULTADO POR ACCIÓN
15	- PROPIEDAD, PLANTA Y EQUIPO
16	- ACTIVOS INTANGIBLES
17	- ACTIVOS Y PASIVOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA
18	- CALIDAD CREDITICIA DE LOS ACTIVOS FINANCIEROS

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• 19 - ACTIVOS POR DERECHO DE USO Y DEUDAS POR ARRENDAMIENTO 20 - REPUESTOS Y MATERIALES 21 - INVENTARIOS 22 - OTRAS CUENTAS POR COBRAR 23 - CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES

• 24 - INVERSIONES FINANCIERAS

• 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 -NEGOCIO DE HYCHICO – FINANCIACIÓN – PRINCIPALES CONTRATOS

• 40 - PARQUE EÓLICO DIADEMA II

• 41 - ADQUISICIÓN DE NEGOCIOS 42 - PARTICIPACIÓN EN OPERACIONES CONJUNTAS – RESUMEN DE LA SITUACIÓN FINANCIERA 43 - CAPITAL DE TRABAJO NEGATIVO 44 - HECHOS POSTERIORES

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

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NOMENCLATURA

Monedas Términos $ € US$	Definición
	Peso Euro Dólar estadounidense

Glosario de términos

Términos AGOyE bbl BTU CC CNV CSJN CT ADC CVP DIGO FACPCE GLP GWh IASB km km2 KW LVFVD m3 MMBTU MEM Mm3 MMm3 MMMm3 Mtn MW NCP ARG NIC NIIF Nm3 ON OyM RECPAM tn V/N WTI

Definición

Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria Barril British thermal unit Ciclo combinado Comisión Nacional de Valores Corte Suprema de Justicia de la Nación Central térmica Agua del Cajón Costo variable de producción Disponibilidad Garantizada Ofrecida Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas Gas licuado de petróleo Gigawats por hora Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad Kilómetro Kilómetro cuadrado Kilowat Liquidación de venta con fecha de vencimiento a definir Metro cúbico Millones de british thermal unit Mercado Eléctrico Mayorista Miles de metros cúbicos Millones de metros cúbicos Miles de millones de metros cúbicos Miles de toneladas Megawat Normas Contables Profesionales vigentes antes de las NIIF Normas Internacionales de Contabilidad Normas Internacionales de Información Financiera Metro cúbico normal Obligaciones Negociables Operación y mantenimiento Resultado por exposición a cambios en el poder adquisitivo de la moneda Tonelada Valor nominal West Texas Intermediate

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COMPOSICION DEL DIRECTORIO Y COMISIÓN FISCALIZADORA

Presidente

Sr. Alejandro Götz

Vicepresidente

Sr. Pablo Alfredo Götz

Directores Titulares

Sr. Rafael Andrés Götz Sra. Verónica Segovia 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 CONSOLIDADOS

correspondientes al ejercicio finalizado el 30 de abril de 2024 presentados en forma comparativa

Ejercicio económico Nº 36 iniciado el 1º de mayo de 2023

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: 14 de octubre de 2022

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: Exploración, explotación de hidrocarburos y generación de energía eléctrica Participación de la sociedad controlante sobre el patrimonio y los votos: 74,8 %

Composición del Capital (Nota 26)

Clase de acciones	Suscripto, Integrado e Inscripto en el Registro Público de Comercio
179.802.282 acciones ordinarias clase "A" escriturales, de V/N $ 1 cada una, con derecho a1 voto poracción,las cuales estánautorizadas arealizaroferta pública	Miles de $
	179.802

Véase nuestro informe de fecha

8 de julio de 2024

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

(Socio)

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

Dr. Norberto Luis Feoli

1

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Estado de Resultados Integrales Consolidados

Correspondientes a los ejercicios iniciados el 1 de mayo de 2023 y 2022 y finalizados el 30 de abril de 2024 y 2023 Expresado en miles de pesos

Ingresos por ventas Costo de ventas Resultado bruto Gastos de exploración Gastos de comercialización Gastos de administración Otros (egresos) / ingresos operativos netos Resultado operativo Ingresos financieros Costos financieros Otros resultados financierosRECPAM Resultados financieros, neto Resultado antes del 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 del ejercicio atribuible a: Propietarios de la Sociedad Participación no controlante Resultado neto del ejercicio Resultado integral del ejercicio atribuible a: Propietarios de la Sociedad Participación no controlante Resultado integral del ejercicio Resultado neto por acción básico y diluido atribuible a: - los propietarios de la Sociedad Resultado integral por acción básico y diluido atribuible a: - los propietarios de la Sociedad	Nota	30.04.2024 30.04.2023
	7 8 1 y 15 9 10 11 12 12 13 27 14 14	331.607.973 353.693.309 (186.491.585) (182.579.063)
		145.116.388 171.114.246 (44.401.734) - (65.941.279) (59.898.048) (19.001.151) (20.041.143) (18.131.942) 67.060.921
		(2.359.718) 158.235.976
		88.707.408 44.244.463 (530.510.389) (207.437.837) 407.482.982 126.508.457
		(34.319.999) (36.684.917)
		(36.679.717) 121.551.059 791.908 (31.590.389)
		(35.887.809) 89.960.670 5.043.544 12.249.444
		(30.844.265) 102.210.114
		(35.498.771) 90.012.847 (389.038) (52.177)
		(35.887.809) 89.960.670
		(30.444.046) 102.414.228 (400.219) (204.114)
		(30.844.265) 102.210.114
		(197,4326) 500,6221 (169,3198) 569,5945

Las notas 1 a 44 que se acompañan forman parte integrante de los presentes Estados financieros consolidados.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 COMISION 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

2

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Estado de Situación Financiera Consolidados

Al 30 de abril de 2024 y 2023 Expresado en miles de pesos

ACTIVO ACTIVO NO CORRIENTE Propiedad, planta y equipo Activos intangibles Activo por impuesto diferido Activos por derechos de uso Repuestos y materiales Otras cuentas por cobrar Total del activo no corriente ACTIVO CORRIENTE Repuestos y materiales Inventarios Otras cuentas por cobrar Cuentas por cobrar comerciales Inversiones financieras Efectivo y equivalentes de efectivo Total del activo corriente Total del activo	Nota	30.04.2024 30.04.2023
	15 16 13 19 20 22 20 21 22 23 24 25	733.257.916 725.398.432 4.665.055 - 4.239.462 4.846.027 1.719.182 655.836 32.937.854 30.439.947 5.944.867 3.269.715
		782.764.336 764.609.957
		9.169.430 8.678.168 3.947.753 6.128.411 25.844.986 17.465.748 63.855.556 48.066.842 1.351.908 2.169.593 14.949.282 8.768.837
		119.118.915 91.277.599
		901.883.251 855.887.556

Las notas 1 a 44 que se acompañan forman parte integrante de los presentes Estados financieros consolidados.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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

Dr. Alejandro Götz Presidente

3

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Estado de Situación Financiera Consolidados

Al 30 de abril de 2024 y 2023 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 atribuible a los propietarios Participación no controlada 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	30.04.2024 30.04.2023
	26 26 26 26 27 27 27 28 29 30 13 34 29 30 31 32 33	179.802 179.802 78.582.087 78.582.087 79.686 79.686 34.826.627 34.826.627 14.341.699 9.773.093 220.935.350 134.131.855 31.464.838 28.091.528 (33.817.356) 91.372.101
		346.592.733 377.036.779
		1.879.939 2.280.158
		348.472.672 379.316.937
		2.568.177 1.251.567 277.451.643 241.345.352 92.919.630 91.577.779 27.158.969 32.354.991
		400.098.419 366.529.689
		61.422.267 83.429.030 76.789.643 13.059.113 7.997.669 7.619.563 3.493.267 3.131.528 3.609.314 2.801.696
		153.312.160 110.040.930
		553.410.579 476.570.619
		901.883.251 855.887.556

Las notas 1 a 44 que se acompañan forman parte integrante de los presentes Estados financieros consolidados.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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

4

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Estado de Cambios en el Patrimonio Consolidado

Correspondiente a los ejercicios iniciados el 1 de mayo de 2023 y 2022 y finalizados el 30 de abril de 2024 y 2023 Expresado en miles de pesos

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 Constitución de reserva dispuesta por AGOyE del 24 de agosto de 2022 Dividendos de fecha 27 de septiembre de 2022 aprobados por Directorio(4) Resultado integral del ejercicio Desafectación de Reserva por revaluación de activos Saldos al 30 de abril de 2023 Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria del 23 de agosto de 2023 Resultado integral del ejercicio Desafectación de Reserva por revaluación de activos Saldos al 30 de abril de 2024	Atribuible a lospropietarios de la Sociedad Participa- ción no controlada Total del patrimonio Aporte de los propietarios Ganancias reservadas Resultados acumulados Otros resultados integrales acumulados Resultados no asignados (3) Subtotal Capital social Ajuste de capital Prima de emisión Ajuste prima de emisión(3) Reserva legal Reserva facultativa(1) Reserva por revaluación de activos(2)	Atribuible a lospropietarios de la Sociedad Participa- ción no controlada Total del patrimonio Aporte de los propietarios Ganancias reservadas Resultados acumulados Otros resultados integrales acumulados Resultados no asignados (3) Subtotal Capital social Ajuste de capital Prima de emisión Ajuste prima de emisión(3) Reserva legal Reserva facultativa(1) Reserva por revaluación de activos(2)
	Aporte de los propietarios Ganancias reservadas
	Capital social Ajuste de capital Prima de emisión Ajuste prima de emisión(3) Reserva legal Reserva facultativa(1)
	179.802 78.582.087 79.686 34.826.627 7.729.429 162.870.908 - - - - - - - - - - 2.043.664 13.009.698 - - - - - (41.748.751) - - - - - - - - - - - -	17.049.401 40.873.288 342.191.228 2.484.272 344.675.500 - (25.819.926) (25.819.926) - (25.819.926) - (15.053.362) - - - - - (41.748.751) - (41.748.751) 12.401.381 90.012.847 102.414.228 (204.114) 102.210.114 (1.359.254) 1.359.254 - - -
	179.802 78.582.087 79.686 34.826.627 9.773.093 134.131.855 - - - - 4.568.606 86.803.495 - - - - - - - - - - - -	28.091.528 91.372.101 377.036.779 2.280.158 379.316.937 - (91.372.101) - - - 5.054.725 (35.498.771) (30.444.046) (400.219) (30.844.265) (1.681.415) 1.681.415 - - -
	179.802 78.582.087 79.686 34.826.627 14.341.699 220.935.350	31.464.838 (33.817.356) 346.592.733 1.879.939 348.472.672

(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 44 que se acompañan forman parte integrante de los presentes Estados financieros consolidados.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA (Socio)io)o) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Dr. Norberto Luis Feoli Carlos Brondo Síndico Titular Dr. Alejandro Götz Contador Público (UNCUYO) Contador Público (UBA) Presidente C.P.C.E.C.A.B.A. T° 391 F° 078 C.P.C.E.C.A.B.A. T° 50 F° 212

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio)io)o) 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

5

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Estados de Flujo de Efectivo Consolidados

Correspondiente a los ejercicios iniciados el 1 de mayo de 2023 y 2022 y finalizados el 30 de abril de 2024 y 2023 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 13 Intereses sobre deudas financieras devengados y otros 30 Descuento Activo Financiero Cammesa 11 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 Diferencia de cambio por cesión de derechos RECPAM Descuento de créditos y deudas 12 Depreciación de propiedad, planta y equipo 15 Depreciación derechos de uso 19 Desvalorización de propiedad, planta y equipo 15 Costo por baja de Propiedad, planta y equipo 15 Provisiones desvalorización de créditos impositivo 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 / (Aumento) 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 Constitución/compra neta de inversiones a costo amortizado no consideradas efectivo o equivalentes de efectivo Altas de activos intangibles Cancelación de inversiones no consideradas efectivo Flujo neto de efectivo utilizado por las actividades de inversión Flujo de efectivo de las actividades de financiación Intereses pagados 30 Prestamos obtenidos 30 Dividendos pagados Pago de alquiler NIIF 16 Deudas financieras canceladas 30 Flujo neto de efectivo generado por / (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 bancarios al cierre del ejercicio 25	30.04.2024 30.04.2023
	(35.887.809) 89.960.670 (7.604.374) (11.906.039) (791.908) 31.590.389 35.309.224 18.802.149 6.425.544 - 427.186.682 150.580.398 920.725 (15.416.777) - (174.994) (429.294.512) (139.015.147) 6.933.218 3.328.889 76.735.471 68.115.453 999.672 1.157.358 15.538.767 (65.982.309) 44.500.533 - 22.727 - (22.214.259) (22.048.731) (15.014.394) (3.200.569) 2.180.658 20.631.005 (2.989.174) (5.834.601) (51.174.753) 12.429.208 378.106 605.159 341.001 (15.954.833) 807.618 (391.737) - (3.079.943)
	53.308.763 114.194.998
	(116.698.607) (141.332.067) (2.485.423) (12.833.473) (2.578.158) - - 81.088.142
	(121.762.188) (73.077.398)
	(20.979.290) (17.863.419) 105.716.181 35.207.867 - (67.568.546) (989.757) (1.078.044) (3.897.000) (3.448.013)
	79.850.134 (54.750.155)
	11.396.709 (13.632.555) 7.604.374 11.906.039 (6.516.984) (7.836.516) 1.954.081 11.517.113
	14.438.180 1.954.081

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 COMISION 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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Operaciones que no generan movimientos de efectivo

Información complementaria Provisión por taponamiento de pozos Adquisiciones en Propiedad, planta y equipo no abonadas Adquisiciones en intangibles no abonadas Canje de Obligaciones Negociables	30.04.2024 30.04.2023
	4.197.610 (20.856.911) (24.328.518) (1.142.479) 2.086.896 - 7.485.992 -

Las notas 1 a 44 que se acompañan forman parte integrante de los presentes Estados financieros consolidados.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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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Notas a los Estados Financieros Consolidados

Correspondientes al ejercicio finalizado el 30 de abril de 2024 y 2023 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), EG WIND S.A. (E G WIND) y 4SOLAR S.A. (4SOLAR) (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 petróleo y gas 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, producción de hidrógeno y oxígeno y recientemente a través de 4SOLAR generación solar. 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 dada de baja) ubicada en la Provincia del Neuquén; y Pampa del Castillo y Bella Vista Oeste, ambas ubicadas en la Provincia del Chubut.

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

Área / Negocio	Provincia	% Participación directa e indirecta	Operador	Año de vencimiento de concesión	Tipo de concesión / actividad	Marco Normativo
Agua del Cajón	Neuquén	100%(3)	Capex	2052	Exploración y explotación O&G	Decreto 556/17 (última extensión del área)
Pampa del Castillo(2)	Chubut	95%	Capex	2046	Explotación O&G	Decreto 318/18 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
Puesto Zúñiga(2)	Río Negro	90%	Capex	2047	Explotación O&G	Decreto Provincial N°71/22
CT ADC	Neuquén	100%	Capex	-	Generación Energía	-
GLP	Neuquén	95%	SEB	-	Procesamiento y Separación de gases líquidos derivados del gas	-

(1) Capex posee el 37,5 % de participación y durante los ejercicios 2022/23 y 2023/24 perforó los pozos LY-1002 y 1003 de los cuales YPF decidió no participar, por lo tanto, Capex posee el 72,5 % de participación en las reservas de dichos pozos.

(2) Ver Nota 3.4.3

(3) con excepción por las correspondientes al PAD ADC-1050 donde Trafigura posee el 30% de las reservas de gas y petróleo por el plazo de 12 años hasta el año 2036 inclusive (ver Nota 42)

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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(Socio)

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Dr. Norberto Luis Feoli

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

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	-
PARQUE SOLAR “La Salvación”	San Luis	99,26%	4SOLAR	-	Energía Solar	-

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. Con fecha 4 de julio de 2023 se celebró un acuerdo de Farm Out con Trafigura Argentina S.A. (“Trafigura”) para la explotación de pozos no convencionales (ver Nota 42).

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. 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).

Con fecha 22 de noviembre de 2023, con relación al Contrato de exploración, y eventual desarrollo y producción sobre el Área Parva Negra Oeste, suscripto oportunamente entre Capex y Gas y Petróleo del Neuquén S.A., Capex decidió no continuar con el Segundo Período Exploratorio dando por terminado el Contrato conforme los términos y condiciones del mismo.

Dicha decisión se toma luego de haber cumplido con las inversiones comprometidas y transcurrido el Primer Período Exploratorio sin el hallazgo de hidrocarburos comercialmente explotables.

Por tal motivo, al 30 de abril de 2024 se procedió a registrar la baja del activo con contrapartida en Resultados, en el rubro “Gastos de Exploración” por un total de $ 44.402 millones.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

(Socio)

Dr. Norberto Luis Feoli

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

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”, 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.

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 Capex, 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 Capex 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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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(Socio)

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

Dr. Norberto Luis Feoli

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

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, Capex adquirió de Enap Sipetrol y Petrominera del Chubut S.E. (“Petrominera”) 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 2046. Las operaciones se llevan a cabo mediante una unión transitoria entre la Sociedad y Petrominera, en la cual la Sociedad es el operador.

Capex y Petrominera se comprometieron a invertir en el área hasta el año 2021 la suma de US$ 108,4 millones, en proporción a sus participaciones y Capex, a su sola cuenta y riesgo, debió realizar inversiones en exploración por la suma de US$ 10,6 millones en el mismo período. Adicionalmente, Capex y Petrominera 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. Las tres condiciones mencionadas se encuentran cumplidas. por lo que Capex solicitó a la Autoridad de Aplicación que registre el nuevo vencimiento de la Concesión al 1 de noviembre de 2046. Con fecha 6 de noviembre 2023, la Autoridad de Aplicación emitió la Resolución Nro. 46/23-MHC por la que da por cumplidas las inversiones en el Plan de Exploración y el Plan Trienal como así también las Inversiones adicionales y con fecha 8 de mayo 2024 la provincia dictó el Decreto N° 556/24 publicando el nuevo vencimiento de la Concesión.

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.

Segmento de Energía

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

Generación de Energías renovables

Generación de energía eólica: La Sociedad, a través de sus subsidiarias Hychico y E G 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 E G 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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

Dr. Norberto Luis Feoli

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

Generación de energía a partir de hidrógeno/oxígeno: Capex, 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.

Generación de energía solar: La Sociedad, a través de su subsidiaria 4SOLAR, comenzó a desarrollar su primer Parque Solar, llamado “La Salvación”, en la zona de Quines, San Luis. El parque tendrá una potencia inicial de 20 MW y estará compuesto por 40.338 paneles solares de 600W de potencia, 76 Inversores, 4 centros de transformación y 2 centros de maniobra; la planta ocupará una superficie aproximada de 49 hectáreas. El parque se encuentra en construcción y se estima que comenzará a operar a principios del año 2025 (ver Nota 41).

Segmento de Procesamiento y separación de gases líquidos derivados del gas (GLP)

Capex 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 Capex 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.

El Grupo 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 operó en un contexto económico complejo, cuyas principales variables han tenido una fuerte volatilidad, tanto en el ámbito nacional como internacional.

La economía argentina verificó una inflación acumulada del 289,4% y 108,8% (IPC) para los ejercicios finalizados el 30 de abril de 2024 y 2023, respectivamente, y una depreciación del 293,6% y 93,1% del peso frente al dólar estadounidense para los ejercicios finalizados el 30 de abril de 2024 y 2023, respectivamente, de acuerdo con el tipo de cambio del BNA.

Los principales indicadores del año 2023 fueron:

• El país finalizó el año 2023 con una caída de su actividad del 1,4%, según datos preliminares del PBI.

• La inflación acumulada entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2023 alcanzó el 211% (IPC).

• Entre el 1° de enero y el 31 de diciembre de 2023, el peso se depreció frente al dólar estadounidense, pasando de 180$/US$ a 805 $/US$.

En cuanto al esquema cambiario y monetario, siguen vigentes las restricciones impuestas por el BCRA en el año 2019 para el acceso al mercado de cambios, incluyendo, entre otras, plazos máximos para ingresar y liquidar operaciones de exportación y limitaciones sobre la adquisición de moneda extranjera.

Véase nuestro informe de fecha

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

El 10 de diciembre de 2023 asumió un nuevo gobierno en Argentina, que ha planteado entre sus objetivos instaurar un nuevo régimen económico en el país, para lo cual se propone llevar adelante una desregulación de la economía vía reformas estructurales y eliminación de regulaciones. Como parte de esta desregulación, es intención de la nueva administración normalizar las variables macroeconómicas y eliminar los controles de capitales existentes.

Como parte de sus primeras medidas, la nueva administración devaluó el tipo de cambio oficial y planteó como objetivo de su programa económico, el ordenamiento de las cuentas fiscales a fin de reducir significativamente el déficit del sector público. Adicionalmente, envió una propuesta de ley al Congreso de la Nación que incluyó, entre otros, un paquete fiscal, un blanqueo de capitales, la privatización de ciertas empresas estatales y un nuevo régimen de incentivos para grandes inversiones. Luego de un amplio debate parlamentario en ambas cámaras que incluyó modificaciones a la propuesta original enviada por el Poder Ejecutivo, la propuesta se convirtió en ley durante el mes de junio del corriente año.

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

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 consolidados del Grupo deben ser leídos a la luz de estas circunstancias.

Medidas del BCRA

Durante los últimos años, el BCRA emitió una serie de medidas cambiarias, con el objetivo de regular el Mercado único y libre de cambios (MULC) y de esta manera 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 caso de que dichos activos externos líquidos superen los US$100.000, podrá presentarse una declaración jurada adicional en la que conste que no existe tal exceso porque se realizaron pagos por el MULC a través de operaciones de canje y/o arbitraje con fondos depositados

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, 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.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

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.

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.

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NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

Adicionalmente, con fecha 2 de octubre de 2023 el BCRA publicó la Com. ¨A¨ 7853 para las exportaciones de bienes que queden encuadradas en el Decreto N° 443/23 y su complemento N° 492/23, las cuales disponen que se podrá considerar totalmente cumplida la obligación de ingresar y liquidar las divisas en la medida que se haya liquidado en el mercado de cambios al menos el 75% del valor facturado y por el monto restante el exportador haya concretado operaciones de compraventa con títulos valores adquiridos con liquidación en moneda extranjera y vendidos con liquidación en moneda local, según fecha de condición de venta pactada hasta el 30 de septiembre de 2023. Asimismo, el día 24 de octubre de 2023, el BCRA emitió la Com ¨A¨ 7868 a los efectos de señalar que los fondos obtenidos de la liquidación de exportaciones que hayan sido liquidados bajo el Mercado de Cambios se podrán depositar en cuentas corrientes especiales para exportaciones, con la particularidad de que éstas cuentas se ajustan por el diferencial del tipo de cambio BCRA ¨A¨ 3500, o bien, suscribir con dichos pesos ¨Letras Internas del BCRA en dólares y liquidables en pesos al tipo de cambio de referencia (LEDIV) a tasa cero”.

Posteriormente, el día 26 de octubre de 2023, el BCRA emitió la Com ¨A ¨ 7873, resolviendo que para las exportaciones o prefinanciaciones de exportaciones ingresadas entre el 27 de octubre y el 17 de noviembre de 2023, se podrá considerar cumplida la obligación de ingresar y liquidar las divisas en la medida de haber liquidado el 70% del valor facturado y el monto restante a través de operaciones de títulos en el mercado de capitales. El día 23 de noviembre de 2023, el BCRA emitió la Com. ¨A´ 7894, modificando nuevamente el porcentaje de cumplimiento de la obligación de ingreso de divisas por el Mercado de cambios al 50%, pudiendo el restante 50% liquidarlo en el mercado de capitales.

A partir del 10 de diciembre de 2023, con la asunción del nuevo gobierno se comenzó con un reacomodamiento de las normas cambiarias vigentes. Para ello, se publicó el día 13 de diciembre de 2023, el Decreto N° 28/2023 el cual establece la obligatoriedad de ingreso de divisas en un 80% a través del Mercado Libre de Cambios y el 20% restante concretar operaciones de compraventa con valores negociables adquiridos con liquidación en moneda extranjera y vendidos con liquidación en moneda local.

Asimismo, en la misma fecha, el BCRA emitió la Com ¨A¨ 7917 la cual eliminó la necesidad de contar con una declaración efectuada a través del Sistema de importaciones de la República Argentina (SIRA) en estado de ¨SALIDA¨ como requisito para el acceso al Mercado Libre de Cambios y con la convalidación de la operación en el sistema informático ¨Cuenta Corriente Única de Comercio Exterior (CUCE).

En la misma comunicación, implementó un esquema de 4 cuotas de 25% cada una, pagaderas a los 30 / 60 / 90 y 120 días respectivamente. Dicha reglamentación aplica para los pagos diferidos de importación de bienes que cuenten con ingreso aduanero a partir del 13 de diciembre de 2023, salvo para los casos de importación de aceites de petróleo o mineral bituminoso, gases de petróleo y energía eléctrica en los cuales el plazo de pago será al contado y de 30 días de fecha de ingreso para productos farmacéuticos y fertilizantes. Para el caso de importación de servicios, los mismos podrán ser pagados a los 30 días corridos desde la fecha prestación o devengamiento del servicio.

Con fecha 22 de diciembre de 2023, el BCRA emitió la Com. ¨A¨ 7925 la cual establece que los importadores podrán suscribir Bonos para la Reconstrucción de una Argentina Libre (BOPREAL) por hasta el monto de la deuda pendiente de pago para cancelar las deudas de importación de bienes y servicios con registro de ingreso aduanero hasta el 12 de diciembre de 2023 y podrán acceder al Mercado Libre de Cambios mediante la realización de un canje y/o arbitraje con los fondos depositados en una cuenta local y originados en cobros de capital e intereses en moneda extranjera de los BOPREAL. La Sociedad suscribió un valor nominal de US$ 3.878.480 de este bono al 31 de enero de 2024, con vencimiento 2027.

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

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NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

Impuesto PAIS

El 24 de julio de 2023 se publicó en el boletín oficial el Decreto N° 377/2023 mediante el cual el Poder Ejecutivo amplió la aplicación del “Impuesto para una Argentina Inclusiva y Solidaria” (conocido como “Impuesto PAIS”), a la compra de moneda extranjera para el pago de obligaciones por importaciones de ciertos bienes, con una alícuota del 7,5%, y ciertos servicios con una alícuota del 25%. Asimismo, la AFIP a través de la RG 5393/2003 estableció un pago a cuenta del 95% del monto total del Impuesto PAIS aplicable, pagadero al momento de realizar la importación de bienes.

Adicionalmente, con fechas 30 de agosto y 22 de noviembre de 2023 se publicaron en el boletín oficial las Resoluciones N° 714/2023 y N° 955/2023 de la SE, las cuales disponen exceptuar del tributo la compra de billetes y divisas en moneda extranjera para el pago de las obligaciones por las importaciones de bienes que tengan como destino obras vinculadas a la generación de energía eléctrica en general (Centrales Termoeléctricas e Hidroeléctricas) como a los de generación de energía eléctrica a partir del uso de fuentes de energía renovables, tanto en el caso de que sus interesados cuenten o no con financiación del exterior para efectuar el pago de sus importaciones. En este último caso, los importadores deberán presentar una declaración jurada en Aduana sobre el destino de esos bienes. 4SOLAR se encuentra alcanzada por la Res N° 714/2023 de la SE (ratificado por la Res 824/2023 de la SE) mientras que Hychico y E G WIND se encuentran alcanzadas por la Res N° 955/2023 de la SE. Con fecha 6 de octubre de 2023, se emitió la Resolución N° 824/2023 de la SE ampliando la nómina de los beneficiarios de la Resolución N 714/2023 y de esta forma exceptuando a Capex por la compra de bienes asociados a la generación de energía a través de la CT ADC.

El día 13 de diciembre de 2023, se publicó en el boletín oficial, el Decreto N°29/2023 el cual modificó la alícuota del Impuesto PAIS a 17,5% tanto para importación de ciertos bienes como para la contratación de ciertos servicios en el exterior, manteniendo la alícuota del 25% para ciertos servicios y las exenciones mencionadas anteriormente.

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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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

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

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

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

Ley Nacional N° 26.741

Declaración de interés público

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

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

Precios en el mercado interno

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

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”.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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

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

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

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

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

PI – VB Alícuota = x 8% VR – VB

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.

En virtud del concurso realizado por Oldelval, la empresa Oiltanking Ebytem realizó un concurso a fin de incrementar la capacidad de despacho de petróleo por hasta 50.000 m[3] /día y la capacidad de almacenaje hasta 300.000 m[3] . Dichas ampliaciones serán destinadas exclusivamente a la exportación de petróleo. Capex fue adjundicada con una capacidad de despacho de 660 m[3] /día y una capacidad de almacenaje por 3.906 m[3] de petróleo.

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, 59/2023, 750/2023, 869/2023 y 9/2024 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 al desistimiento.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

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

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.

Con fecha 6 de septiembre de 2023 la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía publicó la Res 750/2023, la cual actualiza en un 23% aproximadamente los valores remunerados por la potencia y energía a partir de la transacción de septiembre de 2023. Luego, con fecha 27 de octubre de 2023 la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía publicó la Res 869/2023, la cual actualiza en un 28% aproximadamente estos valores a partir de la transacción de noviembre de 2023. Posteriormente el 7 de febrero de 2024 se publicó la Resolución SE N° 9/2024 que aumentó aproximadamente un 73,9% los valores, y finalmente en junio de 2024, se publicó la Resolución SE N° 99/2024, la cual aumentó en un 25% los valores remunerados por la potencia y energía a partir de las transacciones de junio de 2024 (ver Nota 43).

Los valores fijados para las remuneraciones establecidas para tecnologías de características similares a la CT ADC (>150MW) aplicables a partir de febrero 2022 al 30 de abril de 2024, son los siguientes:

a) Precio base de la potencia (PreBasePot)

Tecnología / Escala	Res 238/2022 (1)	Res 826/2022 (2)	Res 826/2022 (2)	Res 750/2023	Res 869/2023	Res 9/2024
	De febrero a mayo 2022	De febrero a julio de 2023	A partir de agosto de 2023	A partir de septiembre de 2023	A partir de noviembre de 2023	A partir de febrero de 2024
	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]
CC grande P > 150 MW	168.791	306.355	392.135	482.326	617.377	1.073.619

(1) Res 238/2022 preveía incremento adicional del 10% a partir de junio 2022.

(2) Res 826/2022 preveía incrementos sobre la Res 238/2022 del 20% y del 10%, a partir de septiembre y diciembre 2022, respectivamente.

b) Precio para la potencia garantizada ofrecida (PrePotDIGO)

Tecnología / Escala	Res 238/2022	Res 826/2022	Res 826/2022	Res 750/2023	Res 869/2023	Res 9/2024
	De febrero a mayo 2022	De febrero a julio de 2023	A partir de agosto de 2023	A partir de septiembre de 2023	A partir de noviembre de 2023	A partir de febrero de 2024
	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]
Dic – Ene – Feb – Jun – Jul - Ago	603.720	1.095.752	1.402.562	1.725.152	2.208.195	3.840.051
Mar – Abr – May – Sep– Oct - Nov	452.790	821.814	1.051.922	1.293.864	1.656.146	2.880.038

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

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.

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:

Tecnología / Escala	Res 238/2022	Res 826/2022	Res 826/2022	Res 750/2023	Res 869/2023	Res 9/2024
	De febrero a mayo 2022	De febrero a julio de 2023	A partir de agosto de 2023	A partir de septiembre de 2023	A partir de noviembre de 2023	A partir de febrero de 2024
	[$/MWh]	[$/MWh]	[$/MWh]	[$/MWh]	[$/MWh]	[$/MWh]
CC grande P > 150 MW	403	731	936	1.151	1.473	2.562

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:

Tecnología / Escala	Res 238/2022	Res 826/2022	Res 826/2022	Res 750/2023	Res 869/2023	Res 9/2024
	De febrero a mayo 2022	De febrero a julio de 2023	A partir de agosto de 2023	A partir de septiembre de 2023	A partir de noviembre de 2023	A partir de febrero de 2024
	[$/MWh]	[$/MWh]	[$/MWh]	[$/MWh]	[$/MWh]	[$/MWh]
CC grande P > 150 MW	140	255	326	401	513	892

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.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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

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.

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.

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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.

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.

Resolución Secretaría de Energía N° 58/2024 y N° 66/2024

Las Resoluciones SE N° 58/2024 y N° 66/2024 establecen un régimen de pago excepcional, transitorio y único para el saldo de las transacciones económicas del MEM de diciembre de 2023, enero de 2024 y febrero de 2024, con vencimiento en los meses de febrero, marzo y abril de 2024, respectivamente:

• a) Las liquidaciones por las transacciones económicas de los meses de diciembre de 2023 y enero de 2024 serán canceladas mediante la entrega de títulos públicos “Bonos de la República Argentina en dólares estadounidenses step up 2038” (BONO USD 2038 L.A.). El cálculo de los montos nominales a entregar se realizará al tipo de cambio de referencia (Com.A3500) a la cotización vigente al cierre del día de la fecha de aceptación formal por parte de los agentes acreedores del MEM.

• b) Las liquidaciones por la transacción económica del mes de febrero de 2024 serán canceladas en su totalidad en un plazo de 30 días corridos de la entrada en vigencia de la resolución.

La Sociedad aceptó el cobro en bonos por las liquidaciones de diciembre de 2023 y enero de 2024 (ver Nota 23).

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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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.

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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

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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.

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.

• Resolución SE N° 612/2023 emitida el 26 julio de 2023, estableció la Reprogramación trimestral de Invierno para el período agosto –octubre de 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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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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.

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.

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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.

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.

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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).

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.

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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).

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).

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

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

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.

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 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.

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:

Véase nuestro informe de fecha

8 de julio de 2024

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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

• 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.

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.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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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 2023. El tramo Tratayén – Salliqueló del gasoducto presidente Néstor Kirchner atraviesa las provincias de Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, con una extensión de 573 km y una capacidad inicial para transportar 11 millones de m3/día de gas producido en el yacimiento Vaca Muerta.

Por otro lado, el 25 de agosto de 2023, fue lanzada la licitación para el proyecto reversión del gasoducto Norte – obras complementarias al gasoducto presidente Néstor Kirchner, que permitirá transportar gas de Vaca Muerta al norte del país y que consiste en la contratación de la ingeniería y construcción del gasoducto Tio Pujio – La Carlota de 122 km de extensión, la ampliación de 62 km sobre la traza del gasoducto Norte y la reversión de cuatro plantas compresoras en las provincias de Córdoba, Santiago del Estero y Salta. ENARSA, luego de declarar desierto el proceso de licitación del renglón 1, adjudicó a la UT Techint-SACDE la construcción de los renglones 2 y 3 de la reversión del gasoducto Norte y convocó a una nueva licitación abreviada para el renglón 1 del gasoducto, resultando adjudicado a la empresa BTU.

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

8 de julio de 2024

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DNU 277/2022. 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.

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:

Véase nuestro informe de fecha

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

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°277/2022 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.

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:

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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

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.

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 decidió no extender su participación en la segunda etapa del Plan Gas 2023-2028.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

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

Resolución N° 41/2024

Mediante la Resolución SE N° 41/2024 publicada en el Boletín Oficial el 27 de marzo de 2024 se estableció el precio de gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) a ser trasladados a los usuarios finales en relación con 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) aprobado por el Decreto N° 892/20 y sus modificatorias, que resultó de aplicación a los consumos de gas realizados a partir de la publicación de la presente Resolución en el Boletín Oficial.

Resolución N° 93/2024

A través de la Resolución SE N° 93/2024 publicada en el Boletín Oficial el 5 de junio de 2024 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, y sus modificatorias, que será de aplicación para los consumos de gas realizados a partir de la publicación de la presente Resolución en el Boletín Oficial.

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.

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

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.

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.

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

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:

A partir de la fecha
8 demayo de2023	$40.252
1 de junio de 2023	$41.862
1 de julio de 2023	$43.537
1 de agosto de 2023	$45.278

El 15 de febrero de 2024 se publicó la Resolución SE N° 11/2024 donde se estableció que a partir de dicha fecha el nuevo precio máximo de referencia vigente es de $137.838.

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.

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

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 comprometieron 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 resultaran 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 recibieron una compensación económica por los menores ingresos derivados del cumplimiento de las condiciones de abastecimiento. Para el cálculo de dichos menores ingresos se consideró 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 de referencia” publicado por la Secretaría de Energía.

En agosto del 2023 se firmó el vigésimo acuerdo de prórroga, el cual si bien mantiene las principales condiciones de la Décimo Séptima Prorroga, implementó algunas modificaciones: i) el monto resultante de la compensación por la diferencia entre el precio percibido bajo el acuerdo y el precio “GLP-Paridad de exportación de referencia”, la Secretaría de Energía lo va a devolver mediante la emisión de un certificados de crédito fiscal para la cancelación de derechos de exportación de las mercaderías comprendidas en el Artículo 7° del Decreto N° 488/2020 y sus modificatorias; y ii) se establece una condición de pago para las empresas distribuidoras, la cual no puede ser menor a 30 días desde la fecha de facturación.

A la fecha de presentación de los presentes Estados financieros consolidados se está aplicando aún la vigésima prórroga al Acuerdo de abastecimiento de Gas Propano por redes de distribución de Gas Propano indiluido, mientras se trabaja en la extensión del Acuerdo a ser aplicado entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2024.

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.

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NOTA–3 - BASES DE PRESENTACIÓN Y POLÍTICAS CONTABLES

3.1 – Bases de presentación

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

En la presentación del Estado de situación financiera consolidado se 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 consolidados 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 consolidados 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 consolidados.

La preparación de estos Estados financieros consolidados 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 consolidados se describen en la Nota 5.

Los presentes Estados financieros consolidados han sido aprobados para su emisión por el Directorio de la Sociedad con fecha 8 de julio de 2024.

Reexpresión de Estados financieros

Los Estados financieros consolidados han sido expresados en términos de la unidad de medida corriente al 30 de abril de 2024 de acuerdo con NIC 29 “Información financiera en economías hiperinflacionarias” aplicando la metodología definida en Nota 3.3.

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

Información comparativa

Los saldos al 30 de abril de 2023 que se exponen en los presentes Estados financieros consolidados 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 2024 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 consolidados 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

El Grupo ha aplicado las siguientes modificaciones a las normas por primera vez a partir del 1 de mayo de 2023.

- 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 iniciados a partir del 1 de enero de 2023.

- 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 iniciados a partir del 1 de enero de 2023.

- 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 iniciados a partir del 1 de enero de 2023, permitiendo la adopción anticipada.

- 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 iniciados a partir del 1 de enero de 2023, permitiendo la adopción anticipada.

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

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 2023:

- 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.

- NIC 1 - Presentación de Estados financieros

Modificada en enero y julio de 2020 y octubre de 2022. Incorpora modificaciones relativas a la clasificación de pasivos como corrientes o no corrientes y clarifica el tratamiento en caso de pasivos sujetos al cumplimiento de convenants. 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.

- NIC 7 – Estado de flujos de efectivo y NIIF 7 – Instrumentos financieros – información a revelar

Modificada en mayo de 2023. Incorpora requerimientos de revelación de información sobre acuerdos de financiación con proveedores que permita evaluar los efectos de tales acuerdos en el pasivo, flujos de efectivo y exposición al riesgo de liquidez. 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.

- NIC 21 – Efectos de las variaciones en las tasas de cambio de la moneda extranjera

Modificada en agosto de 2023. Incorpora el tratamiento contable en caso de falta de convertibilidad de moneda, estableciendo los lineamientos para la estimación del tipo de cambio para reflejar la tasa a la cual tendría lugar cada transacción en la fecha de medición, con las condiciones económicas prevalecientes. Las modificaciones son aplicables a los ejercicios anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2025, permitiendo la adopción anticipada. La Sociedad se encuentra analizando el contexto cambiario a efectos de evaluar la falta de convertibilidad de la moneda y, en caso de corresponder, el impacto de su aplicación en los resultados de las operaciones y la situación financiera de la Sociedad.

Venta o aportación de activos entre un inversor y su asociada o negocio conjunto (modificaciones a la NIIF 10 y NIC 28).

Las modificaciones aclaran el tra tratamiento contable de las ventas o aportaciones de activos entre un inversor y sus asociadas o negocios conjuntos. El tratamiento contable depende si los activos no monetarios que se vendieron o contribuyeron a una asociada o negocio conjunto constituyen un “negocio” (como se define en la NIIF 3 – Combinaciones de Negocios)

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

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.

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 2024 y 2023, el índice de precios ascendió a 5.830,2271 y 1.497,2147, respectivamente, con una inflación interanual del 289,4% y 108,8%, respectivamente.

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

3.4.1 - Consolidación

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

Los principales ajustes de consolidación son los siguientes:

1. Eliminación de saldos de cuentas de activos y pasivos recíprocos entre la sociedad controlante y las controladas, de manera tal que los Estados financieros consolidados expongan únicamente los saldos que se mantienen con terceros;

2. Eliminación de operaciones entre la sociedad controlante y las controladas, de manera tal que los Estados financieros consolidados expongan únicamente aquellas operaciones concertadas con terceros;

3. Eliminación de las participaciones en el patrimonio y en los resultados integrales de cada ejercicio de las sociedades controladas en su conjunto.

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

Las subsidiarias de la Sociedad al 30 de abril de 2024 son las que se detallan a continuación. El Capital Social de las mismas está conformado por acciones ordinarias. Todas las subsidiarias poseen ejercicio anual al 30 de abril de cada año.

Véase nuestro informe de fecha

8 de julio de 2024

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

Nombre de la entidad	País	% de tenencia directa e indirecta de acciones y votos	% de tenencia del interés no controlante	Actividad principal
Servicios Buproneu S.A. (SEB)	Argentina	95%	5%	Prestación de servicios relacionados con el procesamiento y la separación de gases
Hychico S.A. (Hychico)	Argentina	85,2046%	14,7954%	Generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables
E G WIND S.A. (E G WIND)	Argentina	99,26%	0,74%	Generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables
4SOLAR S.A. (4SOLAR)	Argentina	99,26%	0,74%	Generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables

a) SEB

Es una subsidiaria directa en la cual la Sociedad posee una participación del 95% del capital y de los votos al 30 de abril de 2024 y 2023. El principal activo de SEB es una planta separadora de gases, ubicada en Plottier, provincia del Neuquén. Con dicha planta SEB provee a la Sociedad el servicio de procesamiento de gas, a través de un contrato firmado por ambas sociedades en noviembre de 1999 y modificado posteriormente en varias ocasiones.

b) Hychico

Es una subsidiaria directa en la cual la Sociedad posee una participación del 48,6770% del capital y de los votos al 30 de abril de 2024 y 2023 y adicionalmente posee el 36,5276% de manera indirecta al 30 de abril de 2024 y 2023. 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 6,3 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 (ver Nota 39).

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 2024 y 2023 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 (ver Nota 40)

c) 4SOLAR

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 2024 y adicionalmente posee el 4,26% de manera indirecta a la misma fecha. 4SOLAR se dedica a la generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables y actualmente se encuentra desarrollando un parque solar en la Provincia de San Luis (ver Nota 41).

3.4.2 Combinaciones de negocios

Las adquisiciones de negocios se contabilizan mediante la aplicación del método de adquisición. La contraprestación de la adquisición es medida a su valor razonable, calculando a la fecha de adquisición la suma del valor razonable de los activos transferidos, los pasivos incurridos o asumidos y los instrumentos de patrimonio emitidos por la Sociedad y entregados a cambio del control del negocio adquirido. Los costos relacionados con la adquisición son imputados a resultados al momento de ser incurridos. Los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos en la combinación de negocios son reconocidos a su valor razonable a la fecha de adquisición (ver Nota 41).

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.

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

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.

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

3.4.3 Participaciones en acuerdos conjuntos

Un acuerdo conjunto 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 acuerdos conjuntos deben clasificarse entre operaciones conjuntas y negocios conjuntos, dependiendo de los derechos contractuales y obligaciones asumidas. El Grupo ha analizado la naturaleza de sus operaciones conjuntas y ha determinado que las mismas califican como tales. En consecuencia, el Grupo 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 negocios conjuntos 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 el Grupo control conjunto de la actividad de dichas operaciones.

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

Recuperabilidad de las participaciones

En la valuación de las participaciones en operaciones conjuntas, cada una considerada una unidad generadora de efectivo (UGE), se analiza a cada fecha de cierre si existe evidencia objetiva de que no sea recuperable. Si éste fuera el caso, la Sociedad determina el monto de la desvalorización como la diferencia entre el valor libro de la inversión y el valor presente estimado de los flujos de fondos futuros proyectados. Al 30 de abril de 2024 y 2023, 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 Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

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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:

El Grupo 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, el Grupo 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, a excepción del Área Parva Negra Oeste donde habiendo cumplido con las inversiones comprometidas y transcurrido el Primer Período de Exploración, sin el hallazgo de hidrocarburos explotables, la Sociedad adoptó por no continuar el Segundo Período Exploratorio dando por terminado el Contrato de exploración y eventual desarrollo y producción del área firmado con GyP, conforme los términos y condiciones del mismo . Por tal motivo, al 30 de abril de 2024 se procedió a registrar la baja del activo con contrapartida en Resultados, en el rubro “Gastos de Exploración” por un total de $ 44.402 millones.

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

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”.

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” y “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 al valor residual de los pozos relacionados y son depreciados utilizando el método de unidades de producción.

Los costos de mantenimiento que sólo restablecen la producción a su nivel original se imputan en resultados en el 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 3.16).

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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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 E G 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.

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 2024 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 2023 fueron registradas en los presentes Estados financieros consolidados.

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 al 30 de abril de 2023, 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 0,2348 y 0,1943 al 30 de abril de 2024 y 2023, respectivamente, 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 0,1964 y 0,2102 al 30 de abril de 2024 y 2023, 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 Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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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 2024.

Al 30 de abril de 2024 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 2024, 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 2023.

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

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

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

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

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

V. Depreciaciones

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

• i) Las áreas adquiridas y otros estudios de explotación se deprecian en función de la producción acumulada y de las reservas totales, expresadas en unidades equivalentes de metros cúbicos de petróleo, con el límite del vencimiento de la concesión desde la fecha de su otorgamiento (ver Nota 1). 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.

- CT ADC

CT ADC ciclo abierto: GWh remanentes a producir a partir del 1 de mayo de 2023. CT ADC ciclo combinado: GWh remanentes a producir a partir del 1 de mayo de 2023. Gasoducto: 20 años.

General: GWh remanentes a producir a partir del 1 de mayo de 2023.

• Planta de GLP: 5 años y 3 meses a partir del 1 de mayo de 2023.

• Planta de hidrógeno y oxígeno: 20 años.

• Parque Eólico Diadema I: 8 años y 9 meses años a partir del 1 de mayo de 2023.

• Parque Eólico Diadema II: 19 años a partir del 1 de mayo de 2023.

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.

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

Al 30 de abril de 2024 y 2023, 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 2024 y 2023, 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 2024 en el segmento de petróleo y gas, la Sociedad registró una desvalorización de $ 16.138.300 en la UGE Pampa del Castillo y Bella Vista Oeste debido fundamentalmente a la disminución de reservas del área generada por los resultados registrados en la perforación de pozos de los últimos años, el precio del crudo y el incremento en el nivel de costos de operación del área. Por otro lado, al 30 de abril de 2023 la Sociedad recuperó una desvalorización de $ 65.792.057 en la UGE Agua del Cajón del segmento petróleo y gas que tenía registrada el 30 de abril de 2022, 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 15). En Nota 5 (v) se describe la metodología de la determinación del valor recuperable.

Sobre la base de las estimaciones de flujos de fondos futuros realizados por Hychico, basadas en los elementos de juicio disponibles, se ha recuperado la desvalorización de los activos relacionados con la Planta de Hidrógeno y Oxígeno en $ 393.241 y 396.542 tanto al 30 de abril de 2024 como al 30 de abril de 2023, respectivamente.

Adicionalmente, y en relación con el PED II propiedad de E G WIND y siguiendo la metodología que se describe para la determinación del valor recuperable en Nota 5 (v), se ha recuperado al 30 de abril de 2024 la desvalorización de $ 206.292 registrada al 30 de abril de 2023.

Al 30 de abril de 2024 y 2023, el efecto agregado de los mencionados (cargos) / recuperos por $ (15.538.767) y $ 65.982.307 para cada uno de los ejercicios, fueron imputadas al rubro “Otros ingresos / (egresos) operativos” (ver Notas 11 y 15).

3.7 – Activos intangibles

Llaves de negocio

Las llaves de negocio se generan en la adquisición de participaciones societarias. La llave de negocio representa el exceso del costo de adquisición sobre el valor razonable de la participación de la Sociedad en los activos netos identificables de la adquirida en la fecha de la adquisición.

Para comprobar el deterioro del valor, la llave de negocio adquirida en una combinación de negocios se distribuye entre cada una de las UGEs, o grupos de UGEs, de la entidad que se espera se beneficiarán de las sinergias de la combinación de negocios. Cada unidad o grupo de unidades entre las que se distribuye la llave de negocio representa el nivel más bajo, dentro de la entidad, al que se controla la llave de negocio a efectos de la gestión interna.

Parque Solar “La Salvación”

Comprende los estudios, derechos de prioridad de despacho de energía y los cánones anticipados y a anticipar ( o abonados y a abonar) del acuerdo del derecho real de superficie destinado a la construcción del Parque Solar “La Salvación” (propiedad de 4SOLAR).

Para el caso de los estudios, las prioridades de despacho y el canon abonados, los mismos han sido valuados a su costo de adquisición y para el caso de las prioridades de despacho comprometidas a abonar en el futuro y aquellos cánones a abonar en el futuro en función del acuerdo firmado, fueron valuados a su valor razonable. Los activos intangibles se depreciarán cuando comience la explotación del negocio.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

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

3.8 - 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.

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.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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

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.

3.8.1 - Desvalorización de activos financieros

El Grupo 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.

El Grupo 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, el Grupo utiliza información prospectiva, así como datos históricos. Periódicamente, el Grupo 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 el Grupo 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 2024, el Grupo registró una desvalorización de los créditos por $ 6.425.544, como consecuencia de la Res SEN N° 58/2024 modificada por las Res.N° 66/2024 y 77/2024 que estableció un régimen excepcional, transitorio y único para el pago de las transacciones económicas del MEM de diciembre 2023, y enero 2024 mediante la entrega de títulos públicos “Bonos de la República Argentina en dólares estadounidenses step up 2038” (BONO USD 2038 L.A.). Al 30 de abril de 2023, no se registraron resultados por este concepto (ver Notas 11 y 23).

Compensación de instrumentos financieros

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

3.9 - 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).

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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

- 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.

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

3.10 - 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.

3.11 – Inversiones financieras y Efectivo y equivalentes de efectivo

Las inversiones financieras incluyen los títulos públicos los cuales se valúan a su valor de cotización y los plazos fijos con un vencimiento original superior a los tres meses.

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

3.12 – 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.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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

- 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 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.

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

1. Ganancias reservadas a. Reservas facultativas

2. b. Reserva legal

3. Ajuste prima de emisión

4. Primas de emisión

5. Ajuste de capital

6. 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.

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

3.13 - 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.

3.14 - 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.

3.15 - 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).

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 por impuestos diferidos se reconocen sólo en la medida en que sea probable que la Sociedad disponga de beneficios fiscales futuros contra los que se puedan compensar las diferencias temporarias.

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

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

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

3.16 - Provisiones y otros cargos

Las provisiones se reconocen cuando:

• El Grupo tiene una obligación presente, legal o implícita, como resultado de un hecho pasado,

• Es probable que una salida de recursos sea necesaria para cancelar tal obligación, y

• Puede hacerse una estimación confiable del importe de la obligación.

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

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

Para el cálculo de la provisión por abandono de pozos, la Sociedad consideró el plan de abandono de los mismos hasta el final de la concesión 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 en dólares 9,96%).

El grupo 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.

3.17 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:

• 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 9,96% 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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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

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.

El Grupo 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.

3.18 - 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, propano, butano y oxígeno se reconocen con la transferencia del dominio, de acuerdo con los términos de los contratos relacionados, lo cual se sustancia cuando el cliente toma la propiedad del producto, asumiendo riesgos y beneficios.

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

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

• La entidad transfirió al comprador los riesgos y ventajas de tipo significativo;

• El importe de los ingresos se midió confiablemente;

• Es probable que la entidad reciba los beneficios económicos asociados a la transacción;

• Los costos incurridos o a incurrir, en relación con la transacción, fueron medidos confiablemente.

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

Los ingresos por intereses se reconocen utilizando el método del tipo de interés efectivo. Los mismos se registran sobre una base temporaria, con referencia al capital pendiente y a la tasa efectiva aplicable. Estos ingresos son reconocidos siempre que sea probable que la entidad reciba los beneficios económicos asociados con la transacción y pudiendo el importe de la transacción ser medido de manera fiable.

Véase nuestro informe de fecha

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

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

3.19 - 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 Capex junto con las principales gerencias son los responsables de asignar los recursos y evaluar el rendimiento de los segmentos operativos.

3.20 - Saldos de créditos y deudas con partes relacionadas

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

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

NOTA 4 - 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. El Grupo está expuesto 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 8 de julio de 2024

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 4 - ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS FINANCIEROS (Cont.)

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.

El Grupo posee al 30 de abril de 2024 aproximadamente el 90,3% de sus pasivos (comerciales y financieros) en moneda extranjera (dentro de este porcentaje se incluye las ON Clase III, IV, VI y VII emitidas en pesos atados a la evolución del tipo de cambio (dólar link)) y el 54,6 % de sus activos (efectivo y equivalentes de efectivo, títulos públicos y cuentas por cobrar comerciales) denominados en moneda extranjera, con lo cual la divisa que genera la mayor exposición es el dólar estadounidense.

Al 30 de abril de 2024 y 2023, el Grupo no posee instrumentos financieros derivados a modo de cobertura contra las fluctuaciones del tipo de cambio. Sin embargo, es importante considerar que los ingresos del Grupo 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 78,7 % y 80,6 % de los ingresos del Grupo durante los ejercicios económicos finalizados 30 de abril de 2024 y 2023, 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, la Res N° 826/2022, la Res N° 750/2023, la Res N° 869/2023 y la Res N° 9/2024) los precios de la energía se fijan en pesos y 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. Al 30 de abril de 2024, aproximadamente, el 49,2% de la energía está remunerada en pesos y el 50,8% de la energía está remunerada en dólares. Los ingresos por energía eléctrica representaron aproximadamente un 15,5 % y 13,9% de los ingresos del Grupo durante los ejercicios económicos finalizados 30 de abril de 2024 y 2023, respectivamente.

En cuanto a los ingresos relacionados con la generación de energía eólica, los mismos representaron un 2,1% y 2,0% de los ingresos totales de la Sociedad al 30 de abril de 2024 y 2023. Respecto del precio, la tarifa está fijada en dólares estadounidenses, la misma es abonada por CAMMESA al tipo de cambio del momento del pago.

Respecto del propano y butano los ingresos representaron aproximadamente un 3,6 % y 3,3%, de los ingresos totales del Grupo al 30 de abril de 2024 y 2023, 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 50,4 % y 42,3 % al 30 de abril de 2024 y 2023, respectivamente.

	al 30/04/2024	al 30/04/2023
Posición neta Pasiva en US$	(371.404)	(272.363)
Dólar estadounidense – tipo de cambio	873,50 (comprador) y 876,50 (vendedor	222,28 (comprador) y 222,68 (vendedor)
Posición neta Pasiva en $	(325.732.620)	(236.110.327)

La sensibilidad del resultado integral y del patrimonio al 30 de abril de 2024 y 2023, 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 $ 21.172.620 y $ 15.347.171, respectivamente.

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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 al Grupo 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 al Grupo 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 2024 y 2023, 61,8 % y 61,0 %, respectivamente, de sus pasivos comerciales y financieros a una tasa fija (ON Clase II, V y VIII a una tasa nominal anual del 6,875% con vencimiento en mayo de 2024, 9,25% con vencimiento en agosto de 2028 y 5,95% con vencimiento en junio de 2026) y 0,2 % y 2,7%, respectivamente en adelantos en cuenta corriente a una tasa nominal anual del 59% y 75,0%. Asimismo, al 30 de abril de 2024 y 2023, el 38,3% de los pasivos comerciales y financieros no devengan interés (ON Clase III, IV, VI y VII). Al 30 de abril de 2023 10,2% de los pasivos comerciales y financieros no devengan interés (ON Clase III y IV).

La siguiente tabla presenta la apertura de los préstamos del Grupo 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*	30.04.2024 30.04.2023 258.444.100 207.109.763
	258.444.100 207.109.763
	511.102 6.814.756
	511.102 6.814.756
	94.213.224 34.669.495
	94.213.224 34.669.495
	353.168.426 248.594.014
	59% 75,0% 65% 83% 30.155 511.107 (10.554) (178.887)
	19.601 332.220

(*) 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 2024 y 2023, 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 $ 19.601 y $ 332.220, respectivamente.

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NOTA 4 - ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS FINANCIEROS (Cont.)

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 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 SEN que establece los precios en pesos en función de la paridad de exportación. No obstante, si bien tratan de eliminarse paulatinamente, existen programas de subsidios al consumo que podrían afectar a algunos productores.

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

Al 30 de abril de 2024 y 2023, la Sociedad no posee productos derivados o coberturas sobre los precios de hidrocarburos.

Al 30 de abril de 2024 y 2023, 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 $ 17.391.320 y $ 18.929.980, 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 en el Grupo. El riesgo de crédito en el Grupo se mide y controla por cliente o tercero individual. Dadas las características de la industria de la sociedad, la gerencia estima que este riesgo no es relevante en el desarrollo del negocio.

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NOTA 4 - ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS FINANCIEROS (Cont.)

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, el Grupo durante el presente ejercicio emitió: (i) en septiembre de 2023 Obligaciones Negociables Clase VI a un plazo de 3 años con vencimiento de su capital en una cuota en septiembre 2026 y Clase VII a un plazo de 4 años con vencimiento de su capital en una cuota en septiembre 2027; (ii) en el mes de febrero de 2024 realizó el canje parcial de las Obligaciones Negociables Clase II por las de Clase V con vencimiento de su capital en 8 cuotas iguales, semestrales y consecutivas a partir de febrero de 2025; y (iii) en el mes de abril de 2024 Obligaciones Negociables Clase VIII a un plazo de 26 meses con vencimiento de su capital en junio de 2026. Adicionalmente, respecto de los covenants que rigen las Obligaciones Negociables Clase II, V y VIII, 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 preestablecidas (ver Nota 30 y 44).

Por otro lado, el Grupo 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, el Grupo ha revisado sus flujos financieros adecuándose a la coyuntura y condición actual de mercado.

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 2024 y 2023.

Al 30 de abril de 2024	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
Deudasfinancieras	-	45.526.397	31.263.246	18.599.393	258.852.250	-
Cuentas por pagar comerciales	11.286.328	48.430.213	1.705.726	1.192.302	1.198.204	177.671
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
Deudasfinancieras	-	13.482.482	7.119.400	214.229.163	34.685.071	-
Cuentas por pagar comerciales	3.877.542	23.059.953	521.721	242.794	685.029	1.514.582

4.4 Riesgo de capital

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

El Grupo monitorea su estructura de capital sobre la base de la relación 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.

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NOTA 4 - ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS FINANCIEROS (Cont.)

4.5 Estimación del valor razonable

El Grupo 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).

El siguiente cuadro presenta los activos del Grupo medidos a valor razonable al 30 de abril de 2024 y 2023.

		30.04.2024	30.04.2024			30.04.2023	30.04.2023
	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 de inversión	4.660.253	-	-	4.660.253	6.354.324	-	-	6.354.324
Titulos Publicos	1.351.908			1.351.908	-	-	-	-
Activos a valor razonable con cambios en otros resultados integrales
Propiedad Planta y equipo	-	12.209.611	149.350.390	161.560.001	-	11.362.087	150.056.734	161.418.821

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 el Grupo es el precio de oferta actual. Estos instrumentos se incluyen en el nivel 1 (Nota 24).

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 del Grupo. 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 15).

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 15).

No existieron transferencias entre el nivel 1, 2 y 3 en los ejercicios finalizados el 30 de abril de 2024 y 2023.

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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA (Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Dr. Norberto Luis Feoli

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NOTA 5 - ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES (Cont.)

Estimaciones y juicios contables importantes

El Grupo hace estimaciones y formula hipótesis en relación con el futuro. Las estimaciones contables resultantes, por definición, raramente igualarán a los correspondientes resultados reales. A continuación, se explican las estimaciones y juicios que tienen un riesgo significativo de dar lugar a un ajuste material en los importes en libros de los activos y pasivos dentro del ejercicio financiero siguiente. Los principios contables y las áreas que requieren una mayor cantidad de juicios y estimaciones en la preparación de los Estados financieros consolidados 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 de petróleo y gas 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 del Grupo. El volumen de las reservas de crudo y gas se tiene en cuenta para el cálculo de la depreciación utilizando los ratios de unidad de producción, así como para la evaluación de la recuperabilidad de las inversiones en activos de Exploración y Explotación (ver Nota 3.6).

Las estimaciones de reservas fueron certificadas por el auditor Ing. Eduardo Roberto Pérez (certificador de la Secretaria de Energía de la Nación) 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 , y la Monografía 4 de la Society of Petroleum Evaluation Engineers . Las mismas se basan en las condiciones tecnológicas y económicas vigentes al 30 de abril de 2024, considerando la evaluación económica y teniendo como horizonte el vencimiento de las concesiones, a efectos de determinar el término de su recuperabilidad.

Estas estimaciones de reservas son ajustadas toda vez que cambios en los aspectos considerados para la evaluación de las mismas así lo justifiquen o, al menos, una vez al año. Dichas estimaciones de reservas han sido auditadas por 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 crudo y gas natural a ser recuperado del subsuelo, que involucra cierto grado de incertidumbre. La estimación de reservas se prepara en función de la calidad de la información de geología e ingeniería disponible a esa fecha y de su interpretación.

Ver detalle de reservas en la Nota 38.

(ii) Provisión por abandono de pozos

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 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION 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

Cada sociedad del Grupo registra el impuesto a las ganancias empleando el método del pasivo por impuesto diferido. En consecuencia, se reconocen activos y pasivos impositivos diferidos para reflejar las consecuencias impositivas futuras atribuibles a las diferencias entre los montos registrados en los Estados 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 13).

Los activos por impuestos diferidos se reconocen sólo en la medida en que sea probable que las sociedades dispongan 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

El Grupo evalúa periódicamente la recuperabilidad de la Propiedad, planta y equipo, que incluyen los activos de exploración y explotación, en función de lo mencionado en Nota 3.6. El valor en libros de los elementos de Propiedad, planta y equipo es considerado desvalorizado por el Grupo, 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 y Bella Vista Oeste

• Otros activos tangibles:

• CT ADC

• Planta GLP

• PED I

• PED II

• Parque Solar “La Salvación”

• Planta de Hidrógeno y Oxígeno

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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 uso 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.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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NOTA 5 - ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES (Cont.)

Los flujos de efectivo de los distintos negocios se estiman, entre otras cuestiones, a partir de la evolución prevista de ventas, márgenes de contribución unitarios y costos fijos, acordes con las expectativas consideradas en los planes estratégicos específicos de cada negocio con el límite de 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.

Para la estimación de los ingresos futuros al 30 de abril de 2024 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 y su extensión hasta diciembre de 2028 la cantidad y precio de gas ofertado por Capex (hasta diciembre de 2024) 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 (2028), se utilizaron proyecciones internacionales del precio del gas, respetando la relación histórica del precio local con el precio internacional y que permitan obtener un abastecimiento interno suficiente.

Para el segundo escenario se utilizaron las mismas premisas que en el primer escenario respecto de la cantidad y precio de gas ofertado por Capex y adjudicado en el marco del Plan Gas 2020-2024, sensibilizando el precio en un 12 % 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$ 84 / bbl para el Brent de largo plazo, mientras que en el segundo escenario se alcanza el 89% de ese valor.

En ambos escenarios se utilizó una tasa nominal anual de descuento en dólares del 12,84% 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 2024, los activos de explotación relacionados con petróleo y gas, considerando la desvalorización registrada en la UGE Pampa del Castillo y Bella Vista Oeste a dicha fecha (Ver nota 3.6 VI), 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 $ 2.410.969 y $ 2.804.210, al 30 de abril de 2024 y 2023, 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 $ 9.480.875 al 30 de abril de 2024 y 2023 (ver punto vi)

Para la estimación de los ingresos futuros del segmento de energía eléctrica al 30 de abril de 2024, 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 E G 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 es realizar análisis por comparables de bienes similares y aplicarle 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.)

Para la estimación de los ingresos futuros del segmento de energía eléctrica al 30 de abril de 2024, la Sociedad se basó en la construcción de un flujo de ingresos utilizando también dos escenarios alternativos ponderados en base a probabilidades de ocurrencia de diferentes expectativas.

En el primer escenario se asume que el esquema de remuneración de la energía eléctrica prevista por la regulación se mantiene vigente, atendiendo las pautas de corto plazo, mientras que las pautas del segundo escenario impactan en la actividad de generación eléctrica en general a la baja en 10%.

En base a la ponderación del 70% para el primer escenario y del 30% para el segundo escenario al 30 de abril de 2024, dichos flujos de fondos futuros fueron descontados a una tasa nominal anual de descuento del 11,36% durante el período de evaluación (ver Nota 3.6.III.2).

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 2024, 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 y estimaciones de precios futuros al finalizar los mismos, 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 11,07% 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 (ver Nota 3.6.III.2).

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 2024, 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 11,84% 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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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 6 – INFORMACIÓN 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 del Grupo junto con los gerentes de primera línea son los responsables de asignar los recursos y evaluar el rendimiento de los segmentos operativos.

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

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

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

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

• 4) Energías renovables:

• La generación de energía eléctrica eólica (“Energía Eólica ”),

• La generación de energía eléctrica con hidrógeno (“Energía HIDRÓGENO”) y

• La producción y venta de oxígeno (“Oxígeno”).

• La generación de energía eléctrica solar (“Energía Solar”)

Dentro de esta apertura por segmentos, los ingresos recibidos de CAMMESA al 30 de abril de 2024 en el segmento de Energía, los cuales ascienden a $ 87.047,9 millones, se distribuyen en:

• 1) Ingresos de gas por $ 35.805,3 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 $ 51.242,6 millones: corresponde a la remuneración específica por generación.

Cabe destacar que, al 30 de abril de 2024 en el segmento de petróleo y gas, la Sociedad registró una desvalorización de $ 16.138.300 en la UGE Pampa del Castillo y Bella Vista Oeste y por otro lado, al 30 de abril de 2023 la Sociedad recuperó una desvalorización de $ 65.792.057 en la UGE Agua del Cajón (ver Nota 3.7. VI) y 5 (v)).

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024

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NOTA 6 – INFORMACIÓN POR SEGMENTOS (Cont.)

A continuación, se expone la información por segmentos al 30 de abril de 2024 y 2023:

Ingresos por ventas Reclasificación entre segmentos Ingresos por ventas por segmento Participación por segmento sobre Ingresos por venta Costos de ventas Resultado bruto Participación por segmento sobre Resultado bruto Gastos de exploración Gastos de comercialización Gastos de administración Otros (egresos) / ingresos operativos netos Resultado operativo Ingresos financieros Costos financieros Otros resultados financieros RECPAM 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 Recupero/(Desvalorización) En Propiedad, planta y equipo Créditos CAMMESA Total				30.04.2024	30.04.2024	30.04.2024	30.04.2024
	Petróleo y gas Energía GLP 228.075.120 87.047.970 9.034.229 32.824.051 (35.805.335) 2.981.284	Energía	GLP	Energías renovables				Total
				Energía Eólica	Energía HIDRÓ- GENO	Oxígeno	Energía Solar
				7.004.743 294.360 151.551 - - - - -				331.607.973 -
	260.899.171 51.242.635 12.015.513 78,68% 15,45% 3,62% (157.219.119) (22.809.757) (2.395.096)			7.004.743 294.360 151.551 - 2,11% 0,09% 0,05% 0,00% (3.500.597) (394.047) (172.969) -				331.607.973 100,00% (186.491.585)
	103.680.052 28.432.878 9.620.417 71,45% 19,59% 6,63% (44.401.734) - - (58.665.962) (4.530.052) (2.535.635) (12.249.503) (5.596.759) (885.741) (14.682.654) (3.801.591) (2.623)			3.504.146 (99.687) (21.418) - 2,41% -0,07% -0,01% 0,00% - - - - (183.728) (16.700) (9.202) - (171.830) (30.996) (30.996) (35.326) 183.514 115.510 55.938 (36)				145.116.388 100,00% (44.401.734) (65.941.279) (19.001.151) (18.131.942)
	(26.319.801) 14.504.476 6.196.418 (62.267.219) (10.360.274) (935.295) (985.938) (376.297) (39.054)			3.332.102 (31.873) (5.678) (35.362) (2.377.825) (273.282) (119.959) - - - - -				(2.359.718) 88.707.408 (530.510.389) 407.482.982
								(36.679.717) 791.908
								(35.887.809) 5.043.544
								(30.844.265)
								(76.333.854) (1.401.289)
	(63.253.157) (10.736.571) (974.349)			(2.377.825) (273.282) (119.959) -				(77.735.143)
	(16.138.300) - - (2.423.041) (3.780.711) -			206.292 337.303 55.938 - (221.792) - - -				(15.538.767) (6.425.544)
	(18.561.341) (3.780.711) -			(15.500) 337.303 55.938 -				(21.964.311)

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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NOTA 6 – INFORMACIÓN POR SEGMENTOS (Cont.)

Ingresos por ventas Reclasificación entre segmentos Ingresos por ventas por segmento Participación por segmento sobre Ingresos por venta Costos de ventas Resultado bruto Participación por segmento sobre Resultado bruto Gastos de exploración Gastos de comercialización Gastos de administración Otros ingresos / (egresos) operativos netos Resultado operativo Ingresos financieros Costos financieros Otros resultados financieros RECPAM 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 Recupero/(Desvalorización) En Propiedad, planta y equipo Total				30.04.2023	30.04.2023	30.04.2023
	Petróleo y gas Energía GLP 251.867.329 84.945.598 9.300.309 33.306.999 (35.680.410) 2.373.411	Energía	GLP	Energías renovables			Total
				Energía Eólica	Energía HIDRÓ- GENO	Oxígeno
				7.098.134 333.580 148.359 - - -			353.693.309 -
	285.174.328 49.265.188 11.673.720 80,63% 13,93% 3,30% (150.742.885) (23.901.527) (3.295.169)			7.098.134 333.580 148.359 2,01% 0,09% 0,04% (3.779.723) (556.031) (303.728)			353.693.309 100,00% (182.579.063)
	134.431.443 25.363.661 8.378.551 78,56% 14,82% 4,90% (53.690.187) (4.178.264) (1.893.053) (13.085.911) (5.925.769) (798.343) 66.775.640 6.643 728			3.318.411 (222.451) (155.369) 1,94% -0,13% -0,09% (119.828) (11.534) (5.182) (188.706) (21.207) (21.207) (118.628) 328.124 68.414			171.114.246 100,00% (59.898.048) (20.041.143) 67.060.921
	134.430.985 15.266.271 5.687.883 (50.399.498) (12.577.653) (1.503.995) (1.103.207) (372.072) (40.736)			2.891.249 72.932 (113.344) (2.879.108) (256.454) (140.088) - - -			158.235.976 44.244.463 (207.437.837) 126.508.457
							121.551.059 (31.590.389)
							89.960.670 12.249.444
							102.210.114
							(67.756.796) (1.516.015)
	(51.502.705) (12.949.725) (1.544.731)			(2.879.108) (256.454) (140.088)			(69.272.811)
	65.792.057 - -			(206.292) 396.543 -			65.982.308
	65.792.057 - -			(206.292) 396.543 -			65.982.308

La Sociedad realizó ventas a clientes del exterior en los ejercicios finalizados el 30 de abril de 2024 y 2023 (ver Nota 7).

El Grupo no es titular de activos que no sean instrumentos financieros fuera del país.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 7 – INGRESOS POR VENTAS

TA 7 – INGRESOS POR VENTAS
	30.04.2024 30.04.2023
Mercado local
Petróleo	77.588.246 84.752.184 87.047.970 84.945.598 4.462.314 5.280.957 7.004.743 7.098.134 294.360 333.580 151.551 148.359 1.307.439 774.807 37.906 145.817
Energía eléctrica ADC(1)
GLP
Energía eléctrica eólica
Energía eléctrica generada con hidrógeno
Oxígeno
Servicios
Otros(2)
	177.894.529 183.479.436
Mercado externo	149.179.435 166.340.338 4.534.009 3.873.535
Petróleo
GLP
	153.713.444 170.213.873
Total	331.607.973 353.693.309

(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 $ 35.805,3 y $ 35.680,4 millones al 30 de abril de 2024 y 2023, 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 2024 y 2023 (ver Nota 2.d).

NOTA 8 – COSTO DE VENTAS

TA 8 – COSTO DE VENTAS
	30.04.2024 30.04.2023
Honorarios y otras retribuciones	1.010.961 905.234
Sueldos y cargas sociales	32.900.004 31.697.269
Consumo de materiales, repuestos y otros.	10.073.614 9.896.252
Operación, mantenimiento y reparaciones	33.231.591 32.206.969
Combustibles, lubricantes y fluidos	15.191.211 18.633.393
Transporte, fletes y estudios	4.436.919 4.562.369 76.333.854 67.756.796
Depreciación propiedad, planta y equipo
Gastos de oficina, movilidad y representación	883.760 1.085.174
Impuestos, tasas, contribuciones, alquileres y seguros	3.372.088 3.693.587
Gastos de transporte de gas	309.458 417.606
Adquisición de crudo	6.426.457 8.284.838
Adquisición energía a CAMMESA	1.371 28.335
Variaciónde existencias alcierrevs el inicio delejercicio	2.320.297 3.411.241
Total	186.491.585 182.579.063

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	30.04.2024 30.04.2023
	39.215.505 35.680.277
	8.192.548 4.710.310
	11.682.234 11.947.981
	6.850.992 7.559.480
	65.941.279 59.898.048

Véase nuestro informe de fecha

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 10 – GASTOS DE ADMINISTRACIÓN

TA 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	30.04.2024 30.04.2023
	1.306.405 1.343.096
	8.356.726 10.097.136
	2.078.449 1.911.016
	57.255 69.746
	401.617 358.657
	999.672 1.157.358
	213.509 254.780
	347.441 276.014
	5.240.077 4.573.340
	19.001.151 20.041.143

NOTA 11 - OTROS (EGRESOS) / INGRESOS OPERATIVOS NETOS

TA 11 - OTROS (EGRESOS) / INGRESOS OPERATIVOS NETOS
	30.04.2024 30.04.2023
(Desvalorización) / Recupero Propiedad, planta y equipo	(16.138.300) 65.792.057
Recupero desvalorización Planta de Hidrógeno y Oxígeno (Hychico)	393.241 396.542 206.292 (206.292) (6.425.544) - 1.271.109 462.956
Recupero / (Desvalorización) PED II (E G WIND)
Desvalorización créditos con CAMMESA (Nota 23)
Ingresos por servicios administrativos indirectos Consorcios / UT (neto)
Bono de acceso y fee por producción PAD 1050 (ver Nota 42)	2.091.270 -
Diversos	469.990 615.658
Total	(18.131.942) 67.060.921

NOTA 12 - RESULTADOS FINANCIEROS

		30.04.2024	30.04.2023
	Ingresos financieros
	Intereses	11.482.130 7.067.116 (3.937.293) 74.095.455	7.201.354
	Otros resultados financieros		1.284.962
	Devengamiento de intereses de créditos		(2.240.422)
	Diferencia de cambio		37.998.569
		88.707.408	44.244.463
	Costos financieros	(52.599.784) (465.207) (2.995.925) (474.449.473)
	Intereses		(32.820.955)
	Otros resultados financieros		(925.579)
	Devengamiento de intereses de deudas		(1.088.467)
	Diferencia de cambio		(172.602.836)
		(530.510.389)	(207.437.837)

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 13 – 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:

	Saldo al 30 de abril de 2023	Cargo a resultados	Cargo a Otros Resultados Integrales	Saldo al 30 de abril de 2024
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 InventarioyRepuestosymateriales	1.957.420 660.423 1.809.296 (28.701.387) (63.361.271) (68.782) 15.779 (344.099) 1.300.869	34.100.180 159.144 (1.010.502) (7.976.973) (13.509.403) 52.435 (144.768) (1.264.757) (9.592.576)	- - - - (2.761.196) - - - -	36.057.600 819.567 798.794 (36.678.360) (79.631.870) (16.347) (128.989) (1.608.856) (8.291.707)
Total	(86.731.752)	812.780	(2.761.196)	(88.680.168)

Los $ 88.680.168 se componen de activo impositivo diferido por $ 4.239.462 y pasivo impositivo diferido por $ 92.919.630.

La posición neta de activos y pasivos por impuesto diferido por sociedad es la siguiente:

Capex SEB Hychico EGW 4SOLAR Total	Activo impositivo diferido Pasivo impositivo diferido Posición neta
	- (91.868.650) (91.868.650) - (881.182) (881.182) - (77.850) (77.850) 4.239.462 - 4.239.462 - (91.948) (91.948)
	4.239.462 (92.919.630) (88.680.168)

Los quebrantos impositivos vigentes al 30 de abril de 2024 son los siguientes:

Año generación	Empre sa	Monto	Tasa	Monto computable	Año de Prescripción
Quebranto impositivo ordinario generado al 30 de abril de 2020 Quebranto impositivo ordinario generado al 30 de abril de 2021 Quebranto impositivo específico generado al 30 de abril de 2022 Quebranto impositivo específico generado al 30 de abril de 2023 Quebranto impositivo específico generado al 30 de abril de 2024 Quebranto impositivo ordinario generado al 30 de abril de 2024 Quebranto impositivo generado ordinario al 30 de abril de 2023 Quebranto impositivo generado ordinario al 30 de abril de 2024 Quebranto impositivo específico generado al 30 de abril de 2022 Quebranto impositivo ordinario generado al 31 de diciembre de 2022 Quebranto impositivo ordinario generado al 31 de diciembre de 2023 Quebranto impositivo ordinariogenerado al 30 de abril de 2024	EGW EGW Capex Capex Capex Capex SEB SEB Hychico 4SOLAR 4SOLAR 4SOLAR	5.695.828 82.776 711 166 198.668 96.530.186 92.176 62.121 537 3.256 5.090 493.616	35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 35% 25% 25% 25%	1.993.540 28.972 249 58 69.534 33.785.565 32.262 21.742 188 814 1.272 123.404	2030 2031 2027 2028 2029 2029 2028 2029 2027 2027 2028 2029
Totalquebranto impositivo al 30 de abril de 2024				36.057.600

(*) ver punto “Nuevas alícuotas aplicables”

Véase nuestro informe de fecha

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Véase nuestro informe de fecha

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 13 – 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 ejercicio Reversión pasivo fiscal – Ver Nota 14.b) Otros Ganancia por impuesto diferido Total impuesto cargado a resultados	30.04.2024 30.04.2023
	(20.872) (11.684.058) - 2.063.776 - 1.183.709 812.780 (23.153.816)
	791.908 (31.590.389)

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 antes del impuesto a las ganancias de los propietarios del Grupo 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 - Diferencia de cambio títulos del exterior -Reversión Pasivo Fiscal - Quebrantos activados - Ajuste por inflación impositivo - Diversos Total impuesto cargado a resultados	30.04.2024 30.04.2023
	(36.679.717) 121.551.059 35% 35%
	12.837.901 (42.542.884) (2.426.626) (1.165.111) 43.459.370 41.626.198 135.230 46.168 - 2.063.776 - 1.847.543 (49.224.347) (33.370.550) (3.989.620) (95.529)
	791.908 (31.590.389)

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 2023, aplicable para las sociedades del Grupo a partir del 1 de mayo de 2023.

Para el cálculo del impuesto a las ganancias por el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2024 se aplicaron las alícuotas escalonadas siguiendo el siguiente esquema:

Ganancia neta imponible acumulada	Ganancia neta imponible acumulada	Pagarán	Más el	Sobre el excedente de
Más de	A
$ 0	$ 14.301.209,21	$ 0	25%	$ 0
$ 14.301.209,21	$ 143.012.092,08	$ 3.575.302,30	30%	$ 14.301.209,21
$143.012.092,08	Enadelante	$42.188.567,16	35%	$143.012.092,08

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.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 13 – IMPUESTO A LAS GANANCIAS - PASIVO POR IMPUESTO DIFERIDO (Cont.)

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. En el caso de las sociedades del Grupo, la imputación del primer tercio correspondió efectuarse en el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2019.

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. Para las sociedades del Grupo, la imputación del ajuste por inflación fiscal en sextos correspondió a los ejercicios finalizados el 30 de abril de 2020 y 2021. 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 imputa en el ejercicio sin diferimiento (para las sociedades del Grupo aplica a partir del ejercicio finalizado el 30 de abril de 2022.

La Ley 27.701, 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 indicado anteriormente, 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 y 2024 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 2024 y 2023 fue del 289,4 % y 108,8 %, respectivamente, por lo cual las sociedades del Grupo para determinar la ganancia imponible correspondiente a dichos ejercicios, incluyeron dichos ajustes.

Impuesto a los dividendos

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

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 13 – IMPUESTO A LAS GANANCIAS - PASIVO POR IMPUESTO DIFERIDO (Cont.)

En virtud de la suspensión de la alícuota del Impuesto a las Ganancias prevista en la Ley N° 27.541, se 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 cómputo 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.

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 N° 27.260, 27.346 y 27.430.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 13 – IMPUESTO A LAS GANANCIAS - PASIVO POR IMPUESTO DIFERIDO (Cont.)

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 Capex (a valores históricos) ascendió a $ 452.989.

EGW, SEB e Hychico no realizaron pago a cuenta extraordinario del impuesto a las ganancias debido a que no cumplían con los requisitos mencionados.

RG 5391/2023 - AFIP

El 21 de julio de 2023 la AFIP publicó la RG 5391/2023 que establece nuevamente un pago a cuenta extraordinario del impuesto a las ganancias cancelable en 3 cuotas mensuales, para las sociedades, asociaciones, fundaciones, fideicomisos y fondos comunes de inversión que cumplan los siguientes parámetros:

i) hayan informado un resultado impositivo -sin aplicar la deducción de los quebrantos impositivos de ejercicios anteriores - que sea igual o superior a $600.000.000.-, y ii) no hayan determinado impuesto.

El pago a cuenta es del 15% sobre el resultado impositivo del período fiscal inmediato anterior a aquel al que corresponderá imputar el pago a cuenta, sin considerar la deducción de los quebrantos impositivos de ejercicios anteriores y será computable en el período fiscal siguiente al que se haya tomado como base de cálculo y no deberá ser tenido en cuenta cuando se efectúe una solicitud de reducción de anticipos.

El anticipo extraordinario es calculado sobre la base de la declaración jurada del ejercicio finalizado al 30 de abril de 2023 y será computado a cuenta de la declaración jurada del ejercicio siguiente.

Capex y sus subsidiarias no encuadran en los parámetros establecidos por la normativa para el ingreso de dicho anticipo.

RG 5453/2023 - AFIP

El 4 de diciembre de 2023 la AFIP publicó la RG 5453/2023 que estableció un pago a cuenta extraordinario del Impuesto a las Ganancias a cargo de los sujetos del sector hidrocarburífero que registren como actividad principal alguna de las detalladas a continuación:

• Extracción de petróleo crudo (incluye arenas alquitraníferas, esquistos bituminosos o lutitas, aceites de petróleo y de minerales bituminosos, petróleo, etc.)

• Extracción de gas natural (incluye gas natural licuado y gaseoso)

• Fabricación de productos de la refinación de petróleo

• Generación de energía térmica convencional (incluye la producción de energía eléctrica mediante máquinas turbo-gas, turbo vapor, ciclo combinado y turbo diesel)

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 13 – IMPUESTO A LAS GANANCIAS - PASIVO POR IMPUESTO DIFERIDO (Cont.)

y que en la declaración jurada correspondiente al período fiscal 2022 ó 2023, según corresponda, hubieran informado un resultado impositivo que fuera igual o superior a $ 600.000.000.-, sin aplicar la deducción de los quebrantos impositivos de ejercicios anteriores.

A los efectos de la determinación del pago a cuenta, los sujetos alcanzados debían considerar la declaración jurada del impuesto a las ganancias correspondiente al período fiscal 2022 ó 2023 según el cierre de ejercicio comercial; para el caso de la Sociedad corresponde considerar la declaración jurada correspondiente al período fiscal 04/2023.

El monto del pago a cuenta se determina aplicando la alícuota del 15% sobre el Resultado Impositivo -sin aplicar la deducción de los quebrantos impositivos de ejercicios anteriores conforme la ley del tributo- del período fiscal inmediato anterior a aquel al que corresponderá imputar el pago a cuenta.

En aquellos casos en que se haya declarado resultado impositivo por una o más actividades promovidas, el contribuyente podrá deducir del importe del pago a cuenta, el monto correspondiente a la desgravación por dicha actividad.

El pago a cuenta determinado conforme el procedimiento descripto, es abonado en 3 cuotas iguales y consecutivas.

Por último, quedan excluidos del pago a cuenta establecido en la presente aquellos sujetos alcanzados por la obligación establecida en las Resoluciones Generales Nros. 5391 o 5424, para el mismo período fiscal, o que hubiesen obtenido un certificado de exención del impuesto a las ganancias -vigente en los períodos comprendidos en los párrafos primero y segundo del artículo 3°-, en los términos de la Resolución General N°2681, sus modificatorias y complementarias.

Capex encuadra en los parámetros establecidos, por lo cual corresponde el ingreso del anticipo extraordinario mencionado por un total de $ 1.257.913 (a valores históricos), el cual fue abonado en su totalidad a la fecha de emisión de los presentes Estados financieros consolidados.

NOTA 14 - 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.

narias potenciales dilusivas.
	30.04.2024	30.04.2023
Resultado neto atribuible a los accionistas de la Sociedad	(35.498.771)	90.012.847
Nº medioponderado de acciones ordinarias en circulación	179.802	179.802
Resultado neto por acción básico y diluido	(197,4326)	500,6221
	30.04.2024	30.04.2023
Resultado integral atribuible a los accionistas de la Sociedad	(30.444.046)	102.414.228
Nº medio ponderado de acciones ordinarias encirculación	179.802	179.802
Resultado integral por acción básico y diluido	(169,3198)	569,5945

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NOTA 15 - PROPIEDAD, PLANTA Y EQUIPO

Concepto			Valores de origen	Valores de origen
	Al inicio del ejercicio	Altas (2)	Obras en curso finalizadas	Bajas	Revalúo técnico	Al cierre del ejercicio
Activos de exploración O&G(1) Activos de explotación O&G Agua del Cajón Loma Negra y La Yesera Pampa del Castillo y Bella Vista Oeste Puesto Zúñiga Obras en Curso O&G Agua del Cajón Loma Negra y La Yesera Pampa del Castillo y Bella Vista Oeste Puesto Zúñiga CT ADC Energía Eólica Terrenos, edificios y otros Planta de GLP – Agua del Cajón Parque Eólico Diadema (PED I) Repuestos y materiales Parque Eólico Diadema (PED II) Planta de Hidrógeno y Oxígeno	41.382.013 554.380.371 69.194.943 303.599.236 19.926.281 9.542.346 8.461.735 16.838.908 7.077.168 452.571.901 367.553 19.186.043 50.635.701 15.716.301 502.994 41.066.926 7.331.668	3.019.721 (995.228) 1.108.504 (4.224.943) 9.556 48.090.684 11.823.249 52.661.096 18.874.154 5.035.235 80.402 1.313.203 - - 33.882 - -	- 50.241.458 10.886.622 58.052.888 25.936.379 (51.333.886) (10.886.621) (58.195.171) (25.936.380) - - 1.234.711 - - - - -	(44.401.734) (292.203) - - - - - - - - - - - - - - -	- - - - - - - - - 7.441.116 - (242.562) (209.501) (64.817) - 880.504 -	- 603.334.398 81.190.069 357.427.181 45.872.216 6.299.144 9.398.363 11.304.833 14.942 465.048.252 447.955 21.491.395 50.426.200 15.651.484 536.876 41.947.430 7.331.668
Total al 30 de abril de 2024	1.617.782.088	136.829.515	-	(44.693.937)	7.804.740	1.717.722.406
Total al 30 de abril de 2023	1.434.542.440	163.331.456	-	-	19.908.192	1.617.782.088

Concepto			Depreciaciones	Depreciaciones		Neto resultante al 30.04.2024	Neto resultante al 30.04.2023
	Al inicio del ejercicio	Del ejercicio	Bajas	Desvaloriza- ciones / (recupero) (Nota 11)	Acumuladas al cierre del ejercicio
Activos de exploración O&G(1) Activos de explotación O&G Agua del Cajón Loma Negra y La Yesera Pampa del Castillo y Bella Vista Oeste Puesto Zúñiga Obras en Curso O&G Agua del Cajón Loma Negra y La Yesera Pampa del Castillo y Bella Vista Oeste Puesto Zúñiga CT ADC Energía Eólica Terrenos, edificios y otros Planta de GLP Parque Eólico Diadema (PED I) Repuestos y materiales Parque Eólico Diadema (PED II) Planta de Hidrógeno y Oxígeno	- 350.027.873 29.124.093 87.440.140 3.100.235 - - - - 338.060.370 - 5.103.772 44.654.862 10.391.521 - 17.149.122 7.331.668	- 20.211.773 7.659.472 28.065.509 6.199.051 - - - - 10.360.274 - 533.030 935.295 641.542 - 1.736.284 393.241	- (193.404) - - - - - - - - - - - - - - -	- - - 16.138.300 - - - - - - - - - - - (206.292) (393.241)	- 370.046.242 36.783.565 131.643.949 9.299.286 - - - - 348.420.644 - 5.636.802 45.590.157 11.033.063 - 18.679.114 7.331.668	- 233.288.156 44.406.504 225.783.232 36.572.930 6.299.144 9.398.363 11.304.833 14.942 116.627.608 447.955 15.854.593 4.836.043 4.618.421 536.876 23.268.316 -	41.382.013 204.352.498 40.070.850 216.159.096 16.826.046 9.542.346 8.461.735 16.838.908 7.077.168 114.511.531 367.553 14.082.271 5.980.839 5.324.780 502.994 23.917.804 -
Total al 30 de abril de 2024	892.383.656	76.735.471	(193.404)	15.538.767	984.464.490	733.257.916
Total al 30 de abril de 2023	890.250.512	68.115.453	-	(65.982.309)	892.383.656		725.398.432

(1) Corresponde a inversiones en exploración y la baja en el área de Parva Negra Oeste (ver Nota 1).

(2) Las altas de los activos de explotación de O&G Incluyen el efecto de la reestimación de costos de abandono de pozos que fue imputado contra el pasivo de abandono (Ver nota 3.16).

Del cargo por depreciaciones al 30 de abril de 2024 y 2023 $ 76.333.854 y $ 67.756.796, respectivamente, se imputaron a Costo de venta y $ 401.617 y $ 358.657, respectivamente, a Gastos de administración.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 15 - 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) Planta de GLP(1) PED I(1) PED II(1) Bienes no sujetos a revaluación Total CT ADC(1) Edificio y terreno Neuquén(1) Planta de GLP(1) PED I(1) PED II(1) Bienes no sujetos a revaluación Total	Neto resultante al 30.04.2023	Altas del ejercicio - neto	Desvaloriza- ción / (recupero)	Depreciación del ejercicio a valor de costo	Valor residual a valor de costo al 30.04.2024
	78.119.523 5.035.237 - (8.267.108) 74.887.652 7.264.920 1.092.430 - (2.018) 8.355.332 3.715.813 - - (482.290) 3.233.523 4.696.849 - - (567.667) 4.129.182 23.917.804 - 206.292 (1.736.284) 22.387.812 564.301.391 86.201.315 (15.745.059) (63.059.732) 571.697.915
	682.016.300 92.328.982 (15.538.767) (74.115.099) 684.691.416
	Revalúo al 30.04.2023	Revalúo - Aumento / (Disminución) del ejercicio	Depreciación del ejercicio - revalúo	Valor residual de revalúo al 30.04.2024	Neto resultante al 30.04.2024
	36.392.007 7.441.117 (2.093.167) 41.739.957 116.627.609 4.097.168 (242.563) (326) 3.854.279 12.209.611 2.265.026 (209.501) (453.005) 1.602.520 4.836.043 627.931 (64.817) (73.874) 489.240 4.618.422 - 880.504 - 880.504 23.268.316 - - - - 571.697.915
	43.382.132 7.804.740 (2.620.372) 48.566.500 733.257.916

(1) ver Nota 4.5

Al 30 de abril de 2024 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 16 – ACTIVOS INTANGIBLES

Concepto		Valores de origen		Neto resultante al 30.04.2024
	Al inicio del ejercicio	Altas	Al cierre del ejercicio
Llave de negocio (1)	-	385.239	385.239	385.239
Parque Solar“La Salvación”		4.279.816	4.279.816	4.279.816
Total al 30 de abril de 2024	-	4.665.055	4.665.055	4.665.055
Total al 30 de abril de 2023	-	-	-	-

(1) Ver Nota 41

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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NOTA 17 – ACTIVOS Y PASIVOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA

TA 17 – ACTIVOS Y PASIVOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA
	30.04.2024 30.04.2023
ACTIVOS
Activos financieros a costo amortizado
Cuentas por cobrar comerciales y otras cuentas por cobrar	64.653.373 48.772.260
Inversiones financieras a costo amortizado	117.628 2.208.132
Caja y bancos	10.171.401 2.375.973
**Total **	74.942.402 53.356.365
Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados
Inversiones financieras a valor razonable	6.012.161 6.354.324
Total	6.012.161 6.354.324
PASIVOS
Pasivos financieros a costo amortizado	418.231.730 339.085.062
Total	418.231.730 339.085.062

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.

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

	30.04.2024 30.04.2023
Calidad crediticia “Mínima Aa-bf.ar” (Moody’s o sus equivalentes) Efectivo y equivalentes de efectivo Calidad crediticia “Mínima Investment Grade” Efectivo y equivalentes de efectivo Inversiones a costo amortizado Inversiones a valor razonable Total	14.200.671 2.375.973 557.944 6.354.324 117.628 2.208.132 1.424.947 -
	16.301.190 10.938.429

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

calidad crediticia de las Cuentas por cobrar comerciales es la siguiente:
	30.04.2024 30.04.2023
De plazo vencido
De 0 a 3 meses	18.400.132 15.066.667
De 6 a 9 meses	40.732 739.776
De 9 a 12 meses	83.844 -
De plazo a vencer
De 0 a 3 meses	45.324.662 32.260.399
De 3 a 6 meses	5.408 -
De 6 a 9 meses	389 -
De 9 a 12 meses	389 -
Total	63.855.556 48.066.842

Adicionalmente, en lo que respecta a los créditos con CAMMESA, ver Nota 23.

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

calidad crediticia de las Otras cuentas por cobrar es la siguiente:
	30.04.2024 30.04.2023
Sin plazo (expuesto en el activo corriente)	3.599.556 1.231.493 1.378.943 -
Sin plazo (expuesto en el activo no corriente)
De plazo a vencer
De 0 a 3 meses	19.713.802 14.566.254
De 3 a 6 meses	843.876 548.854
De 6 a 9 meses	843.876 574.107
De 9 a 12 meses	843.876 545.038
Más de 1 año	4.565.924 3.269.716
Total	31.789.853 20.735.462

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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

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

(i) Medición del activo por arrendamiento

La evolución de los activos por derecho de uso del Grupo en el ejercicio finalizado al 30 de abril de 2024 es la siguiente:

	Edificios	Total
Saldo al 30 de abril de 2023	655.836	655.836
Alta	2.063.018	2.063.018
Depreciación del ejercicio	(999.672)	(999.672)
Saldo al 30 de abril de 2024	1.719.182	1.719.182

La depreciación de los derechos de uso por los ejercicios al 30 de abril de 2024 y 2023 se incluyen el rubro Gastos de Administración.

(ii) Medición de los pasivos por arrendamiento

Al 30 de abril de 2024 y 2023 el valor de la deuda por arrendamiento asciende a $ 2.198.973 y $ 666.244, respectivamente, y se encuentra expuesta en el rubro “Cuentas por Pagar Comerciales (Nota 29), 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 Altas Pagos realizados Actualización financiera Diferencias de cambio, netas Saldo al cierre	30.04.2024 30.04.2023
	666.244 1.735.355 2.148.469 - (989.302) (1.078.044) (2.075.566) 180.594 2.449.128 (171.661)
	2.198.973 666.244

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

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 Mas de 2 años Total NOTA 20 - REPUESTOS Y MATERIALES No corriente Repuestos y materiales de consumo Total Corriente Repuestos y materiales de consumo Total		30.04.2024	30.04.2023
	De 0 a 3 meses	257.418	333.122
	De 3 a 6 meses	257.418	333.122
	De 6 a 9 meses	257.418	-
	De 9 a 12 meses	257.417	-
	De 1 a 2 años	1.029.668	-
	Mas de 2 años	139.634	-
	Total	2.198.973	666.244
		30.04.2024	30.04.2023
	No corriente
	Repuestos y materiales de consumo	32.937.854	30.439.947
	Total	32.937.854	30.439.947
	Corriente	9.169.430
	Repuestos y materiales de consumo		8.678.168
	Total	9.169.430	8.678.168

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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NOTA 21 – INVENTARIOS

TA 21 – INVENTARIOS
	30.04.2024 30.04.2023
Petróleo	3.537.747 6.039.919 410.006 88.492
Propano y butano
Total	3.947.753 6.128.411
TA 22 - OTRAS CUENTAS POR COBRAR
	30.04.2024 30.04.2023
No corriente
En moneda nacional
Impuesto a las ganancias	88.604 -
Otros créditos fiscales	- 228.653
En moneda extranjera (Nota 37)
Anticipos varios	1.378.943 96.223
Créditos a recuperar UT	4.362.343 2.944.839
Diversos	114.977 -
Total	5.944.867 3.269.715
Corriente
En moneda nacional
Anticipos varios	1.716.874 837.456 238.398 670.209 5.372.625 193.378 10.189.032 11.661.305 369.685 210.123 306.701 536.121 1.540.760 217.015 62.349 89.325 407.190 470.619 16.031 81.000 390.627 234.792 195.442 429.676 1.882.682 51.033 3.004.528 1.586.957 152.062 196.739
Impuesto a los ingresos brutos
Impuesto a las ganancias (Retenciones y anticipos ordinarios y extraordinarios)
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
Diversos
En moneda extranjera (Nota 37)
Anticipos varios
Créditos a recuperar UT
Diversos
Total	25.844.986 17.465.748

NOTA 22 - OTRAS CUENTAS POR COBRAR

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:
	30.04.2024 30.04.2023
Sin plazo (expuesto en el activo corriente) Sin plazo (expuesto en el activo no 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	3.599.556 1.231.493 1.378.943 - 19.713.802 14.566.255 843.876 548.854 843.876 574.107 843.876 545.038 4.565.924 3.269.716
	31.789.853 20.735.463

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NOTA 23 – CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES

TA 23 – CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES
	30.04.2024 30.04.2023
Corriente
En moneda nacional
Por venta de petróleo y otros	361.701 461.728
Por venta de energía y otros	29.398.219 18.234.264 1.869.428 9.938.173 (6.425.544) - 37.302.230 18.399.094 1.229.292 953.532 120.230 80.051
Créditos con partes relacionadas (Nota 36.b)
Desvalorización de créditos con CAMMESA
En moneda extranjera (Nota 37)
Por venta de petróleo y otros
Por venta de energía y otros
Créditos conpartes relacionadas(Nota 36.b)
Total	63.855.556 48.066.842

Al 30 de abril de 2024 y 2023, el monto de cuentas por cobrar comerciales por $ 63.855.556 y $ 48.066.842, respectivamente, cumplen en su integridad con sus términos contractuales y su valor razonable no difiere significativamente del valor de libros.

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

nálisis de antigüedad de saldos de las Cuentas por cobrar es el siguiente:
	30.04.2024 30.04.2023
De plazo vencido
De 0 a 3 meses	18.400.132 15.066.667 40.732 739.776 83.844 -
De 6 a 9 meses
De 9 a 12 meses
De plazo a vencer
De 0 a 3 meses	45.324.662 32.260.399 5.408 - 389 - 389 -
De 3 a 6 meses
De 6 a 9 meses
De 9 a 12 meses
Total	63.855.556 48.066.842

Al 30 de abril de 2024 y 2023 no existe provisión por pérdidas esperadas para cuentas por cobrar comerciales.

Mediante la Res. 58/2024 del 6 de mayo de 2024, modificada por la Res. 66/2024 y Res. 77/2024 del 7 y 16 de mayo de 2024 respectivamente, la SE estableció un régimen excepcional, transitorio y único para el pago de las transacciones económicas del MEM de diciembre 2023, y enero y febrero 2024, con vencimientos en los meses de enero, febrero y marzo de 2024 respectivamente. correspondiente a los Acreedores del MEM, con el objeto de restablecer la cadena de pago de las transacciones económicas corrientes y preservar el abastecimiento del servicio público de electricidad, ante el déficit de los recursos disponibles en el Fondo de Estabilización del MEM y la emergencia declarada por el Dto. N° 55 del 16 de diciembre de 2023 y el Dto. N° 70 del 20 de diciembre de 2023. En el caso de Capex, dichas transacciones ascienden a $ 19.955.210 y en el caso de Hychico a $ 718.732. En dicho marco, la SE: (i) instruyó a CAMMESA a determinar los importes correspondientes con cada acreedor del MEM y suscribir un acuerdo; y (ii) estableció la siguiente modalidad de pago:

a. Las Liquidaciones de los Acreedores del MEM por las Transacciones Económicas de los meses de diciembre de 2023 y enero de 2024, serán canceladas a los DIEZ (10) días hábiles de la fecha de los acuerdos individuales mediante la entrega de títulos públicos “BONOS DE LA REPÚBLICA ARGENTINA EN DÓLARES ESTADOUNIDENSES STEP UP 2038” (BONO USD 2038 L.A.). El cálculo de los montos nominales a entregar de cada bono se realizará al tipo de cambio de referencia (Com. A3500) a la cotización vigente al cierre del día de la fecha de la aceptación formal por parte de los Agentes Acreedores del MEM según el procedimiento antes señalado.

b. Las liquidaciones de los Acreedores del MEM por la Transacción Económica del mes de febrero de 2024 serán canceladas con los fondos disponibles en las cuentas bancarias habilitadas en CAMMESA.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 23 – CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES (Cont.)

En ese marco, el 21 de mayo de 2024 Capex e Hychico celebraron con CAMMESA un acuerdo, en virtud del cual CAMMESA abonaría dentro de los diez días de la firma del acuerdo las transacciones de los meses de diciembre de 2023 y enero de 2024 mediante la entrega de títulos públicos “Bonos de la República Argentina en dólares estadounidenses step up 2038” (“Bono USD 2038 LA”), mientras que la transacción económica del mes de febrero de 2024 sería abonada con fondos disponibles en las cuentas bancarias habilitadas en CAMMESA dentro de las 48hs contadas a partir de la firma del acuerdo.

Con fecha 21 y 27 de mayo de 2024, CAMMESA ha abonado las transacciones mencionadas, en los términos del acuerdo firmado. Al 30 de abril de 2024, Capex e Hychico han desvalorizado los créditos correspondientes a las transacciones de diciembre 2023 y enero 2024, considerando la cotización del instrumento recibido, reconociendo una desvalorización de los créditos por $ 6.425.544 con contrapartida en Otros (egresos) / ingresos operativos netos.

NOTA 24 – INVERSIONES FINANCIERAS

a) a costo amortizado Corriente En moneda extranjera (Nota 37) Plazos fijos Total b) a valor razonable Corriente En moneda extranjera (Nota 28) Títulos Públicos Total Según el plazo estimado de cobro, los mismos se agrupan como sigue: Sin Plazo De plazo a vencer De 9 a 12 meses Total NOTA 25 - EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO Corriente En moneda nacional Caja Bancos Inversión financiera -Fondos comunes de inversión En moneda extranjera (Nota 37) Caja Bancos Inversión financiera a costo amortizado (Cuenta remunerada) Inversión financiera-Fondos comunes de inversión Total	a) a costo amortizado
		30.04.2024 30.04.2023
	Corriente
	En moneda extranjera (Nota 37)
	Plazos fijos	- 2.169.593
	Total	- 2.169.593
	b) a valor razonable
		30.04.2024 30.04.2023
	Corriente
	En moneda extranjera (Nota 28)
	Títulos Públicos	1.351.908 -
	Total	1.351.908 -
		30.04.2024 30.04.2023
	Sin Plazo	1.351.908 -
	De plazo a vencer	- 2.169.593
	De 9 a 12 meses
	Total	1.351.908 2.169.593
		30.04.2024 30.04.2023
	Corriente
	En moneda nacional
	Caja	792 3.087 9.494.738 1.470.350 4.587.214 6.348.616 7.358 7.399 668.513 895.137 117.628 38.539 73.039 5.709
	Bancos
	Inversión financiera -Fondos comunes de inversión
	En moneda extranjera (Nota 37)
	Caja
	Bancos
	Inversión financiera a costo amortizado (Cuenta remunerada)
	Inversión financiera-Fondos comunes de inversión
	Total	14.949.282 8.768.837

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 25 - EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO (Cont.)

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

	30.04.2024 30.04.2023
Caja y bancos	10.171.401 2.375.973
Inversiones financieras -Fondos comunes de inversión (Nota 4.5)	4.660.253 6.354.325
Inversiones financieras a costo amortizado	117.628 38.539
Adelantos encuenta corriente	(511.102) (6.814.756)
Total	14.438.180 1.954.081

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 2023 179.802.282 Saldos al 30 de abril de 2024 179.802.282	Valor nominal por acción Capital social Ajuste de capital Prima de emisión Ajuste prima de emisión
	$ $ $ $ $
	1 179.802 78.582.087 79.686 34.826.627 1 179.802 78.582.087 79.686 34.826.627

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 3.12.

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

NOTA 27 - RESERVAS

a) Evolución de reservas

Saldos al 30 de abril de 2022 Constitución de reserva dispuesta por 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 Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria del 23 de agosto de 2023 Resultado integral del ejercicio Desafectación de Reserva por revaluación de activos Saldos al 30 de abril de 2024	Reserva legal Reserva facultativa(1) Reserva por revaluación de activos (ver punto b)
	7.729.429 162.870.908 17.049.401 2.043.664 13.009.698 - (41.748.751) - - - 12.401.381 - - (1.359.254)
	9.773.093 134.131.855 28.091.528 4.568.606 86.803.495 - - - 5.054.725 - - (1.681.415)
	14.341.699 220.935.350 31.464.838

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

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NOTA 27 – RESERVAS (Cont.)

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 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 Incremento / (disminución) 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 2024	CT ADC Planta GLP PED I PED II Edificio y Terreno Neuquén Total Atribuible a la Sociedad Atribuible a la Participación minoritaria
	8.776.190 2.247.577 1.408.241 272.310 4.673.759 17.378.077 17.049.401 328.676
	25.274.196 (590.124) (1.288.638) (394.771) (3.092.467) 19.908.196 20.131.281 (223.085) (9.529.917) 206.518 444.118 138.169 1.082.360 (7.658.752) (7.729.900) 71.148
	15.744.279 (383.606) (844.520) (256.602) (2.010.107) 12.249.444 12.401.381 (151.937) (1.331.850) (571.031) (225.481) (24.170) (744) (2.153.276) (2.091.183) (62.093) 466.164 199.845 78.931 8.463 261 753.664 731.929 21.735
	(865.686) (371.186) (146.550) (15.707) (483) (1.399.612) (1.359.254) (40.358)
	23.654.783 1.492.785 417.171 1 2.663.169 28.227.909 28.091.528 136.381
	7.441.117 (209.501) (64.817) 880.504 (242.563) 7.804.740 7.818.292 (13.552) (2.604.365) 52.808 13.672 (308.177) 84.866 (2.761.196) (2.763.567) 2.371
	4.836.752 (156.693) (51.145) 572.327 (157.697) 5.043.544 5.054.725 (11.181)
	(2.093.167) (453.005) (73.874) - (326) (2.620.372) (2.586.792) (33.580) 732.608 158.552 25.856 - 113 917.129 905.377 11.752
	(1.360.559) (294.453) (48.018) - (213) (1.703.243) (1.681.415) (21.828)
	27.130.977 1.041.639 318.006 572.328 2.505.259 31.568.209 31.464.838 103.371

(1) Se imputa a resultados acumulados

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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NOTA 28 - RESULTADOS NO ASIGNADOS

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 Constitución de reserva dispuesta por 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 Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria del 23 de agosto de 2023 Resultado integral del período Desafectación de Reserva por revaluación de activos (Nota 27) Saldo al 30 de abril de 2024	30.04.2024	30.04.2023
		40.873.288 (25.819.926) (15.053.362) 90.012.847 1.359.254
	91.372.101 (91.372.101) (35.498.771) 1.681.415	91.372.101
	(33.817.356)

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 la Clase II, V y VIII 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 8 de julio de 2024

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NOTA 29 - CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES

TA 29 - CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES
	30.04.2024	30.04.2023
No corriente
En moneda extranjera (Nota 37)	1.169.302 1.398.875
Deudas por arrendamiento (Nota 19)		-
Provisionesvarias		1.251.567
Total	2.568.177	1.251.567
	37.530.538 343.080 6.484.689 10.278.638 1.029.671 5.755.651
Corriente
En moneda nacional
Proveedores		56.256.412
Deudas con partes relacionadas (Nota 36.b)		5.530
Provisiones varias		13.196.437
En moneda extranjera (Nota 37)
Proveedores		12.581.699
Deudas por arrendamiento (Nota 19)		666.244
Provisiones varias		722.708
Total	61.422.267	83.429.030

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

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

ún el plazo estimado de pago, los mismos se agrupan como sigue:
	30.04.2024 30.04.2023
Sin plazo (expuesto en el pasivo corriente)	4.004.419 3.877.542
De plazo vencido De 0 a 3 meses De 3 a 6 meses De 6 a 9 meses De 9 a 12 meses 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	58.584 241.598 - 461.565 6.975 13.695 8.571 2.878 55.368.161 78.249.350 658.519 194.134 658.519 194.134 658.519 194.134 1.192.302 118.075 1.375.875 1.133.492
	63.990.444 84.680.597

NOTA 30 - DEUDAS FINANCIERAS

	30.04.2024 30.04.2023
No corriente
En moneda nacional
Comisiones y gastos a devengar - Obligaciones Negociables	(3.066.803) (433.127) 280.518.446 241.778.479
En moneda extranjera (Nota 37)
Obligaciones Negociables
Total	277.451.643 241.345.352

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 30 - DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

TA 30 - DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)
	30.04.2024 30.04.2023
Corriente	511.102 6.814.756 (1.069.230) (290.118) 16.267.681 - 61.080.090 6.534.475
En moneda nacional
Adelantos en cuenta corriente
Comisiones y gastos a devengar - Obligaciones Negociables
En moneda extranjera (Nota 37)
Préstamos bancarios
Obligaciones Negociables
Total	76.789.643 13.059.113
evolución de los préstamos es la siguiente: Saldo al inicio RECPAM Adelantos en cuenta corriente Emisión de ON y toma de préstamos Devengamientos: Interés devengado Comisiones y gastos devengados Diferencia de cambio generada por deudas en moneda extranjera Pagos: Intereses Capital Saldo al cierre
	30.04.2024 30.04.2023
	254.404.465 236.028.453 (437.195.322) (168.197.861) (6.303.654) 3.294.891 105.716.181 35.207.867 33.441.905 18.123.884 1.867.319 678.265 427.186.682 150.580.398 (20.979.290) (17.863.419) (3.897.000) (3.448.013) 354.241.286 254.404.465

La evolución de los préstamos es la siguiente:

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

	30.04.2024 30.04.2023
De 0 a 3 meses	45.766.833 12.716.105 7.578.521 (72.529) 112.363 (72.529) 23.331.926 488.066 18.599.393 207.109.763 258.852.250 34.235.589
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	354.241.286 254.404.465

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

	30.04.2024 30.04.2023
Dólar Estadounidense	263.652.993 213.644.236
Dólar link	94.213.224 34.668.718
Pesos	511.102 6.814.756
Comisiones a devengar en pesos	(4.136.033) (723.245)
Total	354.241.286 254.404.465

Las deudas en dólares relacionadas con las ON Clase II devengan un interés promedio anual del 6,875% al 30 de abril de 2024 y 2023, respectivamente. Las ON Clase V y VIII devengan un interés promedio anual del 9,25% y 5,95%, respectivamente, al 30 de abril de 2024.. Las ON Clase III, IV, VI y VII no devengan interés. Los adelantos en cuenta corriente que se encuentran vigentes al cierre del ejercicio devengaron un interés promedio anual del 59 % y 75 % al 30 de abril de 2024 y 2023, respectivamente.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 30 – DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

Canje de Obligaciones Negociables Clase II por Clase V

Con fecha 24 de julio de 2023, Capex S.A. anunció el comienzo de su oferta de canje para canjear todas y cada una de sus Obligaciones Negociables Clase II en circulación a una tasa de interés del 6,875 % con vencimiento en 2024 por Obligaciones Negociables Clase V, a una tasa de interés del 9,250 % con vencimiento en 2028 a ser emitidas, y efectivo, según corresponda, conforme a los términos y sujeto a las condiciones establecidas en el Prospecto de Oferta de Canje emitido por Capex el 24 de julio de 2023.

Con fecha 7 de agosto de 2023, Capex anunció la extensión de la fecha de participación temprana hasta el 18 de agosto de 2023.

Los resultados de la Oferta del Canje fueron anunciados el día 21 de agosto de 2023, siendo los siguientes:

• (i) US$ 15.858.000 del monto de capital total de las Obligaciones Negociables Clase II Existentes, representativas de aproximadamente 6,64% del monto de capital total de las Obligaciones Negociables Clase II Existentes en circulación fueron ofrecidas en canje (y no fueron válidamente retiradas) bajo la Opción A, por lo tanto, por cada US$ 1.000 del monto de capital de Obligaciones Negociables Clase II Existentes válidamente ofrecidas y aceptadas al canje, los Tenedores Elegibles recibieron US$ 1000 en efectivo, y

• (ii) US$ 181.540.000 del monto de capital total de las Obligaciones Negociables Clase II Existentes, representativas de aproximadamente 76,01% del monto de capital total de las Obligaciones Negociables Clase II Existentes en circulación fueron ofrecidas en canje (y no fueron válidamente retiradas) bajo la Opción B, por lo tanto por cada US$ 1.000 del monto de capital de Obligaciones Negociables Clase II Existentes válidamente ofrecidas y aceptadas al canje, los Tenedores Elegibles recibieron US$ 1.040 del monto de capital de Nuevas Obligaciones Negociables, o sea Capex emitió US$ 188.801.600 Obligaciones Negociables Clase V, a una tasa de interés de 9,25%, cuyo monto de capital será pagadero en 8 cuotas semestrales y consecutivas, comenzando el 25 de febrero de 2025 y el pago de los intereses será los días 25 de febrero y 25 de agosto de cada año, a partir del 25 de febrero de 2024.

Los resultados de la oferta arrojaron una participación de US$ 197.398.000 del monto de capital total de las Obligaciones Negociables Clase II Existentes, representativas de aproximadamente el 82,65% del monto de capital total de las Obligaciones Negociables Clase II Existentes que se encontraban en circulación.

Asimismo, en la fecha de liquidación Capex abonó en efectivo los intereses devengados sobre las Obligaciones Negociables Clase II Existentes aceptadas al canje por un monto total de US$ 3.769.753,57.

El resto de los tenedores de las Obligaciones Negociables Clase II, por un monto de US$ 41.448.000, no ingresaron al canje.

Como consecuencia del canje de deuda, la Sociedad registró una pérdida de $ 9.174.310 que se expone en la línea Intereses del rubro “Costos Financieros”.

Conforme NIIF la operación de canje se consideró nueva deuda, ya que la misma resultó sustancialmente diferente a la deuda preexistente. Cuantitativamente, la variación de la deuda fue superior al 10% y, entre los factores cualitativos, en la fecha de renegociación, el pasivo se encontraba próximo a su fecha de vencimiento, extendiendo su plazo de manera significativa; lo que dio como resultado que la nueva tasa se aproxime a la tasa de interés actual de mercado para los nuevos términos y condiciones.

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NOTA 30 – DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

a) Obligaciones Negociables Senior Notes Clase V

El 25 de agosto de 2023 la Sociedad emitió la Clase V de Obligaciones Negociables por un monto de US$ 188,8 millones bajo el Programa Global de Obligaciones Negociables.

Las principales características son:

Monto de la Emisión: US$ 188.801.600. Fecha de Emisión: 25 de agosto de 2023. Fecha de Vencimiento: 25 de agosto de 2028. Precio de Emisión: 100%

Tasa de interés: 9,25% 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 de los intereses será los días 25 de febrero y 25 de agosto de cada año, a partir del 25 de febrero de 2024.

Amortización: en 8 cuotas semestrales y consecutivas, comenzando el 25 de febrero de 2025. Valor adeudado: US$ 188.801.600

El saldo al 30 de abril de 2024 asciende a $ 168.255.756, de las cuales $ 23.456.729 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 2024 asciende a $ 3.669.041, de las cuales $ 848.669 son corrientes.

b) Obligaciones Negociables Senior Notes Clase II

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 II de Obligaciones Negociables por un monto de US$ 300 millones bajo el Programa Global de Obligaciones Negociables.

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 amortizó en una única cuota el 15 de mayo de 2024. Valor recomprado: US$ 61.154.000

Valor cancelado en efectivo: US$ 15.858.000 Valor canjeado con ON Clase V: US$ 188.540.000 Valor adeudado: US$ 41.448.000

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NOTA 30 – DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

El saldo al 30 de abril de 2024 asciende a $ 37.623.361 siendo en su totalidad 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 2024 asciende a $ 13.793, las cuales son corrientes. A la fecha de emisión de los presentes Estados financieros, la ON clase II se canceló en su totalidad.

c) Obligaciones Negociables Senior Notes Clase III y IV

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:

c.1) Obligaciones negociables Clase III en dólar link 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.

El saldo al 30 de abril de 2024 asciende a $ 19.668.623 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 2024 asciende a $ 88.253, de las cuales $ 48.222 son corrientes.

c.2) Obligaciones negociables Clase IV en dólar link 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

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.

El saldo al 30 de abril de 2024 asciende a $ 15.401.377 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 2024 asciende a $ 85.293, de las cuales $ 30.166 son corrientes.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 30 – DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

d) Obligaciones Negociables Senior Notes Clase VI y VII

Con fecha 7 de septiembre 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:

d.1) Obligaciones negociables Clase VI en dólar link 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$ 30.676.500. Fecha de Emisión: 7 de septiembre de 2023. Fecha de Vencimiento: 7 de septiembre de 2026. Precio de Emisión: 116,3% del valor nominal. Tasa de interés: 0 %.

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.

El saldo al 30 de abril de 2024 asciende a $ 26.895.621 siendo en su totalidad no corrientes.

d.2) Obligaciones negociables Clase VII en dólar link 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$ 39.323.500. Fecha de Emisión: 7 de septiembre de 2023. Fecha de Vencimiento:7 de septiembre de 2027. Precio de Emisión: 100% del valor nominal. Tasa de interés: 0 %.

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.

El saldo al 30 de abril de 2024 asciende a $ 34.476.879 siendo en su totalidad no corrientes.

Adicionalmente, se han deducido del pasivo las comisiones y gastos pagados con relación a las obligaciones negociables Clase VI y VII, las cuales se devengarán en el plazo de la deuda. El saldo de dichas comisiones al 30 de abril de 2024 asciende a $ 5.049, de las cuales $ 1.504 son corrientes.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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NOTA 30 – DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

e) Obligaciones Negociables Senior Notes Clase VIII

El 29 de abril de 2024 la Sociedad emitió la Clase VIII de Obligaciones Negociables por un monto de US$ 47,4 millones bajo el Programa Global de Obligaciones Negociables.

Las principales características son:

Monto de la Emisión: US$ 47.354.472. Fecha de Emisión: 29 de abril de 2024. Fecha de Vencimiento: 29 de junio de 2026. Precio de Emisión: 100%

Tasa de interés: 5,95% nominal anual.

Fechas de Pago de Intereses: devenga intereses compensatorios pagaderos por períodos trimestrales, a partir de la fecha de la firma con excepción del último período de intereses, que será irregular. Las fechas de pago de los intereses será los días 29 de julio, 29 de octubre, 29 de enero y 29 de abril de cada año y en la fecha de vencimiento el 29 de junio de 2026.

Amortización: se amortizará en un único pago a su vencimiento Valor adeudado: US$ 47.354.472

El saldo al 30 de abril de 2024 asciende a $ 41.506.195 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 2024 asciende a $ 274.604, de las cuales $ 126.874 son corrientes.

Adicionalmente, ver nota 44 b).

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 estados financieros al 30 de abril de 2024, la Sociedad y sus Sociedades Restringidas cumplen con todos los compromisos asumidos.

Para mayor información ver el Prospecto y el Suplemento de Precio de la emisión de las Obligaciones Negociables correspondientes al Programa Global de Obligaciones Negociables por US$ 600.000.000 de la Sociedad.

Resumen de Obligaciones Negociables

Obligaciones Negociables	Monto en US$	Monto en $ (en miles)	Calificación (a la fecha de emisión de los presentes Estados financieros)
Clase II (1)	41.448.000	36.329.172	Calificación internacional: “B-” y “CCC“por parte de Fitch y Standard & Poor´s, respectivamente. Calificación local: “AA” y “raB+”, por parte de Fix y Standard & Poor´s, respectivamente
Clase V(1)	188.801.600	165.484.602
Clase III(2)	22.433.559	19.668.623
Clase IV(2)	17.566.441	15.401.377
Clase VI(2)	30.676.500	26.895.621
Clase VII (2)	36.780.842(3)	34.476.879
Clase VIII(1)	47.354.472	41.506.195

• (1) No incluyen los intereses devengados al cierre.

(2) Tipo de cambio de referencia BCRA Comunicación “A”3500.

(3) Monto de ON neto de las compras efectuadas por SEB e Hychico.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 30 – DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

El valor razonable de las Obligaciones Negociables de la Sociedad al 30 de abril de 2024 y 30 de abril de 2023 asciende aproximadamente a $ 288.201 millones y $ 168.688,9 millones, respectivamente. Dicho valor fue calculado en base al precio de mercado estimado de las ON de la Sociedad al cierre de cada ejercicio. Cabe destacar que las Ons Clase III, IV, VI y VII tienen una limitada liquidez en el mercado.

f) Préstamos bancarios

En el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2024, Capex obtuvo en el mercado bancario financiaciones de importaciones con Eurobanco por un monto de US$ 1.397.141 cuyos vencimientos operan en el período corriente.

Adicionalmente, la Sociedad obtuvo prefinanciaciones de exportaciones con los bancos Industrial and Commercial Bank of China y Citibank New York, por un capital de US$ 15.858.000 las cuales fueron canceladas durante mayo de 2024.

NOTA 31 – REMUNERACIONES Y CARGAS SOCIALES

NOTA 31 – REMUNERACIONES Y CARGAS SOCIALES	TA 31 – REMUNERACIONES Y CARGAS SOCIALES
Corriente En moneda nacional Remuneraciones y deudas sociales Provisionesvarias Total NOTA 32 – CARGAS FISCALES Corriente En moneda nacional Impuesto a las ganancias a pagar (neto) Retenciones y percepciones impositivas Impuesto al valor agregado Provisiónpor impuesto a los Ingresos Brutos Total NOTA 33 – OTRAS DEUDAS Corriente En moneda nacional Regalías de petróleo y gas Dividendos a pagar Total NOTA 34 – PROVISIONES Y OTROS CARGOS 1. Provisiones No corriente En moneda nacional Provisión por abandono de pozos Parajuiciosymultas Total		30.04.2024 30.04.2024
	Corriente
	En moneda nacional
	Remuneraciones y deudas sociales	2.270.706 2.162.389 5.726.963 5.457.174
	Provisionesvarias
	Total	7.997.669 7.619.563
		30.04.2024 30.04.2024
	Corriente
	En moneda nacional
	Impuesto a las ganancias a pagar (neto)	522 1.552.717
	Retenciones y percepciones impositivas	3.074.021 1.017.413 30.275 - 388.449 561.398
	Impuesto al valor agregado
	Provisiónpor impuesto a los Ingresos Brutos
	Total	3.493.267 3.131.528
		30.04.2024 30.04.2024
	Corriente
	En moneda nacional
	Regalías de petróleo y gas	3.609.292 2.801.610 22 86
	Dividendos a pagar
	Total	3.609.314 2.801.696
		30.04.2024 30.04.2024
	No corriente
	En moneda nacional
	Provisión por abandono de pozos	27.146.070 32.304.764
	Parajuiciosymultas	12.899 50.227
	Total	27.158.969 32.354.991

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 34 – PROVISIONES Y OTROS CARGOS (Cont.)

La provisión por abandono de pozos se constituyó en base a las estimaciones de la Gerencia respecto de las obligaciones relacionadas con el abandono de pozos en las áreas de hidrocarburos explotadas una vez finalizadas las operaciones, considerando la cantidad de pozos, los costos de abandono a largo plazo y el tiempo restante hasta el abandono.

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.

La evolución de dichas provisiones es la que se detalla a continuación:

Saldo al 30 de abril de 2022 Reestimación provisión abandono de pozo Efecto RECPAM Saldo al 30 de abril de 2023 Reestimación provisión abandono de pozo Efecto RECPAM Saldo al 30 de abril de 2024	11.516.968 20.856.911 (18.888)
	32.354.991 (4.197.610) (998.412)
	27.158.969

2. Contingencias

a) Medida cautelar y recursos administrativos

a.1) Resolución 821/10 de la SEN

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

Las sanciones aplicadas consistieron en:

• Una multa de $ 3.117 (expresada en moneda histórica),

• La entrega forzosa por parte de la Sociedad de 2.351 toneladas de GLP a otros productores y/o fraccionadores, cuyo valor de mercado ascendía a $ 3.853 (expresado en moneda histórica) aproximadamente, e

• Inhabilitación para exportar mientras no se cumplía con la resolución.

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

La Gerencia de la Sociedad, en concordancia con la opinión de los asesores legales internos y externos, considera que cuenta con sólidos argumentos para considerar estos reclamos improcedentes, por lo cual los Estados financieros al 30 de abril de 2024 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 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

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 8 de julio de 2024

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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 de marzo de 2016 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.

El ENARGAS y el Estado Nacional han apelado la sentencia, pero el primero lo realizó fuera de término y fue rechazada. La Cámara de General Roca emitió su sentencia el 21 de noviembre de 2023 informando que se rechazaba la apelación del Estado Nacional. El 12 de diciembre de 2023 el Estado Nacional planteó un Recurso Extraordinario que fue contestado por la Sociedad el 29 de diciembre de 2023.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

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 2024 no contemplan cargo alguno a resultados relacionado con estos conceptos.

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 34 – PROVISIONES Y OTROS CARGOS (Cont.)

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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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 que fue respondido con fecha 22 de septiembre de 2022.

El recurso extraordinario fue rechazado por la misma Sala el 27 de octubre de 2023 por no demostrar la arbitrariedad necesaria para esta presentación, así como tampoco una situación de gravedad institucional que admitiría la apertura del recurso. Posteriormente, en el mes de noviembre de 2023 la AFIP presentó un Recurso de Queja por Extraordinario Denegado ante la Corte Suprema de Justicia de la Nación.

(iv) 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.

(v)En marzo de 2022, la AFIP realizó un nuevo requerimiento de rectificación de las declaraciones juradas (OI 2.001.730) 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 2.001.730, 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 consolidados al 30 de abril de 2024 no contemplan cargo alguno a resultados relacionado con estos conceptos.

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NOTA 35 – COMPROMISOS

• En Nota 1 se detalla el compromiso de inversión de Capex con las provincias de: i) 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 ii) 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.

• 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 18% 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.

• 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 (ver Nota 30)

• En relación con la venta de energía eólica de Hychico, de acuerdo con el contrato firmado con CAMMESA, Hychico se compromete a entregar hasta un máximo de 361.755 MWh y CAMMESA a pagar dicha energía en los términos establecidos en el acuerdo, durante un plazo de 15 años (lo que ocurra primero) (ver Nota 39).

• En relación con el contrato suscripto entre E G WIND S.A. y CAMMESA, E G WIND se compromete a abastecer por 20 años (desde la habilitación comercial) la energía contratada por CAMMESA para cada año de producción, mientras que este último se compromete a adquirir o pagar la energía generada (ver Nota 40).

• En relación con el cómputo en tercios del ajuste por inflación fiscal positivo en los ejercicios finalizados al 30 de abril de 2024 y 2023, Capex 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 13).

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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 son las siguientes:

a) Transacciones realizadas con partes relacionadas

a.i.) Con la sociedad controlante

Las operaciones con la sociedad controlante C.A.P.S.A. fueron:

Con la sociedad controlante peraciones con la sociedad controlante C.A.P.S.A. fueron:
	30.04.2024	30.04.2023
Venta de energía eléctrica Gastos correspondientes a C.A.P.S.A. Gastos correspondientes a Capex S.A.	294.360 334.582 -	534.723 319.004 (10.019) (50.540.392)
Dividendos pagados	-

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

Las operaciones con Interenergy Argentina S.A. fueron:

30.04.2024 Alquileres de oficinas y cocheras - Servicios prestados - Gastos coparticipables - Gastos correspondientes a Interenergy - Las operaciones con Interenergy Inversiones S.A. fueron: 30.04.2024 Dividendos pagados - a.iii) Con las sociedades controlantes de la controlante Las operaciones con Wild S.A. fueron: 30.04.2024 Dividendos pagados - a.iv)Con las sociedades controladas por las sociedades controlantes de la controlante: Las operaciones con Interflow S.A. fueron: 30.04.2024 Gastos correspondientes a Interflow S.A. -		30.04.2024	30.04.2023
	Alquileres de oficinas y cocheras Servicios prestados Gastos coparticipables	- - -	(56.495) (1.523) (1.647) 45.393
	Gastos correspondientes a Interenergy	-
		30.04.2024	30.04.2023
	Dividendos pagados	-	(405.483)
	Con las sociedades controlantes de la controlante Las operaciones con Wild S.A. fueron:
		30.04.2024	30.04.2023
	Dividendos pagados	-	(230.680)
	Con las sociedades controladas por las sociedades controlantes de la controlante: Las operaciones con Interflow S.A. fueron:
	Las operaciones con Interflow S.A. fueron:
		30.04.2024	30.04.2023
	Gastos correspondientes a Interflow S.A.	-	510

Véase nuestro informe de fecha

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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

a.v) Con las sociedades vinculadas

Las operaciones con Alparamis S.A. fueron:

Las operaciones con Alparamis S.A. fueron:
	30.04.2024	30.04.2023
Alquileres de oficinas y cocheras	(806.987)	(1.081.627)
on accionistas personas físicas:
	30.04.2024	30.04.2023
Dividendos pagados	-	(7.948.408)

a.vi) Con accionistas personas físicas:

a.vii) Con los consorcios

Las operaciones con Loma Negra fueron:

	30.04.2024	30.04.2023
Servicios dirección y operación Gastos prorrateables Cargos por servicios administrativos indirectos Reintegro de gastos Aportes realizados	2.576.643 531.087 416.502 441.612 (14.561.793)	3.598.378 431.994 502.340 205.306 (15.551.211) 3.198.350
Distribuciones a los socios	2.275.913
Las operaciones con Lote IV La Yesera fueron:
	30.04.2024	30.04.2023
Servicios dirección y operación Gastos prorrateables Cargos por servicios administrativos indirectos Reintegro de gastos Aportes realizados	567.469 112.834 330.814 19.746 (4.352.208)	873.579 186.311 250.372 1.581 (10.713.202) 1.900.140
Distribuciones a los socios	1.633.975

Las operaciones con Lote IV La Yesera fueron:

a.viii) Con la UT

Las operaciones con el área Puesto Zúñiga fueron:

Las operaciones con el área Puesto Zúñiga fueron:
	30.04.2024	30.04.2023
Servicios dirección y operación Cargos por servicios administrativos indirectos Reintegro de gastos Aportes realizados Distribuciones a los socios	869.711 259.616 1.342 (31.876.132) 5.247.336	1.073.881 381.407 8.086.884 (10.207.026) 4.305.132
Las operaciones con Pampa del Castillo fueron:
	30.04.2024	30.04.2023
Servicios dirección y operación Cargos por servicios administrativos indirectos Reintegro de gastos Aportes realizados Distribuciones a los socios	7.055.342 2.270.960 549.906 (107.975.422) 31.682.846	6.382.833 3.015.290 58.921 (126.357.460) 25.783.206
peraciones con Trafigura UT ADC fueron:
	30.04.2024	30.04.2023
Servicios dirección y operación Cargos por servicios administrativos indirectos Reintegro de gastos Aportes realizados Distribuciones a los socios	- - 12.248.059 (41.925.870) 8.285.450	- - - - -

Las operaciones con Pampa del Castillo fueron:

Las operaciones con Trafigura UT ADC fueron:

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

b) Saldos al cierre con partes relacionadas

		30.04.2024
	Otras cuentas por cobrar corrientes	Cuentas por cobrar comerciales corrientes	Cuentas por pagar comerciales corrientes
En moneda nacional Con la sociedad controlante: - Compañías Asociadas Petroleras S.A. Consorcios / UT: - Área Río Negro Norte - Lote IV La Yesera - Pampa del Castillo - Puesto Zúñiga - ADC (Capex Trafigura UT) Con las sociedades controladas por las sociedades controlantes de la controlante Interflow S.A. Total en moneda nacional En moneda extranjera Con la sociedad controlante: - Compañías Asociadas Petroleras S.A. Consorcios / UT: - Área Río Negro Norte - Lote IV La Yesera - Pampa del Castillo - Puesto Zúñiga Total en moneda extranjera	31.832 4.437 32 1.596 12 25.533 (1.093)	58.169 307.518 272.741 1.074.891 120.427 35.682 -	1 173.597 43.543 106.326 19.613 - -
	62.349	1.869.428	343.080
	- - - - -	26.873 40 71.521 19.177 2.619	- - - - -
	-	120.230	-

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

		30.04.2023
	Otras cuentas por cobrar corrientes	Cuentas por cobrar comerciales corrientes	Cuentas por pagar comerciales corrientes
En moneda nacional Con la sociedad controlante: - Compañías Asociadas Petroleras S.A. Con las sociedades controladas directa o indirectamente por la controlante: - Interenergy Argentina S.A. - Wild SA Consorcios / UT: - Área Río Negro Norte - Lote IV La Yesera - Pampa del Castillo - Puesto Zuñiga Conlas sociedades controladas por las sociedades controlantes de la controlante: - Interflow S.A. Total en moneda nacional En moneda extranjera Con la sociedad controlante: - Compañías Asociadas Petroleras S.A. Consorcios / UT: - Área Río Negro Norte - Pampa del Castillo Total en moneda extranjera	10.171 - 47 84.563 - 1.195 - (6.651)	40.078 - - 610.380 332.933 1.238.977 7.715.805	5.526 4 - - - - -
	89.325	9.938.173	5.530
	- - -	29.412 35 50.604	- - -
	-	80.051	-

c) Remuneración del personal clave de la dirección

Las retribuciones devengadas a los miembros de la alta dirección en concepto de servicios laborales prestados (salarios y otras prestaciones) en los ejercicios finalizados el 30 de abril de 2024 y 2023, ascienden a $ 3.071.976 y $ 5.861.284, respectivamente.

Adicionalmente, al 30 de abril de 2024 y 2023 se devengaron $ 200.000 y $ 253.113 en concepto de honorarios a los directores titulares.

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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 2024 según el BNA.

Rubros		30.04.2024	30.04.2024		30.04.2023
	Clase	Monto en miles de US$	Cambio vigente $	Monto en $	Monto en $ reexpresado
ACTIVO ACTIVO NO CORRIENTE Otras cuentas por cobrar Anticipos varios Créditos a recuperar UT Diversos Otros créditos créditos a recuperar UT Total del activo no corriente ACTIVO CORRIENTE Otras cuentas por cobrar Anticipos varios Créditos a recuperar Diversos ME Cuentas por cobrar comerciales Créditos con partes relacionadas Por venta de petróleo y otros Por venta de energía y otros Inversiones financieras a costo amortizado Plazos fijos Inversiones financieras a costo razonable Títulos públicos Efectivo y equivalentes de efectivo Caja Caja Bancos Inversiones financieras a costo amortizado Inversiones financieras a valor razonable Total del activo corriente Total del activo	US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ € US$ US$ US$	1.579 4.994 132 - 2.155 3.440 174 138 42.704 1.407 - 1.548 6 3 765 135 84	873,50 873,50 873,50 - 873,50 873,50 873,50 873,50 873,50 873,50 - 873,50 873,50 873,50 932,02 873,50 873,50 873,50	1.378.943 4.362.343 114.977 -	96.223 - - 2.944.839
				5.856.263	3.041.062
				1.882.682 3.004.528 152.062 120.230 37.302.230 1.229.292 - 1.351.908 4.956 2.402 668.513 117.628 73.039	51.033 1.586.957 196.739 80.051 18.399.094 953.532 2.169.593 - 5.588 1.811 895.137 38.539 5.709
				45.909.470	24.383.783
				51.765.733	27.424.845

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NOTA 37 – ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDAS DISTINTAS DEL PESO (Cont.)

Rubros	30.04.2024	30.04.2024	30.04.2024		30.04.2023
	Clase	Monto en miles de US$	Cambio vigente $	Monto en $	Monto en $
PASIVO PASIVO NO CORRIENTE Cuentas por pagar comerciales Provisiones varias Deudas por arrendamiento Deudas financieras Obligaciones Negociables Clase II Obligaciones Negociables Clase III Obligaciones Negociables Clase IV Obligaciones Negociables Clase V Obligaciones Negociables Clase VI Obligaciones Negociables Clase VII Obligaciones Negociables Clase VIII Total del pasivo no corriente PASIVO CORRIENTE Cuentas por pagar comerciales Proveedores Provisiones varias Deudas por arrendamiento Deudas financieras Préstamos bancarios Obligaciones Negociables II Obligaciones Negociables V Total del pasivo corriente	US$ US$ US$ US$(1) US$(1) US$ US$(1) US$(1) US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$	1.596 1.334 - 22.434- 17.566 165.201 30.676 36.781 47.354 11.727 6.567 1.175 18.560 42.935 26.762	876,50 876,50 - 876,75 876,75 876,50 876,75 876,75 876,50 876,50 876,50 876,50 876,50 876,50 876,50	1.398.875 1.169.302 - 19.668.623 15.401.377 144.799.027 26.895.621 32.247.603 41.506.195	1.251.567 - 207.109.761 19.443.568 15.225.150 - - - -
				283.086.623	243.030.046
				10.278.638 5.755.651 1.029.671 16.267.681 37.623.361 23.456.729	12.581.699 722.708 666.244 - 6.534.475 -
				94.411.731	20.505.126
Total del pasivo	US$			377.498.354	263.535.172

(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 asimiló esta deuda a una deuda en moneda extranjera – dólar link (ver nota 30.b).

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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

El Ingeniero Eduardo Pérez, auditor independiente, realizó una certificación de reservas del área Agua del Cajón al 30 de abril de 2024 teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión en enero de 2052, con los siguientes valores:

Productos	Productos	Reservas	Reservas	Reservas			Recursos
		Comprobadas			Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	2.489	883	3.372	316	677	8.086
Petróleo	Mbbl	3.707	19.135	22.842	16.891	18.274	112.015
	Mm3	589	3.043	3.632	2.686	2.906	17.814

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

La Sociedad posee el 100 % de dichas reservas, excepto por las correspondientes al PAD ADC-1050 donde Trafigura posee el 30% de las reservas de gas y petróleo por el plazo de 12 años hasta el año 2036 inclusive (ver Nota 42).

Provincia del Chubut

- Bella Vista Oeste

El Ingeniero Eduardo Pérez, auditor independiente, realizó una certificación de reservas del área Bella Vista Oeste al 30 de abril de 2024 teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión en febrero de 2045, con los siguientes valores:

Productos	Productos	Reservas	Reservas	Reservas			Recursos
		Comprobadas			Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Petróleo	Mbbl	3.590	4.497	8.087	491	559	-
	Mm3	571	715	1.286	78	89	-

La Sociedad posee el 100 % de dichas reservas.

- Pampa del Castillo

El Ingeniero Eduardo Pérez, auditor independiente, realizó una certificación de reservas del área Pampa del Castillo al 30 de abril de 2024 teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión en octubre de 2046, con los siguientes valores:

Productos	Productos	Reservas	Reservas	Reservas			Recursos
		Comprobadas			Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Petróleo	Mbbl	13.346	12.370	25.716	4.221	3.791	-
	Mm3	2.122	1.967	4.089	671	603	-

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3

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

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 38 - RESERVAS DE GAS Y PETRÓLEO (NO CUBIERTO POR EL INFORME DE AUDITORÍA EMITIDO POR LOS AUDITORES INDEPENDIENTES) (Cont.)

Provincia de Río Negro

- Loma Negra

El Ingeniero Eduardo Pérez, auditor independiente, realizó una auditoría de reservas del área Lome Negra al 30 de abril de 2024 teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión en febrero de 2034 (ver 1.1), con los siguientes valores:

Productos	Productos	Reservas	Reservas	Reservas			Recursos
		Comprobadas			Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	1.158	406	1.564	2	1	-
Petróleo	Mbbl	2.204	1.191	3.395	180	180	-
	Mm3	351	189	540	29	29	-

1) expresado en 9.300 Kcal por m3.

La Sociedad posee el 37,5 % de dichas reservas.

- La Yesera

El Ingeniero Eduardo Pérez, auditor independiente, realizó una certificación de reservas del área La Yesera al 30 de abril de 2024 teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión en agosto de 2037 (ver 1.1), con los siguientes valores:

Productos	Productos	Reservas	Reservas	Reservas			Recursos
		Comprobadas			Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	207	21	228	34	-	-
Petróleo	Mbbl	1.868	521	2.389	512	-	-
	Mm3	297	83	380	81	-	-

(1) expresado en 9.300 Kcal por m3.

La Sociedad posee el 37,5 % de dichas reservas y durante el ejercicio 2022/23 y 2023/24 perforó el pozo LY-1002 y LY 1003 de los cuales YPF decidió no participar, por lo tanto, Capex posee el 72,5 % de las reservas de dichos pozos. La participación de la Sociedad en las reservas totales se incrementará al 72,5% partir de agosto de 2027 (ver Nota 1.1)

- Puesto Zúñiga

El Ingeniero Eduardo Pérez, auditor independiente, realizó una certificación de reservas del área Puesto Zúñiga al 30 de abril de 2024 teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión en marzo de 2047, con los siguientes valores:

		Reservas	Reservas				Recursos
Productos		Comprobadas			Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	556	346	902	334	308	-
Petróleo	Mbbl	840	393	1.233	472	460	-
	Mm3	134	62	196	75	73	-

1) expresado en 9.300 Kcal por m3

La Sociedad posee el 90 % de dichas reservas.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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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 2024, calculadas en función de las reservas certificadas y teniendo en cuenta la participación de la Sociedad en cada una de las áreas, ascienden a:

		Agua del Cajón	Bella Vista Oeste	Loma Negra (37,5%)	La Yesera (37,5% o 72,5%)	Pampa del Castillo (95%)	Puesto Zúñiga (90%)	Total
Gas	MMm3 (1)	2.473	-	434	130	-	500	3.537
Petróleo	Mbbl	3.095	3.590	824	1.214	12.680	755	22.158
	Mm3	492	571	131	193	2.016	120	3.523

1) expresado en 9.300 Kcal por m3

NOTA 39 - NEGOCIO DE HYCHICO – FINANCIACIÓN – PRINCIPALES CONTRATOS

a) Negocio de Hychico

Hychico S.A. se constituyó el 28 de septiembre de 2006, siendo su actividad principal la generación de energía eléctrica y la producción de hidrógeno y oxígeno.

Hychico decidió iniciar el desarrollo de dos proyectos que involucran, por una parte, la construcción de un parque eólico y, por la otra, la construcción de una planta para la producción de hidrógeno y oxígeno, por medio del proceso de electrólisis.

Parque Eólico Diadema

El proyecto eólico ha sido iniciado en la Patagonia argentina debido a la abundancia del recurso eólico en particular y de otros recursos, como amplia superficie disponible con baja densidad demográfica, mano de obra calificada e infraestructura vial, que permitirán en el mediano plazo el inicio de proyectos de gran envergadura, que involucren la generación de energías libres de emisiones de gases de efecto invernadero.

Hychico inició en diciembre del 2006 la medición de vientos con tres torres emplazadas aproximadamente a 20 km (kilómetros) de la ciudad de Comodoro Rivadavia, Provincia del Chubut, y una torre en la localidad de Colonia Presidente Luis Sáenz Peña, Provincia de Santa Cruz. Las torres de medición tienen 50 metros de altura, con mástiles fabricados en Argentina y aprobados por la Comisión Nacional de Comunicaciones. La instalación de las mismas ha sido aprobada por auditores internacionales y los anemómetros cuentan con certificados de calibración emitidos por laboratorios reconocidos internacionalmente.

El Parque Eólico Diadema (PED) está compuesto por 7 aerogeneradores ENERCON E-44 con una potencia nominal de 0,9 MW (megavatio) cada uno, totalizando una potencia instalada de 6,3 MW y están localizados en la zona donde se realizaron las mediciones citadas en el párrafo precedente. Cada aerogenerador está conectado a través de cables subterráneos y líneas aéreas a la Estación Transformadora Diadema, a través de una línea de transmisión de 33 KV (kilovoltios) con una longitud de 5,7 km. La inversión total en el mismo fue de aproximadamente US$ 17 millones.

Hychico fue autorizada como agente generador del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) para su PED, mediante Resolución de la Secretaría de Energía de la Nación (SE) N° 424/10. En diciembre de 2011 comenzó la operación comercial del PED. La energía generada está siendo vendida al MEM, de acuerdo con las regulaciones vigentes.

En marzo de 2012, en cumplimiento de lo instruido en la nota de la SE N° 1205/12, se firmó el contrato de abastecimiento al MEM a partir de fuentes renovables por un plazo de 15 años, en el marco de la Resolución SE N° 108/11.

Véase nuestro informe de fecha

8 de julio de 2024

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 39 - NEGOCIO DE HYCHICO – FINANCIACIÓN – PRINCIPALES CONTRATOS (Cont.)

Planta de Hidrógeno y Oxígeno

En diciembre de 2008 se inauguró la planta para la producción de hidrógeno y oxígeno, por medio del proceso de electrólisis, la cual posee una capacidad de producción anual de 850.000 Nm3 (normal metros cúbicos) de hidrógeno y 425.000 Nm3 de oxígeno.

La planta de hidrógeno y oxígeno posee dos electrolizadores de 325 KW cada uno, con una capacidad de producción de hidrógeno de 60 Nm3/h (normal metro cúbico por hora) y de oxígeno de 30 Nm3/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.

En función del acuerdo de servicio de fasón a largo plazo firmado con Compañías Asociadas Petroleras Sociedad Anónima (CAPSA) en mayo de 2009, a partir del 1 de marzo de 2009 comenzó su etapa preoperativa, generándose energía eléctrica de manera no constante. En cuanto al oxígeno, en noviembre de 2008 la Sociedad firmó un contrato con Air Liquide Argentina S.A. para el suministro de oxígeno, el cual comenzó a despachar a partir de junio de 2009.

La planta de hidrógeno y oxígeno inició su actividad operativa en mayo de 2010 y por lo tanto comenzó con la depreciación de los activos de Propiedad, planta y equipo relacionados con el proyecto.

b) Aerogeneradores

Contrato de Operación, Mantenimiento y Asistencia Técnica

En junio de 2008 se firmó, con la firma Wobben Windpower Industria y Comercio Ltda. (Wobben), proveedora de los siete aerogeneradores instalados en el Parque Eólico, un contrato por el cual esta última se hizo cargo desde la puesta en marcha de la operación, mantenimiento y asistencia técnica de los aerogeneradores por un período de seis años con dos opciones de prórroga de dos años cada una. El mismo incluía una cláusula en la cual, ante la indisponibilidad operacional de los aerogeneradores, Wobben debía compensar a Hychico por tal pérdida. En diciembre de 2011 comenzó a operar este contrato. En noviembre de 2013 se firmó una enmienda a dicho contrato, el cual fue cedido a la filial argentina Wobben Windpower Argentina S.R.L. con una garantía corporativa provista por la casa matriz con sede en Alemania.

El 21 de abril de 2022 se firmó con Enercon Argentina S.R.L. un nuevo contrato por cuatro años hasta el 21 de abril de 2026, con opción de prórroga a cuatro años adicionales divididos en dos períodos de dos años cada uno.

c) Contrato de abastecimiento de oxígeno

En noviembre de 2008 Hychico formalizó un Contrato de Abastecimiento de Oxígeno con Air Liquide Argentina S.A. (ALASA), con una duración de 4 años a partir del 1 de junio de 2009 (fecha de la firma del acta de inicio de operación comercial de la planta), el cual dispone que ALASA será responsable del diseño, supervisión del montaje y la construcción, puesta en marcha, operación y mantenimiento del sistema de despacho de oxígeno e Hychico estará a cargo de la construcción del mismo, de acuerdo con el diseño, instrucciones y supervisión de ALASA.

Desde entonces se han formalizado extensiones al acuerdo comercial y operativo.

En el contrato vigente se fijan tres precios diferenciales para el oxígeno en función de la metodología de envasado que utiliza ALASA: i) oxígeno de envasado industrial, ii) oxígeno envasado tipo LASAL, y iii) oxígeno envasado en la modalidad de alta pureza; asimismo se prevé un volumen de oxígeno a suministrar en forma mensual, con una cláusula de “Take or Pay” (Tome o Pague) a cargo de ALASA.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 39 - NEGOCIO DE HYCHICO – FINANCIACIÓN – PRINCIPALES CONTRATOS (Cont.)

Con fecha 23 de diciembre de 2022 las partes habían acordado prorrogar la vigencia del plazo del contrato por un período adicional de un año, contado a partir del 1 de octubre de 2022 y con vencimiento el 30 de septiembre de 2023. Asimismo, con fecha 26 de marzo de 2024, las partes firmaron una nueva prórroga con vigencia del plazo del contrato por un período adicional de un año, contado a partir del 1 de octubre de 2023 y con vencimiento el 30 de septiembre de 2024. Las partes se encuentran trabajando en un mismo acuerdo a partir de la fecha mencionada.

d) Contrato de abastecimiento del mercado mayorista eléctrico a partir de fuentes renovables

La energía generada en el PED I, desde su puesta en marcha en diciembre de 2011 hasta marzo 2012, ha sido vendida al MEM, de acuerdo con las regulaciones vigentes, a precio spot.

En marzo del 2012 la SE instruyó mediante Nota 1205/12 la firma del Contrato de Abastecimiento al MEM a partir de Fuentes Renovables entre CAMMESA y Hychico, en el marco de la Resolución SE N° 108/11, para la comercialización de la energía generada por el PED.

La potencia contratada es de 6,3 MW y CAMMESA se compromete a adquirir hasta un máximo de 361.755 MWh, durante la vigencia del contrato. Los excedentes de energía en cada hora por encima de la potencia contratada serán comercializados en el mercado SPOT o a través de contratos con agentes del MEM y no serán contabilizados a los efectos del cálculo de la energía contratada.

El precio de la energía suministrada se fija en U$S/MWh 115,896, constante durante la vigencia del contrato y se remunera la energía efectivamente entregada a la red hasta un valor máximo igual a la cantidad de energía máxima establecida para la hora, al precio mencionado. La potencia no se remunera. Se reintegra una fracción de los costos fijos por la operación de las máquinas comprometidas en el MEM, los cuales son determinados en base a la información publicada en el Documento de Transacción Económica (DTE) del mes correspondiente, que emite CAMMESA.

e) Acuerdo de servicio de fasón a largo plazo con CAPSA

En mayo de 2009 se firmó el Acuerdo de Servicio de Fasón a Largo Plazo entre Hychico y CAPSA por medio del cual ésta entrega a Hychico, sin costo, hasta un máximo de 7.000 m3/d (metros cúbicos diarios) de gas natural a 9.300 kcal/Nm3 (kilo caloría por normal metro cúbico), que, junto con un porcentaje menor de hidrógeno agregado por Hychico, es utilizado como insumo en la planta de generación de energía eléctrica a razón de 1 MW/h (megavatio por hora) por cada 270 m3 de gas natural; la energía eléctrica así generada es entregada a CAPSA en el punto de conexión eléctrica establecido en el contrato.

El plazo de vigencia es de dieciocho (18) años a contar desde la fecha de inicio del suministro. La actividad operativa se inició en mayo de 2009 (ver punto a).

El precio del servicio de fasón asciende a US$/Mwh 40 y se estableció un procedimiento de ajuste mensual, pudiendo renegociarse el mismo al vencimiento de cada año calendario.

A partir de noviembre de 2014 se estableció un precio variable en función de una fórmula de ajuste mensual, renegociándose el mismo al vencimiento de cada año calendario.

NOTA 40 – PARQUE EÓLICO DIADEMA II

Capex S.A presentó el proyecto Parque Eólico Diadema II en el programa RenovAr Ronda 2.0 y resultó adjudicado el 19 de diciembre de 2017 mediante la Res 488/2017 del Ministerio de Energía. Con fecha 4 de junio de 2018 E G WIND suscribió con CAMMESA el contrato de construcción, puesta en marcha y abastecimiento de energía a partir de fuentes renovables por una potencia máxima de 27,6MW y un periodo de abastecimiento de 20 años a un precio de US$ 40,27 MWh, a contar desde la fecha de la habilitación comercial e incluye la obligación de E G WIND de construir el Parque Eólico Diadema II. Con motivo de dicha adjudicación la sociedad obtuvo beneficios fiscales nacionales previstos en el programa RenovAr Ronda 2.0 y beneficios fiscales provinciales en la provincia de Chubut en el marco del régimen de promoción de fuentes de energías renovables.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 40 – PARQUE EÓLICO DIADEMA II (Cont.)

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

El parque obtuvo su habilitación comercial por parte de CAMMESA el día 18 de septiembre de 2019, cumpliendo con los plazos estipulados en la licitación. Hasta tanto no se realicen las obras de ampliación a cargo del Estado Nacional, existirán restricciones en la capacidad de transporte de la región, las cuales serán mayores en la medida que se sumen nuevos parques eólicos en la zona. Como mecanismo de compensación a dichas restricciones, el contrato establece también una cláusula de “Take or pay”.

NOTA 41 –ADQUISICIÓN DE NEGOCIOS

Compra de acciones de 4SOLAR S.A.

Con fecha 10 de noviembre de 2023, Capex adquirió el 95% de las acciones de la sociedad 4SOLAR S.A.. La actividad principal de la sociedad es el desarrollo de proyectos de generación de energía eléctrica a través de fuentes renovables. Hychico adquirió el 5% restante. Capex realizó el análisis de la combinación de negocios surgida de esta adquisición registrando un activo intangible fruto de esta evaluación que asciende a $ 395.239, la cual se encuentra registrada en el rubro Activos intangibles.

A fines de octubre de 2023, 4SOLAR S.A. participó de las licitaciones del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), ganando la adjudicación de una prioridad de despacho plena por 15MW que, sumada a la prioridad de despacho obtenida con anterioridad hace que cuente con una prioridad de despacho adjudicada por CAMMESA de 20MW. Esto significa que en el caso de restricciones de transporte que no permitan despachar la totalidad de la energía renovable, las centrales con prioridad despachan primero, y por lo tanto, CAMMESA restringe proporcionalmente a las centrales sin prioridad.

Con este proyecto, el Grupo comenzó a desarrollar su primer Parque Solar, llamado “La Salvación”, en la zona de Quines, San Luis. El parque tendrá una potencia inicial de 20 MW y estará compuesto por 40.338 paneles solares de 600W de potencia, 76 Inversores, 4 centros de transformación y 2 centros de maniobra; la planta ocupará una superficie aproximada de 49 hectáreas.

4SOLAR se encuentra en el proceso de lanzamiento de licitaciones para la compra de los principales materiales y servicios para llevar a cabo la construcción del parque solar, el cual se estima comenzará a operar a principios del año 2025.

En relación con este proyecto, siguiendo la normativa del MATER, para mantener el derecho a esta prioridad de despacho la Sociedad debe abonar de manera anticipada cánones mensuales o trimestrales desde el mes en que se le asigna la prioridad hasta la fecha efectiva de la operación comercial.

Al cierre del ejercicio finalizado al 30 de abril de 2024 4SOLAR reconoció ambos derechos mencionados precedentemente (“Prioridad de despacho” y “Derechos real de superficie” para la construcción del parque) como activos intangibles con contrapartida en el pasivo que se ha comprometido a cancelar por cada uno de estos conceptos, de acuerdo con las pautas contractuales. El activo y pasivo fueron estimados al inicio de la transacción a su valor actual descontado; los activos se amortizarán una vez que comience la explotación comercial y los pasivos se irán cancelando en función de lo acordado entre las partes. 4SOLAR ha clasificado estos pasivos en el rubro “Cuentas por pagar” corriente y no corriente en función del momento en que deban ser cancelados.

Los valores razonables correspondientes a los activos y pasivos del negocio adquirido surgen de evaluaciones efectuadas por la Dirección.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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

Los activos y pasivos y el costo de producción, antes del porcentaje de participación, al 30 de abril de 2024 y 2023 de las operaciones conjuntas en los que participa la Sociedad se detallan a continuación:

Consorcio Participación	Loma Negra 37,50%	Loma Negra 37,50%	La Yesera 37,50% o 72,5%(2)	La Yesera 37,50% o 72,5%(2)	La Yesera 37,50% o 72,5%(2)	La Yesera 37,50% o 72,5%(2)	La Yesera 37,50% o 72,5%(2)
	30.04.2024	30.04.2023	30.04.2024	30.04.2023
Activo no corriente (1) Activo corriente	304.281.147 5.832.733	286.456.197 8.868.070	41.931.452 1.147.111	31.901.800 1.314.052
Total activo	310.113.880	295.324.267	43.078.563	33.215.852
Pasivo corriente	- 8.990.499	- 20.403.447	- 10.009.417	- 1.802.621
Totalpasivo	8.990.499	20.403.447	10.009.417	1.802.621
Costos de producción (1)	(15.139.128)	(14.192.255)	(4.087.806)	(5.361.667)
UT Participación	Pampa del Castillo 95%		Puesto Zúñiga 90%			UT Capex-Trafigura ADC 70%
	30.04.2024	30.04.2023	30.04.2024		30.04.2023	30.04.2024	30.04.2023
Activo no corriente (1) Activo corriente	301.338.994 7.498.938	243.315.240 8.230.300	17.911.145 41.098.329		19.232.406 3.682.291	17.911.145 41.098.329	- -
Total activo	308.837.932	251.545.540	59.009.474		22.914.697	59.009.474	-
Pasivo corriente	- 15.508.227	- 51.552.983	- 8.473.766		- 15.265.565	- 8.473.766	- -
Totalpasivo	15.508.227	51.552.983	8.473.766		15.265.565	8.473.766	-
Costos de producción (1)	(63.067.217)	(63.316.417)	(7.445.834)		(3.92.151)	(11.441.088.006)	-

(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

Acuerdo con Trafigura Argentina S.A.

Con fecha 4 de julio de 2023, la Sociedad celebró un contrato de Farm Out con Trafigura Argentina S.A. (“Trafigura”) para el desarrollo de hidrocarburos en la formación Vaca Muerta del área Agua del Cajón. En virtud del acuerdo, Trafigura asumió el compromiso de participar con la Sociedad en el desarrollo de 4 pozos, y tendrá derecho, durante 30 meses, a participar en 12 pozos adicionales, para lo cual aportará el 30% de la inversión de los pozos en los que participe y a su vez tendrá el derecho a la producción resultante de los mismos durante 12 años.

Asimismo, en conexión con dicho contrato, la Sociedad celebró con Trafigura otros contratos, entre ellos, un Joint Operating Agreement y un contrato de Unión Transitoria. En virtud de dichos contratos, Trafigura abonará a la Sociedad ciertos montos relacionados con el acceso a aquellos pozos en los que participe, un royalty por su producción, y costos de operación.

Con fecha 7 de septiembre de 2023 se inscribió la Unión Transitoria “Capex S.A.-Trafigura Argentina S.A. – Área Agua del Cajón – Unión Transitoria” en la Inspección General de Justicia.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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NOTA 42 – PARTICIPACIÓN EN OPERACIONES CONJUNTAS – RESUMEN DE LA SITUACION FINANCIERA (Cont.)

En el mes de febrero de 2024 se concluyó la terminación del PAD de 4 pozos horizontales de entre 2.500 y 2.800 metros (PAD-1050) en el área Agua del Cajón con buenos resultados.

NOTA 43 – CAPITAL DE TRABAJO NEGATIVO

Al 30 de abril de 2024, el Grupo presenta un capital de trabajo negativo de aproximadamente $ 34.193 millones, debido fundamentalmente a que las Obligaciones Negociables Clase II que no ingresaron en el canje (ver Nota 30), se encuentran expuestas en el pasivo corriente en función de su vencimiento (mayo 2024). Las mismas fueron canceladas a su vencimiento.

La gerencia de la Sociedad, 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.

NOTA 44 – HECHOS POSTERIORES

a. Resolución 99/2024 de la Secretaría de Energía

Con fecha 14 de junio de 2024 la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía publicó la Res 99/2024, la cual actualiza en un 25%, aproximadamente, los valores remunerados por la potencia y energía a partir de la transacción de junio de 2024.

Los valores fijados ajustados a partir de la Res 99/2024 para las remuneraciones establecidas para tecnologías de características similares a la CT ADC (>150MW) son los siguientes:

a) Precio base de la potencia (PReBasePot)

Tecnología / Escala	[$/MW-mes]
CCgrande P > 150 MW	1.342.024

b)Precio para la potencia garantizada ofrecida (PrePotDIGO)

Tecnología / Escala	[$/MW-mes]
Dic – Ene – Feb – Jun – Jul - Ago	4.800.060
Mar – Abr – May – Sep – Oct - Nov	3.600.048

c)Remuneración por energía generada y operada

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

Tecnología / Escala	[$/MWh]
CCgrande P > 150 MW	3.203

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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Notas a los Estados Financieros Consolidados

NOTA 44 –HECHOS POSTERIORES (Cont.)

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.

c.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:

Tecnología / Escala	[$/MWh]
CCgrande P > 150 MW	1.115

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.

b. Emisión de Obligaciones Negociables

Con fecha 26 de junio de 2024, el Directorio de Capex aprobó la Emisión de una o más clases de Obligaciones Negociables Simples por un valor nominal de referencia de hasta US$ 30.000.000 ampliable hasta US$ 70.000.000 o su equivalente en otras monedas o unidades de valor, a ser emitidas en el marco del programa global de emisión de obligaciones negociables simples (no convertibles en acciones) por un valor nominal de hasta US$ 600.000.000 (o su equivalente en otras monedas o unidades de valor).

En función de ello, con fecha 5 de julio de 2024 la Sociedad emitió Obligaciones Negociables Clase X por US$ 55.599.334 con vencimiento 5 de julio de 2027, a tasa de interés 0% y a ser canceladas en pesos argentinos al tipo de cambio vigente (dólar link); quedando la Clase IX desierta.

c. Prexium SAU

Con fecha 25 de junio de 2024 Capex constituyó la sociedad anónima unipersonal PREXIUM SAU. Esta sociedad fue constituida al efecto de realizar como actividad principal, la comercialización de energía eléctrica e hidrocarburos, principalmente por cuenta y orden de sociedades o contratos asociativos controlados por la Sociedad.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2024 COMISION FISCALIZADORA

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