Capex S.A. — Annual Report 2025

Jul 10, 2025

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CAPEX S.A.

ESTADOS FINANCIEROS SEPARADOS Al 30 de abril de 2025 presentados en forma comparativa

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INDICE

	INDICE
	Estado de Resultados Integrales Separados
	Estado de Situación Financiera Separados
	Estado de Cambios en el Patrimonio Separado
	Estado de Flujo de Efectivo Separados
	Notas a los Estados Financieros Separados
1	- INFORMACIÓN GENERAL
1.1	- Información general de la Sociedad
1.2	- Contexto económico en el que opera la Sociedad
2	- MARCO REGULATORIO DE LOS SECTORES PETROLERO, ELÉCTRICO, GAS Y GLP
3	- BASES DE PRESENTACIÓN Y POLÍTICAS CONTABLES
3.1	- Bases de presentación
3.2	- Normas contables
3.3	- Consideración de los efectos de la inflación
3.4	- Principios de consolidación y contabilidad de participación en sociedades y acuerdos conjuntos
3.5	- Conversión de moneda extranjera
3.6	- Propiedad, planta y equipo
3.7	- 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 OPERATIVOS NETOS
12	- RESULTADOS FINANCIEROS
13	- PARTICIPACIÓN EN SOCIEDADES
14	- IMPUESTO A LAS GANANCIAS - PASIVO POR IMPUESTO DIFERIDO
15	- RESULTADO POR ACCIÓN
16	- PROPIEDAD, PLANTA Y EQUIPO
17	- ACTIVOS INTANGIBLES
18	- ACTIVOS Y PASIVOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA
19	- CALIDAD CREDITICIA DE LOS ACTIVOS FINANCIEROS

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• 20 - ACTIVOS POR DERECHO DE USO Y DEUDAS POR ARRENDAMIENTO

• 21 - REPUESTOS Y MATERIALES

• 22 - INVENTARIOS

• 23 - OTRAS CUENTAS POR COBRAR

• 24 - CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES

• 25 - INVERSIONES FINANCIERAS A VALOR RAZONABLE

• 26 - EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO

• 27 - CAPITAL SOCIAL Y PRIMA DE EMISIÓN

• 28 - RESERVAS

• 29 - RESULTADOS NO ASIGNADOS

• 30 - CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES

• 31 - DEUDAS FINANCIERAS

• 32 - REMUNERACIONES Y CARGAS SOCIALES

• 33 - CARGAS FISCALES

• 34 - OTRAS DEUDAS

• 35 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS

• 36 - COMPROMISOS

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

• 38 - ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDAS DISTINTAS DEL PESO

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

• 40 - PARTICIPACIÓN EN OPERACIONES CONJUNTAS – RESUMEN DE LA SITUACIÓN FINANCIERA 41 - ADQUISICIÓN DE NEGOCIOS Y CONCESIONES

• 42 - CAPITAL DE TRABAJO NEGATIVO

• 43 - HECHOS POSTERIORES

INFORME DE AUDITORÍA EMITIDO POR LOS AUDITORES INDEPENDIENTES

INFORME DE LA COMISIÓN FISCALIZADORA SOBRE ESTADOS FINANCIEROS SEPARADOS

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NOMENCLATURA

Monedas

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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COMPOSICIÓN 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 SEPARADOS

correspondientes al ejercicio finalizado el 30 de abril de 2025 presentados en forma comparativa

Ejercicio económico Nº 37 iniciado el 1º de mayo de 2024

Domicilio legal de la Sociedad: Avenida Córdoba 948/950, piso 8, departamento C, Ciudad Autónoma de Buenos Aires

Actividad principal de la Sociedad: Exploración, explotación de hidrocarburos y 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: Explotación de hidrocarburos

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

Composición del Capital (Nota 27)

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 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socia)

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 Separados

Correspondientes a los ejercicios iniciados el 1 de mayo de 2024 y 2023 y finalizados el 30 de abril de 2025 y 2024 Expresado en miles de pesos

Nota Ingresos por ventas 7 Costo de ventas 8 Resultado bruto Gastos de exploración 1 Gastos de comercialización 9 Gastos de administración 10 Otros egresos operativos netos 11 Resultado operativo Ingresos financieros 12 Costos financieros 12 Otros resultados financieros RECPAM Resultados financieros, neto Resultados de participación en sociedades 13 Resultado antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias 14 Resultado neto del ejercicio Otros resultados integrales Conceptos que no se reclasificarán posteriormente a resultados Otros resultados integrales por revaluación de activos 28 Resultado integral del ejercicio Resultado neto por acción básico y diluido: -Resultados por acción básico y diluido 15 Resultado integral por acción básico y diluido: -Resultados por acción básico y diluido 15	30.04.2025 30.04.2024
	398.581.481 477.354.922 (293.631.554) (268.352.991)
	104.949.927 209.001.931 - (65.386.111) (71.569.991) (96.633.902) (29.456.470) (27.472.673) (30.381.547) (27.223.141)
	(26.458.081) (7.713.896)
	31.813.015 120.783.273 (187.795.640) (758.755.388) 162.910.179 592.203.825
	6.927.554 (45.768.290)
	(2.784.401) (1.227.419)
	(22.314.928) (54.709.605) 48.171.668 2.434.022
	25.856.740 (52.275.583) (19.119.414) 7.443.602
	6.737.326 (44.831.981)
	143,8067 (290,7397) 37,4708 (249,3408)

Las notas 1 a 43 que se acompañan forman parte integrante de los presentes Estados financieros separados.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socia)

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Paula Verónica Aniasi Contadora Pública (U.N.L.P.) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 364 F° 121

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

2

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Estado de Situación Financiera Separados

Al 30 de abril de 2025 y 2024 Expresado en miles de pesos

ACTIVO ACTIVO NO CORRIENTE Propiedad, planta y equipo Activos intangibles Participación en sociedades 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 a valor razonable Efectivo y equivalentes de efectivo Total del activo corriente Total del activo	Nota	30.04.2025 30.04.2024
	16 17 13 20 21 23 21 22 23 24 25 26	997.530.594 1.030.819.280 567.304 567.304 48.935.012 50.015.802 1.519.003 2.531.672 46.299.048 48.504.373 27.801.782 22.217.274
		1.122.652.743 1.154.655.705
		12.339.421 11.940.285 337.880 5.813.471 38.173.067 40.258.681 32.151.273 91.073.399 10.643.435 1.080.874 6.730.857 16.562.913
		100.375.933 166.729.623
		1.223.028.676 1.321.385.328

Las notas 1 a 43 que se acompañan forman parte integrante de los presentes Estados financieros separados.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socia)

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Paula Verónica Aniasi Contadora Pública (U.N.L.P.) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 364 F° 121

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

3

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Estado de Situación Financiera Separados

Al 30 de abril de 2025 y 2024 Expresado en miles de pesos

PATRIMONIO Y PASIVO PATRIMONIO Capital social Ajuste de capital Prima de emisión Ajuste prima de emisión Reserva legal Reserva facultativa Reserva por revaluación de activos Resultados no asignados Total del patrimonio PASIVO PASIVO NO CORRIENTE Cuentas por pagar comerciales Deudas financieras Pasivo por impuesto diferido Provisiones y otros cargos Total del pasivo no corriente PASIVO CORRIENTE Cuentas por pagar comerciales Deudas financieras Remuneraciones y cargas sociales Cargas fiscales Otras deudas Total del pasivo corriente Total del pasivo Total del patrimonio y del pasivo	Nota	30.04.2025 30.04.2024
	27 27 27 27 28 28 28 29 30 31 14 35 30 31 32 33 34	179.802 179.802 115.805.163 115.805.163 79.686 79.686 51.323.442 51.323.442 21.119.623 21.119.623 275.550.453 325.349.980 23.575.923 46.335.204 29.496.607 (49.799.527)
		517.130.699 510.393.373
		1.965.971 3.520.266 358.114.218 411.858.857 72.279.979 132.847.615 41.047.225 39.994.370
		473.407.393 588.221.108
		89.235.278 88.084.758 127.698.508 112.726.564 11.462.335 11.582.771 1.572.295 5.061.668 2.522.168 5.315.086
		232.490.584 222.770.847
		705.897.977 810.991.955
		1.223.028.676 1.321.385.328

Las notas 1 a 43 que se acompañan forman parte integrante de los presentes Estados financieros separados.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socia)

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Paula Verónica Aniasi Contadora Pública (U.N.L.P.) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 364 F° 121

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

4

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Estado de Cambios en el Patrimonio Separado

Correspondiente a los ejercicios iniciados el 1 de mayo de 2024 y 2023 y finalizados el 30 de abril de 2025 y 2024 Expresado en miles de pesos

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 Asamblea General Ordinaria del 21 de agosto de 2024 Resultado integral del ejercicio Desafectación de Reserva por revaluación de activos Saldos al 30 de abril de 2025	Aporte de los propietarios Ganancias reservadas	Resultados acumulados Total del patrimonio Otros resultados integrales acumulados Resultados no asignados(3) Reserva por revaluación de activos(2)
	Capital social Ajuste de capital Prima de emisión Ajuste prima de emisión Reserva legal Reserva facultativa(1)
	179.802 115.805.163 79.686 51.323.442 14.391.883 197.522.923 - - - - 6.727.740 127.827.057 - - - - - - - - - - - -	41.367.658 134.554.797 555.225.354 - (134.554.797) - 7.443.602 (52.275.583) (44.831.981) (2.476.056) 2.476.056 -
	179.802 115.805.163 79.686 51.323.442 21.119.623 325.349.980 - - - - - (49.799.527) - - - - - - - - - - - -	46.335.204 (49.799.527) 510.393.373 - 49.799.527 - (19.119.414) 25.856.740 6.737.326 (3.639.867) 3.639.867 -
	179.802 115.805.163 79.686 51.323.442 21.119.623 275.550.453	23.575.923 29.496.607 517.130.699

(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 28).

(3) Ver Nota 29.

Las notas 1 a 43 que se acompañan forman parte integrante de los presentes Estados financieros separados.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socia)

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Paula Verónica Aniasi Contadora Pública (U.N.L.P.) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 364 F° 121

Dr. Norberto Luis Feoli

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

5

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Estado de Flujo de Efectivo Separados

Correspondiente a los ejercicios iniciados el 1 de mayo de 2024 y 2023 y finalizados el 30 de abril de 2025 y 2024 Expresado en miles de pesos

Nota Flujo de efectivo de las actividades operativas: Resultado neto del ejercicio Ajustes para arribar al flujo neto de efectivo proveniente de las actividades operativas: Resultados financieros generados por el efectivo y equivalentes de efectivo Impuesto a las ganancias 14 Intereses sobre deudas financieras devengados y otros 31 Descuento Activo Financiero Cammesa Diferencia de cambio generada por deudas financieras y otras 31 Resultados financieros generados por inversiones financieras no consideradas efectivo o equivalentes de efectivo RECPAM Devengamiento de intereses de créditos y deudas 12 Depreciación de propiedad, planta y equipo 16 Depreciación derechos de uso 20 Resultado de participación en sociedades 13 Costo por baja de Propiedad, planta y equipo Desvalorización de Propiedad, planta y equipo 11 Cambios netos en activos y pasivos operativos: Disminución / (Aumento) de cuentas por cobrar comerciales Aumento de otras cuentas por cobrar Disminución de inventarios Disminución / (Aumento) de repuestos y materiales Disminución de cuentas por pagar comerciales (Disminución) / 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 Dividendos cobrados Pago por adquisición de 4SOLAR Evolución de inversiones financieras no consideradas equivalente de efectivo Aporte irrevocable en Prexium S.A.U. Aportes irrevocables en 4SOLAR Disminución del préstamo otorgado a E G WIND Flujo neto de efectivo utilizado en las actividades de inversión Flujo de efectivo de las actividades de financiación Intereses pagados 31 Deudas financieras obtenidas 31 Deudas financieras canceladas 31 Pago alquiler (NIIF 16) Flujo neto de efectivo generado / (utilizado) en las actividades de financiación Aumento neto 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 26 Efectivo, equivalentes de efectivo y adelantos en cuentas corrientes al cierre del ejercicio 26	30.04.2025 30.04.2024
	25.856.740 (52.275.583) (8.067.761) (3.116.830) (48.171.668) (2.434.022) 25.598.473 49.944.370 - 9.135.662 132.652.654 605.215.031 (3.873.692) 1.355.862 (164.598.785) (612.666.443) 3.995.156 10.088.901 126.548.209 107.542.854 1.012.669 1.472.120 2.784.401 1.227.419 398.742 65.531.603 43.581.307 23.765.303 58.922.125 (32.152.036) (5.990.114) (21.958.720) 5.475.591 3.211.243 1.806.189 (4.424.844) (8.019.127) (74.607.017) (120.435) 535.079 (5.094.559) 619.054 (2.792.918) 1.189.299 - (2.609.655)
	181.903.197 74.588.650
	(161.572.846) (171.800.782) 366.741 1.824.855 - (612.366) (6.314.687) (3.660.040) (40.551) - (1.109.192) (2.623.954) 3.556.381 3.952.919
	(165.114.154) (172.919.368)
	(27.474.000) (31.805.018) 111.846.814 155.677.927 (112.108.790) (3.624.769) (1.308.585) (1.457.519)
	(29.044.561) 118.790.621
	(12.255.518) 20.459.903 8.067.757 3.116.830 (5.662.424) (3.402.473) 16.164.329 (4.009.931)
	6.314.144 16.164.329

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socia)

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Paula Verónica Aniasi Contadora Pública (U.N.L.P.) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 364 F° 121

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

6

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Operaciones que no generan movimientos de efectivo

Operaciones que no generan movimientos de efectivo
Información complementaria Provisión por abandono de pozos Adquisiciones de Propiedad, planta y equipo no abonadas Canje de Obligaciones Negociables	30.04.2025 30.04.2024
	(2.633.913) 6.181.412 (3.863.617) (35.826.240) - 11.023.892

Las notas 1 a 43 que se acompañan forman parte integrante de los presentes Estados financieros separados.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socia)

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

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Paula Verónica Aniasi Contadora Pública (U.N.L.P.) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 364 F° 121

7

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Notas a los Estados Financieros Separados

Correspondientes al ejercicio finalizado el 30 de abril de 2025 y 2024 Expresadas en miles de pesos

NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL

1.2. 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), E G WIND S.A. (E G WIND), 4SOLAR S.A. (4SOLAR) y Prexium S.A.U. (Prexium) (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. Históricamente, y como parte de esta integración vertical, el gas producido por el segmento de petróleo y gas 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. El marco regulatorio vigente del sector eléctrico habilita a la Sociedad a vender el gas a terceros o utilizarlo como combustible en la Central Térmica para la producción de energía eléctrica. Posteriormente, a través de sus subsidiarias Hychico y E G 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, Puesto Zúñiga y , 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. Recientemente la Sociedad incorporó el área de exploración de Cinco Saltos Norte en la provincia de Río Negro.

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%(2)	Capex	2052	Exploración y explotación O&G	Decreto 556/17 (última extensión del área)
Pampa del Castillo(3)	Chubut	95%	Capex	2046	Explotación O&G	Decreto 318/18 y 512/18
Loma Negra(3)	Rio Negro	37,50%	Capex	2034	Explotación O&G	Decreto 346/21 y Decreto 1484/17
La Yesera(3)	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(3)	Río Negro	90%	Capex	2047	Explotación O&G	Decreto Provincial N°71/22
Cinco Saltos Norte	Río Negro	100%	Capex	2028	Exploración O&G	Decreto Provincial N° 197/25
CT ADC	Neuquén	100%	Capex	-	Generación Energía	-

(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 S.A. decidió no participar, por lo tanto, Capex posee el 72,5 % de participación en las reservas de dichos pozos.

(2) excepto por las reservas las correspondientes al PAD ADC-1050 donde Trafigura Argentina S.A. posee el 30% de las reservas de gas y petróleo por el plazo de 12 años hasta el año 2036 inclusive y por las correspondientes al PAD ADC-1060 donde Trafigura y Schlumberger Argentina S.A. poseen el 30% y el 19%, respectivamente, de las reservas de gas y petróleo, por el plazo de 12 años hasta el año 2027 inclusive (Ver Nota 40).

(3) Ver Nota 3.4.3

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

Área / Negocio	Provincia	% Participación directa e indirecta	Operador	Año de vencimiento de concesión	Tipo de concesión / actividad	Marco Normativo
GLP	Neuquén	95%	SEB	-	Procesamiento y Separación de gases líquidos derivados delgas	-
PEDI	Chubut	85,2046%	Hychico	-	Energía Eólica	-
PEDII	Chubut	99,26%	E G 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 la Sociedad celebró un acuerdo de Farm Out con Trafigura Argentina S.A. (“Trafigura”) para la explotación de pozos no convencionales y con fecha 21 de noviembre de 2024 firmó el “Asset Technical Collaboration Agreement” con Schlumberger Argentina S.A. (Schlumberger), para el desarrollo de hidrocarburos en la formación Vaca Muerta (ver Nota 40).

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 GyP. 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 $ 65.386 millones.

Provincia de Río Negro

Loma Negra y La Yesera : En octubre de 2017 la Sociedad adquirió a 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”. Con esta adquisición, Capex posee el 37,5% de participación en la Concesión de Explotación La Yesera.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

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.

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.

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. Cabe destacar que todos los compromisos fueron cumplidos. Capex comenzó a operar el área mediante una UT con EDHIPSA con las siguientes participaciones: Capex 90% y EDHIPSA 10%.

Cinco Saltos Norte: Con fecha 20 de marzo de 2025 se publicó el Decreto N° 197/25 por el cual la Provincia de Rio Negro adjudica a Capex el permiso de exploración sobre el Area No Convencional de Cinco Saltos Norte para el Primer Periodo Exploratorio, por el plazo de tres años. El compromiso de inversión es por US$ 6,85 millones. Dicho plan contempla la perforación de un pozo de 1500 metros de rama horizontal a la formación Vaca Muerta.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

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.

Segmento 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 8 de julio de 2025

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

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, desarrolló su primer Parque Solar, llamado “La Salvación”, en la zona de Quines, San Luis. El parque tiene una potencia inicial de 20 MW y está compuesto por 40.338 paneles solares de 600W de potencia, 76 Inversores, 4 centros de transformación y 2 centros de maniobra; la planta ocupa una superficie aproximada de 49 hectáreas. El parque comenzó a generar y despachar energía durante el mes de junio de 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.

La Sociedad continuará evaluando:

i) potenciales adquisiciones de activos hidrocarburíferos locales que permitan incrementar los niveles de producción y reservas, y ii) las políticas definidas por el Gobierno Nacional, así como el cumplimiento de las resoluciones vigentes, y sobre esta base estructurará su estrategia de crecimiento y diversificación en el área energética con miras al mediano y largo plazo.

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 como consecuencia de acontecimientos políticos y económicos, tanto en el ámbito nacional como internacional.

A lo largo del año 2024 el Gobierno Nacional puso en marcha un plan de estabilización económica basado en dos pilares fundamentales: el fiscal y el cambiario. En el ámbito fiscal, al 31 de diciembre de 2024 el gobierno logró un superávit primario y financiero del 2,4% y 0,8% del PBI, respectivamente. Este resultado fue posible gracias a un ajuste del gasto público del 27% en términos reales, pese a los desafíos políticos y sociales. Este ajuste fiscal impactó la actividad económica, que hasta el tercer trimestre de 2024 acumuló una caída del 3% interanual. En el plano monetario, el gobierno aplicó una política que incluyó dos medidas principales: limitar la expansión de la base monetaria amplia y establecer un régimen de crawling peg para el tipo de cambio, con una devaluación mensual del 2% hasta el 31 de enero de 2025, y del 1% a partir de 1 de febrero de 2025, con el fin de anclar las expectativas de devaluación. Esta política fue viable, en parte, debido a la continuidad de ciertos controles de capital.

Los principales indicadores del año 2024 fueron:

• El país finalizó el año 2024 con una caída de su actividad del 1,7%, según datos del PBI.

• La inflación acumulada entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2024 alcanzó el 117,8% (IPC).

• Entre el 1° de enero y el 31 de diciembre de 2024, el peso se depreció un 27,7% frente al dólar estadounidense, pasando de 808,45 $/US$ a 1.032 $/US$.

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NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

La economía argentina verificó una inflación acumulada del 47,3% y 289,4% (IPC) y una depreciación del 33,5% y 293,6% del peso frente al dólar estadounidense, de acuerdo con el tipo de cambio del BNA, en los períodos de doce meses correspondientes a los ejercicios fiscales de la Sociedad finalizados el 30 de abril de 2025 y 2024, respectivamente.

En octubre de 2024, el gobierno lanzó una amnistía fiscal, mediante la cual se declararon más de US$ 32 mil millones, de los cuales US$ 22 mil millones ingresaron en efectivo al sistema. Este resultado no solo contribuyó a fortalecer las cuentas fiscales, sino que también permitió al gobierno recomponer las reservas del BCRA, robusteciendo el mercado local y proporcionando nuevas fuentes de financiamiento.

Hacia finales de 2024, el gobierno comenzó a implementar la reducción de algunos impuestos, incluyendo la eliminación del impuesto PAÍS, cuyo vencimiento operaba el 23 de diciembre de 2024 y no fue prorrogado.

El 11 de abril de 2025 el gobierno anunció medidas claves para flexibilizar el régimen cambiario, fortalecer el marco monetario y levantar ciertas restricciones. En virtud de esto, se comunicó que la cotización del dólar en el Mercado único y Libre de Cambios (MULC) fluctuaría dentro de una banda móvil entre $/US$ 1.000 y $/US$ 1.400, cuyos límites se ampliarán a un ritmo del 1% mensual.

Según los anuncios realizados por el gobierno nacional estas medidas buscan seguir avanzando en el objetivo prioritario de reducir la inflación, impulsar la actividad económica, aumentar la previsibilidad monetaria, la flexibilidad cambiaria y las reservas de libre disponibilidad que respaldan al programa económico. Dicho programa contará básicamente con el respaldo financiero de una nueva facilidad extendida de fondos acordado con el Fondo Monetario Internacional por US$ 20.000 millones, así como desembolsos adicionales acordados con otros Organismos Internacionales.

El contexto de volatilidad e incertidumbre continúa a la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados y no es posible prever en este momento la evolución de la reglamentación asociada, ni que nuevas medidas podrían ser anunciadas.

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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

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

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

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

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

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

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.

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

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.

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.

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

Adicionalmente a lo manifestado se han dictado las siguientes reglamentaciones específicas del BCRA:

• Con respecto al pago de importaciones de bienes, el BCRA introdujo algunas modificaciones flexibilizando los términos de éstas. Con fecha 19 de septiembre de 2024 se publicó la Com. A 8108 en la cual habilita a pagar las importaciones a los 60 días de nacionalización de la mercadería y, posteriormente, el día 17 de octubre de 2024 redujo ese plazo a 30 días. Asimismo, con fecha 21 de noviembre de 2024 la Com. A 8133 habilitó la posibilidad de realizar pagos a la vista y/o anticipados de bienes de capital con dólares propios depositados en cuentas en entidades financieras locales.

• Con respecto a deudas financieras, con fecha 3 de octubre de 2024 estableció ciertas condiciones para precancelar las deudas financieras vigentes, como por ejemplo la toma de nuevos títulos de deuda con una vida promedio de al menos 2 años. Adicionalmente, con fecha 7 de noviembre de 2024 incorporó la posibilidad de anticipar la compra de moneda extranjera para el pago de vencimientos de deuda en el exterior hasta 60 días antes del vencimiento, modificando así el plazo vigente de 5 días, dentro de operaciones de refinanciamiento de ésta.

• Con respecto a las exportaciones, con fecha 28 de noviembre de 2024 extendió los plazos para la obligación de liquidación de las exportaciones de bienes y servicios del exterior. En el caso de la Sociedad, se extendió de 5 a 20 días hábiles de fecha de cobro.

• Con respecto a deudas financieras, con fecha 7 de noviembre de 2024, la Comunicación "A" 8129 estableció una ampliación de las condiciones para que los residentes puedan pagar servicios de deuda o de títulos de deuda, ya sea local o del exterior, antes del plazo permitido entre otras condiciones están la de permitir el depósito de la moneda extranjera en cuenta en entidades financieras locales hasta aplicarlo al pago, como así también se podrá acceder hasta 60 días antes del vencimiento, etc. Adicionalmente, estableció un mínimo de 365 días para transferencias al exterior por pago de capital de títulos de deuda emitidos a partir del 8 de noviembre de 2024.

• Con relación al pago de importaciones, con fecha 21 de noviembre de 2024, la Comunicación "A" 8133 permite cancelar en forma anticipada, al plazo correspondiente para el pago de importaciones de bienes con registro aduanero pendiente, si se realiza mediante canje/arbitraje con fondos depositados en moneda extranjera en una entidad local y/o en forma simultánea con la liquidación de financiaciones en moneda extranjera, y para el caso de servicios solo mediante canje/arbitraje siempre que la contraparte no esté vinculada al cliente.

• Con relación al plazo de liquidación de exportaciones, con fecha 28 de noviembre de 2024, la Comunicación "A" 8137 amplió los plazos para la liquidación de cobros de exportaciones de bienes y servicios a 20 días hábiles desde su cobro. Adicionalmente, se podrán mantener en el exterior desembolsos de endeudamientos financieros recibidos en los últimos 180 días y depositados en cuentas bancarias a su nombre siempre y cuando el monto de los fondos depositados no supere el equivalente a pagar por capital e intereses de los próximos 365 días.

• Con relación al pago de intereses, la Comunicación "A" 8161, de fecha 19 de diciembre de 2024 elimina el requisito de conformidad previa del BCRA para el pago de intereses compensatorios sobre deudas financieras con contrapartes vinculadas del exterior, devengados a partir del 1 de enero de 2025.

• Con relación a la adquisición de títulos valores, la Comunicación "A" 8178, de fecha 16 de enero de 2025, establece que las entidades que adquieran títulos valores en suscripción primaria con liquidación en el exterior sólo podrán venderlos en el mercado secundario en moneda extranjera en el país luego de 90 días. Esta medida se aplica a suscripciones primarias con liquidación a partir del 20 de enero de 2025.

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NOTA 1 – INFORMACIÓN GENERAL (Cont.)

El BCRA continuó emitiendo nuevas medidas con el objetivo de continuar con la flexibilización gradual del régimen de cambios. Las principales disposiciones fueron las siguientes:

• Comunicación “A” 8205 del 15/02/2025: permitió a los importadores realizar pagos anticipados de bienes de capital sin necesidad de validación previa del BCRA, siempre que dichos bienes se encuentren encuadrados en posiciones arancelarias específicas definidas por la Secretaría de Comercio y se utilicen para incrementar la capacidad productiva. Los pagos podrán realizarse con fondos propios o con canje/arbitraje.

• Comunicación “A” 8218 del 11/03/2025: estableció que los vencimientos de deuda financiera con el exterior pactados a partir del 1 de abril de 2025 podrán precancelarse hasta 90 días antes del vencimiento, sin requerir conformidad previa, siempre que se utilicen fondos propios y se cumpla con ciertos requisitos informativos.

• La Comunicación ¨A¨ 8226 flexibilizó varios de los controles que existían hasta ese momento, como ser: en materia de pagos de importaciones de bienes, se permite el acceso al Mercado Único y Libre de Cambios (MULC) desde el registro de ingreso aduanero para oficializaciones realizadas a partir del 14 de abril de 2025, siguiendo vigente la prohibición de precancelación anticipada. Para importaciones nacionalizadas con anterioridad a dicha fecha, se mantiene el plazo de pago de 30 días. Adicionalmente, y con respecto a pagos anticipados de bienes de capital con RIA pendiente, son habilitados siempre que no se supere el 30% del valor FOB en anticipos y que la suma total de pagos anticipados, pagos a la vista y deuda comercial sin RIA no exceda el 80% del valor FOB. El 20% restante podrá abonarse desde la nacionalización, y no podrán incluirse bienes suntuarios. Para el caso de las importaciones de servicios prestados o devengados desde el 14 de abril de 2025, se incorpora la habilitación para el pago inmediato (plazo 0) si la contraparte no es vinculada, y a 90 días en caso de que sí lo sea, en tanto se cumplan los requisitos normativos restantes. Para servicios anteriores a esa fecha, se mantienen los plazos previos de 30 ó 180 días, según el caso. Se mantiene la prohibición de precancelación anticipada para todos los servicios. Para el caso de las personas humanas, la misma Comunicación, flexibilizo totalmente el acceso al MULC tanto para la compra de moneda extranjera sin límite de monto como para la adquisición de billetes para tenencia local y para transferencias a cuentas propias en el exterior. En cuanto a restricciones previamente vigentes, se eliminan algunas tales como el límite mensual de US$ 200 para estas operaciones, la “restricción cruzada” de 90 días entre operaciones cambiarias y operaciones con títulos con liquidación en moneda extranjera y los controles sobre beneficiarios de ayudas estatales durante la pandemia. Asimismo, se deja sin efecto la percepción del 30% dispuesta por la RG 5617 para estas operaciones, manteniéndose solo para consumos y gastos en el exterior con tarjeta o para operaciones de turismo. Respecto del cobro de exportación de servicios, se mantiene la posibilidad de acreditar en cuentas en moneda extranjera los ingresos percibidos por prestaciones realizadas a no residentes, en la medida en que el monto no supere los US$ 36.000 por año calendario y se cumplan los plazos normativos. Se eliminó, por única vez, el historial hasta el 11/04/25 de operaciones con títulos valores y de las entregas de fondos locales u otros activos líquidos a personas controlantes o empresas del mismo grupo. A partir del 14 de abril de 2025, comienza la exigencia del cumplimiento del régimen de “restricción cruzada” por 90 días anteriores y posteriores al acceso al mercado

• A través del Decreto 269/2025, se deroga el Decreto 28/2023 y se elimina el “Programa de Incremento Exportador”. En consecuencia, a partir del 14 de abril de 2025, deberá liquidarse en el mercado libre de cambios el 100% del cobro de exportaciones de bienes y servicios, a diferencia del decreto derogado que habilitaba 80% en el MULC y el 20% restante mediante operaciones con títulos valores.

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 Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA) 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 exceptuaron 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.

El 30 de agosto de 2024 el PEN emitió el Decreto N° 777/2024, a través del cual se redujo la alícuota al 7,5% para las operaciones de compra de billetes y divisas en moneda extranjera efectuadas por residentes en el país para el pago de obligaciones por la importación de determinados bienes, y por la adquisición en el exterior de servicios de fletes y otros servicios de transporte por operaciones de comercio exterior, cuando sean prestados por no residentes.

El 25 de noviembre de 2024, mediante la Res 604/2024, el ARCA derogó la RG 5393/2023, eliminando el pago a cuenta del 95% del monto total del Impuesto País aplicable, pagadero al momento de realizar la importación del bien.

El Impuesto País fue creado por el término de cinco años a partir del 23 de diciembre de 2019; por lo tanto, quedó sin efecto el 23 de diciembre de 2024.

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

a) Sector petrolero

Ley Nacional de Hidrocarburos N° 17.319 y 27.007

Propiedad de los yacimientos

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

En Argentina, la exploración y explotación de petróleo y gas se lleva a cabo a través de permisos de exploración, concesiones de explotación, contratos de explotación o acuerdos de asociación.

El 31 de octubre de 2014, el Congreso de la Nación sancionó la Ley 27.007 que modifica la Ley 17.319. Entre las principales modificaciones cabe referir que se otorga rango legal a la figura de la concesión de explotación no convencional que había sido creada por el Decreto 929/13. Se establece que el plazo para la Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos tendrá una vigencia de 35 años..

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° 27.742 y Decreto 1057/2024:

El 8 de julio de 2024 se publicó la Ley 27.742, la Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos (Ley Bases) que modificó la Ley 17.319, la cual fue reglamentada el 29 de noviembre de 2024 con el Decreto 1057/2024. Las principales modificaciones son:

• Se incluye dentro de las actividades reguladas en la actividad hidrocarburífera, el procesamiento y el almacenaje de hidrocarburos;

• Se suma como objetivo, además de los establecidos por el art. 3 de la Ley 26.741, maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos y satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país;

• Establece las nuevas condiciones para otorgar permisos y concesiones, autorizaciones de transporte y almacenaje y habilitaciones de procesamiento de hidrocarburos;

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

• Se fijan las condiciones para ser titulares de permisos y concesiones, teniendo el dominio de los hidrocarburos que extraigan y que podrán transportarlos, comercializarlos, industrializarlos y comercializar sus derivados libremente, pudiendo fijar sus precios de comercialización sin intervención del PEN en estas actividades;

• Las exportaciones de hidrocarburos y sus derivados serán libres sujetos a la no objeción de la SE. El comercio de hidrocarburos será libre y el PEN establecerá el régimen de exportación e importación asegurando los objetivos de la ley;

• Mientras que el Permisionario no realice la denuncia de comercialidad del art. 22 de la ley podrá disponer de los productos extraídos durante la exploración, pero no se le permitirá la explotación del yacimiento;

• Establece como plazo máximo el 31 de diciembre de 2028 para solicitar la reconversión de una concesión convencional en una no convencional. En caso de que se apruebe la reconversión, se otorgará un nuevo período de concesión por 35 años, por única vez, a partir de la fecha de la solicitud;

• Elimina la obligación del concesionario de explotación de asegurar la máxima producción de hidrocarburos, siempre que sea compatible con una explotación adecuada y económica del yacimiento, así como con la observancia de criterios que garanticen una correcta conservación de las reservas;

• Sin perjuicio de las concesiones de exploración y transporte otorgadas con anterioridad a la sanción de la Ley Bases (las cuales continuarán rigiéndose por el marco legal vigente anterior a esta ley), para las nuevas concesiones, el PE nacional o provincial, según corresponda, podrá establecer, al momento de definir los pliegos de bases y condiciones conforme artículo 47, plazos de hasta diez años como máximo sobre los establecidos en los incisos a), b) y c) del dicho artículo, siempre que se justifique de manera fundada y motivada la necesidad de tal extensión. En ningún caso, los plazos podrán ser fijados a perpetuidad;

• Las concesiones de transporte y de procesamiento en ningún caso implicarán un derecho de exclusividad para quien las realice;

• Quienes posean una habilitación para procesar hidrocarburos estarán obligados a procesar hasta un máximo del 5% de la capacidad de sus instalaciones, siempre que no se comprometa la seguridad del proceso, que las partes arriben a un acuerdo sobre el servicio a prestar y que el solicitante asuma los costos asociados a la conexión a la planta. Dicho porcentaje podrá ser incrementado: (i) por acuerdo de partes en cualquier momento y/o (ii) por la autoridad de aplicación, una vez transcurridos cuatro años desde la habilitación comercial de la planta, y en caso de persistir la capacidad remanente u ociosa de la planta. Si se tratare de plantas de procesamiento de combustible líquido, el servicio de procesamiento incluirá el servicio de almacenaje;

• Se determinan las autorizaciones de almacenamiento subterráneo de gas natural junto con las condiciones para su otorgamiento. Estas autorizaciones confieren el derecho de almacenar gas natural en reservorios naturales de hidrocarburos depletados, incluyendo el proceso de inyección, depósito y retiro del gas natural;

• Las concesiones de explotación existentes, al fin de su término, no podrán ser adjudicadas sin mediar un nuevo procedimiento licitatorio. La licitación correspondiente podrá realizarse con un plazo mínimo de antelación de un año al vencimiento de las mismas;

• Establece los nuevos valores del canon de exploración y explotación, ajustables anualmente con la cotización del ‘ICE Brent Primera Línea’:

• a) Canon de Exploración:

1er. Período: el monto equivalente en pesos de 0,50 barriles de petróleo por kilómetro cuadrado. 2do. Período: el monto equivalente en pesos de 2 barriles de petróleo por kilómetro cuadrado. Prórroga: el monto equivalente en pesos a 15 barriles de petróleo por kilómetro cuadrado.

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

• b) Canon de Explotación:

El concesionario de explotación pagará anualmente y por adelantado al PE nacional o provincial, según corresponda, el monto equivalente en pesos de 10 barriles de petróleo por kilómetro cuadrado o fracción abarcado por el área.

• El concesionario de explotación deberá abonar mensualmente regalías sobre el producido, calculadas como un porcentaje equivalente al establecido en el proceso de adjudicación. Para los contratos vigentes a la fecha de sanción de la Ley Bases, se aplicará la regalía previamente acordada. El Poder Ejecutivo nacional o provincial, según corresponda, podrá reducir este porcentaje hasta el cinco por ciento (5%), considerando la productividad, las condiciones y la ubicación de los pozos. Asimismo, en las nuevas licitaciones, los oferentes competirán en función del porcentaje de la regalía, tomando como base un valor inicial del 15%.

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 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”.

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:

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

b) Sector eléctrico

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

Ley Nacional N° 27.742 de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos (Ley Bases)

Las principales modificaciones establecidas por la Ley Bases en el marco eléctrico son:

• i) unificación del ENRE y del ENARGAS a fin de constituir un único ente regulador;

ii) faculta al PEN a adecuar, en el plazo de la emergencia declarada, el marco regulatorio de la energía eléctrica conformado por las Leyes N° 15.336 y N° 24.065 a fin de:

• promover la apertura del comercio internacional de la energía eléctrica;

• asegurar la libre comercialización y máxima competencia de la industria, garantizando a los usuarios finales la libre elección de proveedor;

• impulsar el despacho económico de las transacciones de energía, basado en la remuneración del costo económico horario del sistema, considerando el gasto marginal horario del sistema y la energía no suministrada;

• adecuar las tarifas del sistema energético sobre la base de los costos reales del suministro, a fin de cubrir las necesidades de inversión y garantizar la prestación continua y de regular los servicios públicos;

• explicitar los diferentes conceptos que el usuario final deberá abonar, con la expresa obligación del distribuidor de actuar como agente de percepción o retención de los importes a percibir en concepto de energía, transporte e impuestos correspondientes al MEM y al Fisco, según corresponda; y

• garantizar el desarrollo de infraestructura de transporte de energía eléctrica mediante mecanismos abiertos, transparentes, eficientes y competitivos.

Resoluciones 750/2023 y 869/2023 de la Secretaría de Energía.

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.

Resolución 99/2024 de la Secretaría de Energía y modificatorias

La generación spot es remunerada con tarifas en pesos que son actualizadas a través de la emisión de distintas resoluciones por parte de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía.

Con fecha 14 de junio de 2024 la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía publicó la Res 99/2024, la cual actualizó en un 25%, aproximadamente, los valores remunerados por la potencia y energía para las transacciones de junio y julio de 2024. A partir de la transacción del mes de agosto de 2024, los valores remunerados por la potencia y energía fueron actualizados mensualmente. Las Res 193/2024, 233/2024 y 285/2024 actualizaron. los valores en un 3%, 5% y 2,7%, respectivamente, para las transacciones de agosto, septiembre y octubre de 2024. Con fecha 31 de octubre de 2024, la Secretaría de Coordinación de Energía y Minería del Ministerio de Economía dictó la Res 20/2024, la cual establece un incremento del 6% de los valores remunerados por potencia y energía para la transacción de noviembre de 2024. Posteriormente la Secretaría de Energía emitió las Res 387/2024, 603/2024, 27/2025, 113/2025, 143/2025, 177/2025 y 227/2025 mediante las cuales se otorgó un incremento del 5%, 4%, 4%, 1,5%, 1,5%, 2% y 1,5% para las transacciones de diciembre de 2024, enero, febrero, marzo, abril, mayo y junio de 2025, respectivamente.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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Los valores fijados para las remuneraciones establecidas para tecnologías de características similares a la CT ADC (>150MW) a partir de abril de 2025 son los siguientes:

a) Remuneración por Disponibilidad de Potencia

Se estableció una remuneración mínima de potencia por tecnología y escala y se habilitó a los agentes generadores, cogeneradores y autogeneradores titulares de centrales térmicas convencionales a ofrecer compromisos de disponibilidad garantizada por la potencia y energía de sus unidades no comprometidas bajo contratos de ventas con grandes usuarios en el MAT o contratos de abastecimiento con CAMMESA.

Los compromisos de disponibilidad se ofertan por períodos trimestrales: a) verano (diciembre a febrero); b) invierno (junio a agosto) y c) “resto” (marzo a mayo y septiembre a noviembre), siendo la remuneración de la potencia para generadores térmicos con compromisos proporcional a su cumplimiento.

a) Precio base de la potencia (PReBasePot)

		Res 143/2025	Res 177/2025	Res 227/2025
		A partir de abril de 2025	A partir de mayo de 2025	A partir de junio de 2025
	Tecnología / Escala	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]
CCgrande P > 150 MW		1.848.635	1.885.608	1.913.892

b) Precio para la potencia garantizada ofrecida (PrePotDIGO)

	Res 143/2025	Res 177/2025	Res 227/2025
	A partir de abril de 2025	A partir de mayo de 2025	A partir de junio de 2025
Tecnología / Escala	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]
Dic – Ene – Feb – Jun – Jul - Ago	6.612.071	6.744.312	6.845.477
Mar – Abr – May – Sep – Oct - Nov	4.959.055	5.058.236	5.134.110

b) 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° 277/2025, le remuneración se calcula de la siguiente manera:

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

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

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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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:

	Res 143/2025	Res 177/2025	Res 227/2025
	A partir de abril de 2025	A partir de mayo de 2025	A partir de junio de 2025
Tecnología / Escala	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]
CCgrande P > 150 MW	4.412	4.500	4.568

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:

	Res 143/2025	Res 177/2025	Res 227/2025
	A partir de abril de 2025	A partir de mayo de 2025	A partir de junio de 2025
Tecnología / Escala	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]	[$/MW-mes]
CCgrande P > 150 MW	1.535	1.566	1.589

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.

d) Remuneración por generación en horas de punta

A partir de noviembre de 2022, la Resolución SE N° 826/2022 estableció un esquema de remuneración diferenciado para la energía generada 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.

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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA (Socia)

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

I. Precio Potencia Comprometida:

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

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

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

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

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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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

Resolución 21/2025 de la Secretaría de Energía

Con fecha 28 de enero de 2025 se publicó la Res N° 21/2025 de la Secretaría de Energía, la cual introduce modificaciones al marco regulatorio del Mercado Eléctrico Mayorista, tendientes a su normalización, eliminando restricciones para la celebración de contratos en el mercado a término, descentralizando la gestión de combustibles y creando incentivos para la incorporación de nueva capacidad de generación de energía en condiciones competitivas.

Las principales modificaciones son:

1. Excepción de la suspensión temporal establecida en la Resolución N° 95/2013 para los proyectos de generación, autogeneración o cogeneración de energía eléctrica de fuente convencional térmica, hidroeléctrica o nuclear

Los proyectos de generación, autogeneración o cogeneración de energía eléctrica de fuente convencional térmica, hidroeléctrica o nuclear habilitados comercialmente, a partir del 1° de enero de 2025, quedan exceptuados de la suspensión de la incorporación de nuevos contratos en el mercado a término establecida en el artículo 9 de la Resolución 95/2013. En consecuencia, los titulares de dichos proyectos podrán celebrar contratos de abastecimiento en el mercado a término con Agentes Distribuidores a Grandes Usuarios del MEM, y administrarlos de acuerdo con “Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios”.

2. Derogación de la Resolución N° 354/2020 y sustitución del artículo 8 de la Resolución 95/2013

A partir del 1 de febrero de 2025, se deroga la Resolución N° 354/2020 de la Secretaría de Energía, la cual, entre otras cuestiones, establecía los parámetros para la actuación de CAMMESA en virtud del Plan Gas.Ar, determinando volúmenes firmes de gas para su consumo en generación térmica según un orden de prioridad de despacho.

Adicionalmente, a partir del 1 de marzo de 2025, se modifica el régimen de la provisión de combustibles destinados a la generación de energía eléctrica, estableciéndose lo siguiente:

• La gestión comercial y el despacho de combustibles destinados a generadores térmicos bajo contratos de abastecimiento sin obligación de gestión propia seguirá a cargo de CAMMESA.

• Los generadores térmicos al spot podrán gestionar su propio abastecimiento de combustible. En caso de ser necesario, CAMMESA actuará como proveedor de última instancia.

• Los costos asociados a la gestión de combustibles propios se valorizarán según los precios de referencia utilizados y aceptados en la “Declaración de Costos Variables de Producción”, incluyendo fletes, transporte, distribución de gas natural, impuestos y tasas asociadas.

3. Nuevos valores transitorios de Costo de Energía No Suministrada

• A partir del 1 de febrero de 2025, se establece que el costo de energía no suministrada programada será de 1.500 US$/MWh, rigiendo los siguientes escalones de falla respecto de la demanda y su respectiva valorización:

  • Hasta 5%: 350 US$/MWh;

  • Hasta 10%: 750 US$/MWh;

  • o Más de 10%: 1.500 US$/MWh.

Estos valores serán aplicables hasta que se realice una evaluación socioeconómica de la valorización del costo de energía no suministrada.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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4. Derogación del Servicio de Energía Plus

A partir del 1 de febrero de 2025, se derogan las disposiciones de la Resolución N° 1281/2006 que implementaron el denominado “Servicio de Energía Plus”.

Los contratos vigentes bajo esta modalidad continuarán su transacción en iguales condiciones hasta su finalización.

La incorporación de nuevos contratos o renovación de contratos en el mercado a término del MEM bajo la modalidad de “Servicio de Energía Plus” tendrá como fecha límite de vigencia el 31 de octubre de 2025.

5. Facultades de la Subsecretaría de Energía Eléctrica

La Subsecretaría de Energía Eléctrica podrá dictar normas reglamentarias, complementarias y aclaratorias, así como llevar adelante las acciones necesarias para implementar las disposiciones de la Resolución.

Notas sobre lineamientos de aplicación de la Resolución 21/2025 de la Secretaría de Energía

Posterior a la publicación de la RES 21/2025, CAMMESA y la SEN emitieron dos notas donde se esbozan los primeros lineamientos para la aplicación de las normativas de la mencionada resolución. Actualmente se circularizaron dichos lineamientos entre las asociaciones y cámaras involucradas (industriales, generadores, productores de combustibles, transportistas, distribuidores y usuarios) con la intención de que dichas entidades efectúen los comentarios y consultas que consideren hasta la entrada en vigencia de la normativa definitiva.

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.

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• 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.

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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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b.3) Normativa general del Mercado Eléctrico Argentino

Programación Estacional del MEM

Se emitieron diversas normas regulando la Programación Estacional del MEM:

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

• Resolución SE N° 884/2023 emitida el 2 de noviembre de 2023, que estableció la Programación Estacional de Verano Definitiva para el período comprendido entre el 1 de noviembre de 2023 y el 30 de abril de 2024.

• Resolución SE N° 7/2024 emitida el 5 de febrero de 2024, que aprueba la Reprogramación Trimestral de Verano para el período comprendido entre el 1 de febrero de 2024 y el 30 de abril de 2024.

• Resolución SE N° 92/2024 emitida el 6 de junio de 2024 para el período comprendido entre el 1 de mayo de 2024 y el 31 de octubre de 2024.

• Resolución SE N° 192/2024 emitida el 5 de agosto de 2024, que aprueba la Reprogramación Trimestral de Invierno Definitiva para el período entre el 1 de agosto de 2024 y el 31 de octubre de 2024.

• Resolución SCEYM N° 19/2024 emitida el 1 de noviembre de 2024, que aprueba la Programación Estacional de Verano Definitiva para el período comprendido entre el 1 de noviembre de 2024 y el 30 de abril de 2025

• Resolución SE 26/2025 emitida el 31 de enero de 2025, que aprueba la Reprogramación Trimestral de Verano Definitiva para el período entre el 1 de febrero de 2025 y el 30 de abril de 2025.

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

Ley 27.191 – Modificaciones al régimen de fomento de energías renovables

El 25 de septiembre de 2015 el Congreso Nacional sancionó la Ley 27.191, que fue publicada en el Boletín Oficial el 21 de octubre de 2015. La mencionada Ley introdujo modificaciones al Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables creado por la Ley 26.190, para lo cual, en líneas generales, y con el objetivo de lograr alcanzar una contribución de energía renovable en la matriz de consumo nacional del 8% al 31 de diciembre de 2017 y del 20% al 31 de diciembre de 2025 incorporó los siguientes puntos: (i) amplió la definición de energías renovables; (ii) eliminó el límite de 10 años para el régimen de beneficios fiscales; (iii) fijó incentivos fiscales no excluyentes como: devolución anticipada de IVA, amortización acelerada de impuesto a las ganancias, exclusión de la base de los bienes afectados por las actividades promovidas del impuesto a la ganancia mínima presunta, exención de derechos de importación, compensación de quebrantos con ganancias (de los actuales 5 años pasa a 10 años), exención del impuesto a la distribución de dividendos siendo el beneficiario persona física (sólo en caso de reinversión del mismo), y certificados fiscales por el 20% del valor de los componentes nacionales; (iv) creó el Fondo Fiduciario para Desarrollo de Energías Renovables que, entre otras cosas, otorgará préstamos y garantías a los proyectos de inversión y (v) dispuso que todos los usuarios de energía eléctrica tendrán que contribuir cumpliendo con los objetivos de consumo de energías renovables establecidos por la ley, para lo cual se estableció un cronograma gradual y obligaciones especiales para los Grandes Usuarios de más de 300kW. Finalmente, la ley ratificó que la generación eólica debe ser tratada como generación hidráulica de pasada; por lo tanto, ésta despachará en virtud de la disponibilidad de viento real con la que contase.

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

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

El día 31 de marzo de 2016 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto 531/2016 que aprobó la reglamentación de la Ley 26.190, modificada por el Capítulo I de la Ley 27.191 y del Capítulo II de la Ley 27.191 referente a la Segunda Etapa del Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía destinada a la Producción de Energía Eléctrica. Asimismo aprobó la reglamentación de los Capítulos de la Ley 27.191 correspondientes al Fondo Fiduciario para el Desarrollo de Energía Renovables (III), la Contribución de los Usuarios de Energía Eléctrica al Cumplimiento de los Objetivos del Régimen de Fomento (IV), los Incrementos Fiscales (V), el régimen de importaciones (VI), el acceso y utilización de fuentes renovables de energía (VII), energía eléctrica proveniente de recursos renovables intermitentes (VIII) y las cláusulas complementarias (IX) que establecen que la autoridad de aplicación deberá difundir ampliamente las ofertas de generación eléctrica a partir de fuentes renovables de energía y que invita a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y a las Provincias a adherir a la ley y a dictar sus propias normas destinadas a promover la producción de energía eléctrica a partir de fuentes renovables de energía.

Resolución SE E-275/2017

El 17 de agosto de 2017 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución E-275/2017 del Ministerio de Energía y Minería, la cual convocó a los interesados a ofertar en el proceso de convocatoria abierta nacional e internacional para la contratación en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de energía eléctrica de fuentes renovables de generación – el Programa RENOVAR (Ronda 2)-, con el fin de celebrar contratos del mercado a término (denominados contratos de abastecimiento de energía eléctrica renovable), con CAMMESA, en representación de los Distribuidores y Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista – hasta su reasignación en cabeza de los agentes distribuidores y/o Grandes Usuarios del MEM, de conformidad con el Pliego de Bases y Condiciones del Programa. Hychico participó de la convocatoria con el proyecto Parque Eólico Diadema II.

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

El 22 de agosto de 2017 se publicó la Resolución E 281/2017 que estableció el Régimen del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable en el marco de lo establecido por la Ley 27.191 y el Decreto reglamentario 531/2016. Este Régimen tiene por objeto establecer las condiciones de cumplimiento de acuerdo con lo fijado en el artículo 9º de la Ley 27.191 por parte de los Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista y las Grandes Demandas que sean Clientes de los Agentes Distribuidores del MEM, o de los Prestadores del Servicio Público de Distribución en tanto sus demandas de potencia sean iguales o mayores a trescientos kilovatios (300KV) medios demandados, a través de la contratación individual en el Mercado a Término de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables o por autogeneración de fuentes renovables, de conformidad con lo previsto en el artículo 9 de la Ley 27.191 y el artículo 9 del Anexo II del Decreto 531. Específicamente se estableció que la obligación para los sujetos individualizados en el mencionado artículo de la Ley podría cumplirse por cualquiera de las siguientes formas: a) por contratación individual de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables, b) por autogeneración o por cogeneración de fuentes renovables o c) por participación en el mecanismo de compras conjuntas desarrollado por CAMMESA. El art. 9, en su inciso 2, apartado (i) del Anexo II, del decreto reglamentario prevé que los contratos de abastecimiento de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables celebrados en el marco de la Ley 27.191, por los sujetos comprendidos en su artículo 9, serán libremente negociados entre las partes, teniendo en cuenta las características de los proyectos de inversión y el cumplimiento de las obligaciones establecidas en la ley y en el decreto reglamentario, los deberes de información y requisitos de administración establecidos en los Procedimientos de CAMMESA y en la normativa complementaria que dicte la autoridad de aplicación.

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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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

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

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

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

Resolución N° 14/2022. Cambios en el MATER

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

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

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

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

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

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

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.

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

Las modificaciones relevantes introducidas por la Resolución son las siguientes:

1- Contratos GENREN

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

2- Nuevas Alternativas de Asignación de Prioridad de Despacho

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

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

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

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

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

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

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

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

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• 3- Incumplimiento de requisitos para mantener la prioridad

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

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

4- Prórrogas para obtener la habilitación comercial

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

5- Destino de lo recaudado

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

• 6- Habilitación parcial de proyectos con prioridad de despacho

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

7- Instrucciones adicionales

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

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

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

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c) Sector gas natural

Ley Nacional de Hidrocarburos N° 17.319 – Ley 26.741 “Soberanía Hidrocarburífera Nacional” , Decreto N° 1277/12, Ley Nacional N° 27.742 y Decreto 1057/2024:

Ver punto a) Sector petrolero

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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 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.

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.

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

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.

Resolución ENARGAS 1982, 1988 y 1991/11

A fines del mes de noviembre de 2011 el ENARGAS dictó las Resoluciones 1982, 1988 y 1991/11 en virtud de las cuales, entre otras cuestiones: (i) se ajustaron los valores unitarios del cargo creado por el Decreto PEN 2067/08 aumentándolos aproximadamente un 1000% y (ii) se dispuso aplicar dicho cargo en forma completa a determinados usuarios no residenciales de gas natural de acuerdo con la actividad principal o secundaria que éstos realicen, lo cual incluye a las plantas de tratamiento de gas natural ubicadas fuera de la medición regulada, tal el caso de la planta Agua del Cajón, propiedad de Servicios Buproneu S.A., en la cual la Sociedad procesa su gas natural.

La Sociedad considera que dicho cargo tarifario resulta inconstitucional ya que el mismo tiene una clara naturaleza tributaria y no había sido creado por una Ley del Congreso Nacional. En virtud de ello, la Sociedad ha interpuesto acciones legales y obtenido una medida cautelar según se explica en la Nota 34.2 a.2).

Resolución SEN N° 77/2012

En marzo 2012 se publicó la Resolución SEN 77/12, en virtud de la cual, entre otras cuestiones, se prorroga el acuerdo de estabilidad del precio de GLP (butano), se dispone que las empresas productoras no firmantes deberán cumplir los parámetros de abastecimiento que determine la SEN y vender GLP (butano) a las empresas fraccionadoras a precios y con compensaciones iguales a las establecidas para las productoras firmantes del mencionado acuerdo y que las empresas que incumplan dichos parámetros y disposiciones quedarán (i) inhabilitadas para exportar, (ii) no podrán efectuar operaciones de compra y venta de GLP en el mercado interno con ninguno de los sujetos activos de la industria y (iii) serán pasibles de multas por falta de entrega del producto en los términos determinados por la Autoridad de Aplicación o por ventas que superen los precios establecidos en el mencionado acuerdo o en dicha resolución. La Sociedad ha iniciado acciones administrativas y judiciales contra las disposiciones de esta resolución (ver Nota 34.2 a.3)) y, a raíz de ello, ha obtenido una medida cautelar que suspende los efectos de esta norma y de las inhabilitaciones dispuestas contra la Sociedad por la SEN en base a esta norma. Con posterioridad la SEN dictó las Resoluciones 429/13 y 532/14 que aprobaron las sucesivas prórrogas al acuerdo de estabilidad de precio de GLP y, en líneas generales, reiteraron las disposiciones de la Resolución SEN 77/12. La Sociedad, en su condición de empresa no firmante del acuerdo de precio de GLP, eventualmente iniciará acciones administrativas y judiciales contra las normas referidas en caso de resultar necesario.

Decreto 470/2015 y la Resolución SEN 49/2015

En marzo 2015, se publicó el Decreto 470/2015 y la Resolución SEN 49/2015, a través de los cuales se discontinúa el Programa “Garrafa para Todos”, vigente desde el año 2009 y se creó 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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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

Los precios máximos de referencia a facturar por los productores dentro del Programa “Hogares con Garrafas (HOGAR)”, se actualizaban 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:

Apartirdelafecha
8 demayo de2023	$40.252
1 dejunio de 2023	$41.862
1de julio de2023	$43.537
1de agosto de2023	$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. El 03 de diciembre de 2024 la SE estableció a través de la Resolución N° 394/2024 el nuevo precio máximo de referencia vigente a partir del 01 de diciembre de 2024 en la suma de $420.000.-

Resolución de la Secretaría de Energía N° 15-2025

El 24 de enero de 2025 se publicó la Resolución de la Secretaría de Energía N° 15/2025 en el marco de la Ley Bases indicando que se ha iniciado un proceso de desregulación del mercado del GLP en el país con el objetivo de transformar el mercado de GLP en un modelo eficiente, competitivo y sostenible.

Conforme esta nueva normativa se dispusieron las siguientes definiciones:

• Sustituir el punto 1.2 del Reglamento General de la Resolución de la Secretaría de Energía N° 49/2015 (en adelante el Reglamento) que creó el Programa Hogares con Garrafa (el Programa) fijando como nuevos objetivos particulares:

• Establecer precios de referencia para las garrafas de 10, 12 y 15 kilogramos válidos en todo el territorio nacional.

• Establecer una política de subsidios tal que los recursos del Estado Nacional alcancen a los sectores más vulnerables de la población.

• Otorgar un subsidio directo para los hogares de bajos recursos y a viviendas de uso social que no cuenten con servicio de gas por redes, para asegurarles la adquisición de garrafas de Gas Licuado de Petróleo de 10, 12 y 15 kilogramos.

• Incorporar tratamientos diferenciales según las características del hogar y su ubicación.

• Sustituir el punto 4 del Apartado II del Reglamento, en línea con lo dispuesto en los objetivos particulares, indicando adicionalmente que el Programa se complementa con una fuerte fiscalización y control en cada punto de la cadena de comercialización y un esquema de sanciones.

• Sustituir el Apartado III del Reglamento, relacionados con los Precios: III Precios.

• Los Precios de referencia para las garrafas de 10, 12 y 15 kilogramos determinados por la autoridad de aplicación serán tomados como una guía por los integrantes de la cadena de comercialización, sin ser vinculantes para los actores comerciales.

Precio de venta del Productor. El precio de venta del butano, propano y/o mezcla con destino a garrafas de 10, 12 y 15 kilogramos no deberán superar el precio de paridad de exportación.

• Eliminar el Apartado V del Reglamento que establecía las compensaciones a los Productores en función de los volúmenes de producto, butano y propano, que tengan por destino exclusivo el consumo en el mercado interno de GLP envasado en garrafas de 10,12 y 15 kilogramos de uso doméstico.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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

• Derogar el Apartado VI del Reglamento que establecía los Cupos y Aportes que los Productores debían volcar en el mercado interno.

• Sustituir el Apartado VII del Reglamento estableciéndose un nuevo desarrollo del Programa:

• Se establece como modalidad de comercialización la relación comercial en cadena, entre los Productores, Comercializadores, Fraccionadores, Distribuidores, Comerciales y Consumidores Finales. Los Operadores deben cumplir con los requisitos técnicos y las medidas de seguridad establecidas en la normativa vigente.

• El Productor deberá asegurar que el GLP esté disponible para el mercado interno de manera continua y suficiente, en el marco de lo establecido por el inciso b) del Art. 74 de la Ley 26.020.

• Los Productores deberán registrar diariamente la cantidad de producto que se encuentra almacenado en cada una de las plantas de almacenamiento de su propiedad.

• Los Fraccionadores tienen permitido adquirir los volúmenes necesarios según sus operaciones, pero sujetos a un límite denominado Volumen Máximo Permitido (VMP), basado en la relación entre el parque de envases aptos registrados por cada operador y el índice de rotación máximo aplicable. La Secretaría de Energía publicará el VMP de cada empresa fraccionadora, acompañado de la información sobre el parque de envases registrado, las compras mensuales de GLP, y el índice de rotación máximo aplicable de manera general a todas las empresas fraccionadoras.

Finalmente derogó la Resolución de la Secretaría de Energía N° 70/201 que establecía los precios de referencia y compensaciones del Programa.

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.

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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

• El 29 de noviembre de 2024 se firmó un nuevo Acuerdo de Abastecimiento de Gas Propano para Redes de Distribución de Gas Propano Indiluido aplicable al período 01 de enero de 2024 hasta el 31 de diciembre de 2024, el cual establece:Desde el 1 de enero de 2024 al 2 de abril de 2024, ambos inclusive, se abonará un precio ponderado de venta normativo 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;

• Desde el 3 de abril de 2024 al 5 de junio de 2025 para toda la República Argentina será un precio equivalente al 25% del valor de paridad de exportación del mes de marzo de 2024.

• Desde el 6 de junio de 2024 al 31 de diciembre de 2024, ambos inclusive, y para toda la República Argentina será un precio equivalente al 25% del valor que resulte del precio calculado según el procedimiento del Art. 2° de la Resolución N° 36 del marzo de 2015 de la Secretaría de Energía que se encuentre vigente al día veinte del mes anterior al de la puesta en vigencia de los respectivos cuadros tarifarios.

Las empresas productoras recibirán de parte del Estado Nacional el reconocimiento de una compensación económica por las cantidades efectivamente entregadas en virtud del Acuerdo que se calculará teniendo en consideración la diferencia existente entre: i) los ingresos netos obtenidos por la venta de gas Propano a las Distribuidoras y/o Subdistribuidoras de Gas Propano Indiulido por Redes a Precios Normados; y ii) la valuación de dichas ventas utilizando el precio GLP – Paridad de Exportación tal como ha sido definido en el art. 4 de la Resolución SEN N ° 792 de junio de 2005.

A la fecha de presentación de los presentes Estados financieros consolidados: 1) se está aplicando Acuerdo de Abastecimiento de Gas Propano por redes de distribución de Gas Propano indiluido de noviembre de 2024, mientras se trabaja en la extensión del Acuerdo para el período entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2025; 2) Capex ha recibido la suma de $386.192 en certificados de crédito fiscale aplicables contra derechos de exportación de crudo en concepto de reconocimiento de las compensaciones del Acuerdo firmado en el 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.

NOTA–3 - BASES DE PRESENTACIÓN Y POLÍTICAS CONTABLES

3.1 – Bases de presentación

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

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

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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

En la presentación del Estado de situación financiera separado 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 separados 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 separados 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 separados 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 separados han sido aprobados para su emisión por el Directorio de la Sociedad con fecha 8 de julio de 2025.

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

Reexpresión de Estados financieros

Los Estados financieros separados han sido expresados en términos de la unidad de medida corriente al 30 de abril de 2025 de acuerdo con NIC 29 “Información financiera en economías hiperinflacionarias” aplicando la metodología definida en Nota 3.3.

Información comparativa

Los saldos al 30 de abril de 2024 que se exponen en los presentes Estados financieros separados a efectos comparativos surgen de los Estados financieros a dicha fecha expresados en términos de la unidad de medida corriente al 30 de abril de 2025 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.

Respecto de las actividades de la Sociedad, en el caso del petróleo, no están sujetas a cambios significativos de estacionalidad, mientras que en el gas natural y energía eléctrica la demanda es estacional por naturaleza, con fluctuaciones significativas entre invierno y verano. La menor demanda de gas en verano motiva que los precios del gas sean inferiores a los observados durante los meses de invierno; en consecuencia, las operaciones de la Sociedad podrían estar sujetas a fluctuaciones estacionales en sus volúmenes y precios de gas, mientras que el precio de energía está fijado por el Estado Nacional a través de la Secretaría de Energía.

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

Depósito de documentación contable y societaria

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

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

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

3.2 - Normas contables

3.2.1 - Normas nuevas y modificadas adoptadas por la Sociedad

La Sociedad ha aplicado las siguientes modificaciones a las normas por primera vez a partir del 1 de mayo de 2024.

- 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.

- 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.

- 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 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 separados 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 2024:

- 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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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

- NIIF 18 - Presentación e información a revelar en los estados financieros

Emitida en abril de 2024. Establece nuevos requisitos de presentación y revelación de información con el objetivo de garantizar que los estados financieros proporcionen información relevante que represente fielmente la situación de una entidad. La norma no afecta el reconocimiento o medición de las partidas de los estados financieros; no obstante, introduce nuevos requisitos para aumentar la comparabilidad entre entidades. En particular, se destaca: (i) la clasificación de ingresos y gastos en categorías operativas, de inversión y financiación; (ii) la incorporación de subtotales requeridos; y (iii) la divulgación de medidas de desempeño definidas por la gerencia. La norma es aplicable de forma retroactiva a los ejercicios anuales y periodos intermedios iniciados a partir del 1 de enero de 2027, permitiendo la adopción anticipada. La Sociedad se encuentra analizando la información a suministrar por la aplicación de la norma.

- NIIF 19 -Subsidiarias sin contabilidad pública: Revelación

Emitida en abril de 2024. Establece la opción de revelar requisitos de información reducidos para entidades sin contabilidad pública que son subsidiarias de una entidad que prepara estados financieros consolidados que están disponibles para uso público y cumplen con las normas de contabilidad NIIF. La norma es aplicable para periodos iniciados a partir del 1 de enero de 2027, permitiendo la adopción anticipada. La Sociedad se encuentra analizando la información a suministrar por la aplicación de la norma.

- NIIF 9 y NIIF 7 - Instrumentos financieros e Información a revelar

En mayo de 2024 se modifica la guía de aplicación de NIIF 9 y se incorporan requisitos de revelación en NIIF 7. En particular, incorpora la opción de considerar la cancelación de un pasivo financiero antes de su liquidación en caso de emisión de instrucciones de pago electrónicas que cumplen determinados requisitos e incorpora requisitos de revelación para inversiones en instrumentos de patrimonio designadas a valor razonable con cambios en otros resultados integrales e instrumentos a costo amortizado o valor razonable con cambios en otros resultados integrales. Las modificaciones son aplicables para periodos iniciados a partir del 1 de enero de 2026, permitiendo la adopción anticipada. La aplicación de la norma no impactará en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad.

En diciembre de 2024 se modifica la NIIF 9 y se incorporan requisitos de revelación en NIIF 7 en relación con contratos de compra-venta de electricidad dependiente de la naturaleza. En particular, permite la exención de registración a valor razonable para el caso de entidades que sean compradoras netas de electricidad durante los contratos; y flexibiliza la designación como instrumento de cobertura para aquellos contratos que no cumplen los requisitos para la exención mencionada. Las modificaciones son aplicables para periodos iniciados a partir del 1 de enero de 2027, permitiendo la adopción anticipada. La aplicación de la norma no impactará en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad.

3.3. – Consideración de los efectos de la inflación

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

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

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 2025 y 2024, el índice de precios ascendió a 8.585,6078 y 5.830,2271, respectivamente, con una inflación interanual del 47,3% y 289,4%, respectivamente.

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

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

3.4.1 - Participación en sociedades

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

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

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

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

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

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

Las subsidiarias de la Sociedad al 30 de abril de 2025 son las que se detallan a continuación. El Capital Social de las mismas consiste en acciones ordinarias. Todas las subsidiarias poseen ejercicio anual al 30 de abril de cada año.

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 yla separaciónde gases
Hychico S.A. (Hychico)	Argentina	85,2046%	14,7954%	Generación de energía eléctrica a partir de fuentesrenovables
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
PREXIUM S.A.U. (Prexium)	Argentina	100%	-	Comercialización, compra y venta de hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos, sus derivados y energía eléctrica

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

a) SEB

Es una subsidiaria directa en la cual la Sociedad posee una participación del 95% del capital y de los votos al 30 de abril de 2025 y 2024. 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 renovado periódicamente entre las partes.

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 2025 y 2024 y adicionalmente posee el 36,5276% de manera indirecta al 30 de abril de 2025 y 2024. 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.

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 2025 y 2024 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.

d) 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 2025 y 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 a través del parque solar “La Salvación” de 20 MW localizado en la zona de Quines en la Provincia de San Luis. El mismo ha comenzado a operar en el mes de junio de 2025 (ver Nota 41).

e) Prexium

Es una subsidiaria directa en la cual la Sociedad posee una participación del 100% del capital y de los votos al 30 de abril de 2025. Prexium se dedica a la comercialización, compra y venta de hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos, sus derivados y energía eléctrica

Recuperabilidad de las inversiones

La valuación de las inversiones en sociedades, cada una considerada una unidad generadora de efectivo (UGE), se analiza a cada fecha de cierre si existe evidencia objetiva de que no sea recuperable. Si éste fuera el caso, la Sociedad determina el monto de la desvalorización como la diferencia entre el valor de libro de la inversión y el valor presente estimado de los flujos de fondos futuros proyectados. Al 30 de abril de 2025 y 2024, el valor de libro de la participación en sociedades no excede el valor presente del flujo de fondos proyectados.

3.4.2 Combinaciones de negocios

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

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

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

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

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

3.4.3 Participaciones en acuerdos conjuntas

Un acuerdo conjunto es el 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. La Sociedad ha analizado la naturaleza de sus operaciones conjuntas y ha determinado que las mismas califican como tales. En consecuencia, la Sociedad reconoce en sus Estados financieros los derechos sobre activos, las obligaciones sobre pasivos, ingresos de actividades ordinarias y gastos relativos a su participación en las operaciones conjuntas en las diferentes operaciones conjuntas de exploración y producción de hidrocarburos.

Las inversiones en 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 la Sociedad control conjunto de la actividad de dichas operaciones.

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

Recuperabilidad de las participaciones

En la valuación de las participaciones en operaciones conjuntas, cada una considerada una unidad generadora de efectivo (UGE), se analiza a cada fecha de cierre si existe evidencia objetiva de que no sea recuperable. Si éste fuera el caso, la Sociedad determina el monto de la desvalorización como la diferencia entre el valor libro de la inversión y el valor presente estimado de los flujos de fondos futuros proyectados. Al 30 de abril de 2025 y 2024, el valor libro de las participaciones en las operaciones conjuntas no exceden el valor presente de los flujos 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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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

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

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

3.6 - Propiedad, planta y equipo

• I. Activos de exploración de petróleo y gas:

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

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

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

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

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

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

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

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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

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

Cuando un indicador de deterioro es identificado, una estimación formal del valor recuperable del activo es preparada. 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 $ 65.386 millones.

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 finalizan. 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 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, bienes de administración 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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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

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.

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.

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.

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 2025 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 2024 fueron registradas en los presentes Estados financieros consolidados.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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

Adicionalmente, al 30 de abril de 2025, 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 2024.

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 0,2220 y 0,2348 al 30 de abril de 2025 y 2024, 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 0,1760 y 0,1964 al 30 de abril de 2025 y 2024, 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. Los coeficientes de deterioro no implicaron una desvalorización del valor contable de los bienes.

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

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

Al 30 de abril de 2025 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).

Adicionalmente, al 30 de abril de 2025, 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 2024.

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.

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

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

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

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

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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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 2025. CT ADC ciclo combinado: GWh remanentes a producir a partir del 1 de mayo de 2025. Gasoducto: 20 años.

General: GWh remanentes a producir a partir del 1 de mayo de 2025.

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

Al 30 de abril de 2025 y 2024, el valor residual contable de Propiedad, planta y equipo no excede el valor presente del flujo de fondos futuros proyectado.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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

Al 30 de abril de 2025 y 2024, 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 2025 y 2024 en el segmento de petróleo y gas, la Sociedad registró una desvalorización por $ 43.581.307 y $ 23.765.303, respectivamente, en la UGE Pampa del Castillo y Bella Vista Oeste debido fundamentalmente a la disminución de reservas de la áreas generada por los resultados registrados en las últimas campañas de perforación, el precio del crudo y el incremento en el nivel de costos de operación de las áreas. En Nota 5 (v) se describe la metodología de la determinación del valor recuperable.

3.7 – Activos intangibles

Llave de negocio – Parque Solar “La Salvación”

La llave de negocio se genera 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.

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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

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

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

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

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

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

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

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

3.8.1 - Desvalorización de activos financieros

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

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

La Sociedad aplica el enfoque simplificado permitido por NIIF 9 para medir las pérdidas crediticias esperadas sobre los créditos por ventas y otros créditos con características de riesgo similar. Para determinar las pérdidas crediticias esperadas, la Sociedad utiliza información prospectiva, así como datos históricos. Periódicamente, la Sociedad evalúa los cambios en el riesgo de crédito considerando las dificultades financieras significativas de los deudores, la probabilidad de que el deudor declare la quiebra o el concurso preventivo y el incumplimiento o mora en el pago relevantes, así como cambios significativos en indicadores de mercado externo y en el entorno económico y regulatorio Para calcular las pérdidas crediticias esperadas la Sociedad agrupa las cuentas por cobrar comerciales 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 $ 9.462.273, 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 2025, no se registraron resultados por este concepto (ver Notas 11 y 24).

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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

Compensación de instrumentos financieros

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

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).

- Inventarios (Existencias)

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

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

3.10 - 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 –Efectivo y equivalentes de efectivo

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

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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

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.

- Ajuste de capital y Ajuste prima de emisión

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

Ganancias reservadas

- Reserva legal

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

- Reserva facultativa

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

Resultados acumulados

- Reserva por revaluación de activos

La reserva por revaluación de activos resulta de la diferencia entre el valor de costo reexpresado amortizado de ciertos activos del rubro Propiedad, planta y equipo y el valor razonable de los mismos (ver Nota 28).

- 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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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

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

1. Ganancias reservadas

2. a. Reservas facultativas

3. b. Reserva legal

4. Ajuste prima de emisión

5. Primas de emisión

6. Ajuste de capital

7. Capital social

- Distribución de dividendos

La distribución de dividendos a los accionistas de la Sociedad es reconocida como un pasivo en los Estados financieros al momento en el cual los dividendos son aprobados por la asamblea de accionistas.

3.13 - Cuentas por pagar comerciales, remuneraciones y cargas sociales, cargas fiscales 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 cargas fiscales y otras deudas representan las obligaciones por impuestos con el fisco y en concepto de regalías de petróleo y gas con entes provinciales, respectivamente.

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 impuesto a las ganancias 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).

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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

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

Los activos 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.

Posiciones fiscales inciertas

En la determinación del cargo por impuesto a las ganancias corriente y diferido, la Sociedad considera el impacto de las posiciones fiscales inciertas, incluyendo si las mismas pueden generar impuestos o intereses adicionales. La interpretación CINIIF 23 determina cómo aplicar los requisitos de reconocimiento y medición de la NIC 12 cuando existe incertidumbre sobre los tratamientos del impuesto a las ganancias. Para ello, la Sociedad debe evaluar si la autoridad fiscal aceptará un tratamiento fiscal incierto.

Si la Sociedad concluye que dicha aceptación no es probable, se reflejará el efecto de la incertidumbre al determinar la ganancia fiscal, las pérdidas fiscales por amortizar, las pérdidas fiscales no utilizadas, los créditos fiscales no utilizados y las tasas impositivas.

La Sociedad estima que el tratamiento fiscal incierto aplicado tiene altas probabilidades de éxito ante la autoridad fiscal, razón por la cual calculó la posición fiscal considerando dicho tratamiento.

En este sentido, la Sociedad deberá hacer juicios y estimaciones consistentes del impuesto a las ganancias corriente y del impuesto diferido. La Sociedad reevaluará un juicio o estimación requerido por esta interpretación si los hechos y circunstancias en los que se basó el juicio o estimación cambian, o como resultado de nueva información que afecte el juicio o estimación aplicado.

3.16 - Provisiones y otros cargos

Las provisiones se reconocen cuando:

• La Sociedad tiene una obligación presente, legal o implícita, como resultado de un hecho pasado,

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

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

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

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

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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

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%).

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

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

Todas las variaciones en este pasivo son prospectivas.

3.17 Arrendamientos

En los arrendamientos en los que la Sociedad es arrendataria (Nota 20), 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 ejercicio.

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

• Importe de la medición inicial del pasivo por arrendamiento.

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

• Cualquier costo directo inicial, y

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

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

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

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

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.

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 la Sociedad 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 37).

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

NOTA 4 - ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS FINANCIEROS

4.1. Riesgo de mercado

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

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NOTA 4 - ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS FINANCIEROS (Cont.)

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

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

4.1.a. Riesgo de tipo de cambio

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

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

La Sociedad posee al 30 de abril de 2025 aproximadamente el 87,0% de sus pasivos (comerciales y financieros) en moneda extranjera (dentro de este porcentaje se incluye las ON Clase III, IV, VI, VII y X emitidas en pesos atados a la evolución del tipo de cambio (dólar link)) y el 74,5 % 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 2025 y 2024, la Sociedad no posee instrumentos financieros derivados a modo de cobertura contra las fluctuaciones del tipo de cambio. Sin embargo, es importante considerar que los ingresos de la Sociedad en su mayoría se encuentran dolarizados. Respecto del precio de los hidrocarburos (petróleo y gas) los mismos están denominados en dólares estadounidenses, los que representaron aproximadamente un 78,5 % y 80,5 % de los ingresos de la Sociedad durante los ejercicios económicos finalizados 30 de abril de 2025 y 2024, 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 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 2025 y 2024, aproximadamente, el 45,2% y 50,8%, respectivamente, de la energía está remunerada en dólares. Los ingresos por energía eléctrica representaron aproximadamente un 17,8 % y 15,8% de los ingresos de la Sociedad durante los ejercicios económicos finalizados 30 de abril de 2025 y 2024, respectivamente.

Respecto del propano y butano los ingresos representaron, para ambos ejercicios, aproximadamente un 3,7% de los ingresos totales de la Sociedad al 30 de abril de 2025 y 2024. 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 64,1 % y 50,4 % al 30 de abril de 2025 y 2024, respectivamente.

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

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

	al 30/04/2025	al 30/04/2024
Posición neta Pasiva en US$	(369.547)	(361.601)
Dólar estadounidense – tipo de cambio $/US$	1.161 (comprador) y 1.170 (vendedor	873,50 (comprador) y 876,50 (vendedor)
Posición neta Pasiva en $	(432.903.627)	(467.037.702)

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NOTA 4 - ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS FINANCIEROS (Cont.)

La sensibilidad del resultado integral y del patrimonio al 30 de abril de 2025 y 2024, 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 $ 28.138.736 y $ 30.357.451, respectivamente.

4.1.b. Riesgo de tipo de interés

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

La Sociedad posee al 30 de abril de 2025 y 2024, 49,2% y 61,8%, respectivamente, de sus pasivos comerciales y financieros a tasas fijas (ON Clase V y VIII a una tasa nominal anual del 9,25% con vencimiento en agosto de 2028 y 5,95% con vencimiento en junio de 2026, respectivamente) y 1,6 % y 0,1%, respectivamente en préstamos en pesos y adelantos en cuenta corriente a una tasa nominal anual del 23,0% y 59%. Este riesgo se encuentra mitigado debido a que, al 30 de abril de 2025 y 2024, el 49,2% y el 38,2% de los pasivos comerciales y financieros (ON Clase III, IV, VI, VII y X) no devengan interés.

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

Apertura préstamos s/ tasa Tasa fija Dólares estadounidenses Subtotal préstamos a tasa fija Tasa variable() Pesos argentinos Subtotal préstamos a tasa variable No devenga interés Dólares link Subtotal préstamos que no devengan interés Total préstamos Tasa de interés variable Incremento 10% Efecto en resultado total menos efecto del imp. diferido Efecto total*	30.04.2025 30.04.2024 283.790.370 380.585.463
	283.790.370 380.585.463
	9.201.105 398.583
	9.201.105 398.583
	194.082.419 142.021.480
	194.082.419 142.021.480
	487.073.894 523.005.526
	23,0% 59,0% 25,0% 65,0% 211.626 23.516 (74.069) (8.230)
	137.557 15.286

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

La sensibilidad del resultado integral y del patrimonio al 30 de abril de 2025 y 2024, 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 $ 137.557 y $ 15.286, respectivamente.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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NOTA 4 - ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS FINANCIEROS (Cont.)

4.1.c. Riesgo de precio

Con respecto al precio del gas, se mantienen precios de referencia para distintos segmentos de mercado y aquellos derivados de los contratos firmados por los planes de estímulo a la producción (ver Nota 2.c.). El objetivo de las autoridades es que a medida que los segmentos se normalicen y los contratos expiren o se transfieran fomentar una contractualización del mercado con precios que reflejen la oferta y demanda estacional.

Por su parte, el precio de GLP se encuentra desregulado para los segmentos mayoristas teniendo como referencia 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 algunos programas de subsidios al consumo que podrían afectar a algunos productores. Dentro de las medidas de normalización del mercado se agilizaron y flexibilizaron los permisos de exportación.

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. Para más información sobre precios, ver Nota 2 b.

Al 30 de abril de 2025 y 2024, la Sociedad no posee productos derivados o coberturas sobre los precios de hidrocarburos.

Al 30 de abril de 2025 y 2024, 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 $ 21.475.152 y $ 24.924.987, 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 la Sociedad. El riesgo de crédito en la Sociedad 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.

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.

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NOTA 4 - ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS FINANCIEROS (Cont.)

Dentro de esa estrategia, la Sociedad durante el presente ejercicio emitió en julio de 2024 Obligaciones Negociables Clase X a un plazo de 3 años con vencimiento de su capital en una cuota en julio de 2027. Adicionalmente, respecto de los covenants que rigen las Obligaciones Negociables Clase 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 31 y 43).

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

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

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 separados, hasta la fecha de su vencimiento y considerando los tipos de cambio vigentes al 30 de abril de 2025 y 2024.

Al 30 de abril de 2025	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	-	9.633.995	74.331.698	205.506.586	201.748.658	-
Cuentas por pagar comerciales	5.236.376	82.752.301	1.242.600	935.030	683.957	295.964
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
Deudas financieras	-	67.042.292	45.684.272	27.389.515	384.469.342	-
Cuentas por pagar comerciales	5.936.341	80.969.121	1.179.296	1.755.790	1.764.478	-

4.4 Riesgo de capital

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

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

4.5 Estimación del valor razonable

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

• Nivel 1: precios de cotización (no ajustados) en mercados activos para activos o pasivos idénticos.

• Nivel 2: datos distintos a precios de cotización incluidos en el nivel 1 que sean observables para el activo o pasivo, ya sea directamente (es decir, precios) o indirectamente (es decir, que se deriven de precios).

• Nivel 3: datos sobre el activo o el pasivo que no están basados en datos observables en el mercado (es decir, información no observable).

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NOTA 4 - ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS FINANCIEROS (Cont.)

El siguiente cuadro presenta los activos de la Sociedad medidos a valor razonable al 30 de abril de 2025 y 2024.

		30.04.2025	30.04.2025			30.04.2024	30.04.2024
	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 deinversión	3.868.813	-	-	3.868.813	1.624.329	-	-	1.624.329
Títulos públicos					1.080.874	-	-	1.080.874
Activos a valor razonable con cambios en otros resultados integrales
Propiedad Planta y equipo en sociedades controladas(1)	-	-	41.602.093	41.602.093	-	-	45.112.073	45.112.073
Propiedad Planta y equipo	-	21.739.232	137.973.859	159.713.091	-	17.979.901	171.746.125	189.726.026

(1) Al porcentaje de participación directo e indirecto

El valor de los instrumentos financieros negociados en mercados activos se basa en los precios de cotización de los mercados a la fecha del Estado de situación financiera. Un mercado se entiende como activo si los precios de cotización están regularmente disponibles a través de una bolsa, intermediario financiero, institución sectorial, u organismo regulador, y esos precios reflejan transacciones actuales y regulares de mercado entre partes que actúan en condiciones de independencia mutua. El precio de cotización de mercado usado para los activos financieros mantenidos por la Sociedad es el precio de oferta actual. Estos instrumentos se incluyen en el nivel 1 (Nota 25 y 26).

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

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

No existieron transferencias entre el nivel 1, 2 y 3 en los ejercicios finalizados el 30 de abril de 2025 y 2024.

NOTA 5 - ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES

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

Estimaciones y juicios contables importantes

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

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NOTA 5 - ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES (Cont.)

• (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 internacional DeGolyer and MacNaughton de acuerdo con el Petroleum Resources Management System (PRMS) aprobado en marzo 2007 y revisado en junio 2018 por la Society of Petroleum Engineers , el World Petroleum Council , la American Association of Petroleum Geologists , la Society of Petroleum Evaluation Engineers , la Society of Exploration Geophysicists , la Society of Petrophysicists and Well Log Analysts , y la European Association of Geoscientists & Engineers , y la Monografía 4 de la Society of Petroleum Evaluation Engineers . Las mismas se basan en las condiciones tecnológicas y económicas vigentes al 31 de diciembre 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 39.

(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.

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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 35).

(iv) Impuesto a las ganancias e impuesto diferido

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

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

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

La Sociedad ha identificado las siguientes UGEs:

• Activos de exploración y explotación de hidrocarburos:

• Agua del Cajón (área del Neuquén)

• Loma Negra, La Yesera y Puesto Zúñiga (áreas de Río Negro)

• Pampa del Castillo y Bella Vista Oeste (áreas del Chubut)

• Otros activos tangibles:

• CT ADC

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NOTA 5 - ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES (Cont.)

Al evaluar si existe algún indicio de que una unidad generadora de efectivo (UGE) podría verse afectada, se analizan fuentes 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.

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

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NOTA 5 - ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES (Cont.)

Para la estimación de los ingresos futuros al 30 de abril de 2025 del negocio de petróleo y gas, la Sociedad se basó en la construcción de flujos 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 como referencia la extensión del Plan Gas 2020-2024 hasta diciembre de 2028 y la vigencia de los precios de referencia para la declaración de gas para la generación térmica, considerando 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.

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, sensibilizando el precio en un 10 % 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$ 80 / bbl para el Brent de largo plazo, mientras que en el segundo escenario se alcanza el 91,25% de ese valor.

En ambos escenarios se utilizó una tasa nominal anual de descuento en dólares del 10,77% 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 2025, 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 $ 3.246.511 y $ 3.550.399, al 30 de abril de 2025 y 2024, 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 $ 13.961.560 al 30 de abril de 2025 y 2024 (ver punto vi)

(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, sujeto a la comparabilidad con la estimación de los flujos de ingresos futuros que genera.

Para la estimación de los ingresos futuros del segmento de energía eléctrica al 30 de abril de 2025, 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.

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NOTA 5 - ESTIMACIONES Y JUICIOS CONTABLES (Cont.)

La generación para el primer escenario se estima como promedio de los años anteriores, mientras para el segundo escenario se considera una generación sensibilizada en un 10%.

Respecto de la remuneración de la energía, se asume que el esquema de remuneración prevista por la regulación se mantiene vigente, la parte en pesos de la remuneración se ajusta por la inflación estimada para la proyección, mientras se mantiene la porción dolarizada por la Res. 59/23.

En base a la ponderación del 70% para el primer escenario y del 30% para el segundo escenario al 30 de abril de 2025, dichos flujos de fondos futuros fueron descontados a una tasa nominal anual de descuento del 9,97% 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 2025, 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 10,14% 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 2025, 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 10,50% durante el período de evaluación. Los flujos de fondos futuros exceden el valor razonable calculado en base al método de costo de reposición depreciado.

(vii) Valor razonable de las adquisiciones de negocios

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

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

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NOTA 6 – INFORMACION POR SEGMENTOS

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

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

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

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

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

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

Dentro de esta apertura por segmentos, los ingresos recibidos de CAMMESA al 30 de abril de 2025 en el segmento de Energía, los cuales ascienden a $ 107.105,8 millones, se distribuyen en:

• 1) Ingresos de gas por $ 36.376,1 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 hasta el 31 de diciembre de 2024, al precio fijado por el “Plan Gas 2020-2024” por el volumen adjudicado.

• 2) Ingresos de energía térmica por $ 70.729,8 millones: corresponde a la remuneración específica por generación.

Cabe destacar que, al 30 de abril de 2025 y 2024 en el segmento de petróleo y gas, la Sociedad registró una desvalorización de $ 43.581.307 y $ 23.765.303, respectivamente, en la UGE Pampa del Castillo y Bella Vista Oeste (ver Nota 3.6. VI) y 5 (v))

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 6 – INFORMACION POR SEGMENTOS (Cont.)

A continuación, se expone la información por segmentos al 30 de abril de 2025 y 2024:

Ingresos por ventas Reclasificación entre segmentos Ingresos por venta por segmento Participación por segmento sobre Ingresos por venta Costo de ventas Resultado bruto Participación por segmento sobre Resultado bruto Gastos de comercialización Gastos de administración Otros (egresos) / ingresos operativos netos Resultado operativo Ingresos financieros Costos financieros Otros resultados financieros RECPAM Resultado antes participación en sociedades y de impuesto a las ganancias Resultados participación en sociedades Resultado antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias Resultado neto del ejercicio Conceptos que no se reclasificarán posteriormente a resultados Otros resultados integrales por revaluación de activos Resultado integral del ejercicio Depreciaciones En Costo de venta En Gastos de administración Total Desvalorizaciones En Propiedad, planta y equipo Total	30.04.2025	30.04.2025	30.04.2025
	Petróleoy gas Energía 276.550.729 107.105.846 36.386.348 (36.376.075)	Energía	GLP	Total
			14.924.906 (10.273)	398.581.481 -
	312.937.077 70.729.771 78,5% 17,8% (259.883.937) (29.592.425)		14.914.633 3,7% (4.155.192)	398.581.481 100,00% (293.631.554)
	53.053.140 41.137.346 50,6% 39,2% (63.135.212) (5.767.105) (19.321.235) (8.836.941) (30.381.547) -		10.759.441 10,2% (2.667.674) (1.298.294) -	104.949.927 100,00% (71.569.991) (29.456.470) (30.381.547)
	(59.784.854) 26.533.300 (117.857.042) (8.086.153) (1.122.409) (434.700)		6.793.473 - (60.574)	(26.458.081) 31.813.015 (187.795.640) 162.910.179
				(19.530.527) (2.784.401)
				(22.314.928) 48.171.668
				25.856.740 (19.119.414)
				6.737.326
				(125.943.195) (1.617.683)
	(118.979.451) (8.520.853)		(60.574)	(127.560.878)
	(43.581.307) -		-	(43.581.307)
	(43.581.307) -		-	(43.581.307)

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NOTA 6 – INFORMACION POR SEGMENTOS (Cont.)

Ingresos por ventas Reclasificación entre segmentos Ingresos por venta por segmento Participación por segmento sobre Ingresos por venta Costo de ventas Resultado bruto Participación por segmento sobre Resultado bruto Gastos de exploración Gastos de comercialización Gastos de administración Otros egresos operativos netos Resultado operativo Ingresos financieros Costos financieros Otros resultados financieros RECPAM Resultado antes participación en sociedades y de impuesto a las ganancias Resultados participación en sociedades Resultado antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias Resultado neto del ejercicio Conceptos que no se reclasificarán posteriormente a resultados Otros resultados integrales por revaluación de activos Resultado integral del ejercicio Depreciaciones En Costo de venta En Gastos de administración Total Desvalorizaciones Créditos CAMMESA En Propiedad, planta y equipo Total	30.04.2024	30.04.2024	30.04.2024
	Petróleo y gas Energía 335.864.023 128.187.070 48.336.784 (52.727.031)	Energía	GLP	**Total **
			13.303.829 4.390.247	477.354.922 -
	384.200.807 75.460.039 80,5% 15,8% (231.521.289) (33.589.708)		17.694.076 3,7% (3.241.994)	477.354.922 100,00% (268.352.991)
	152.679.518 41.870.331 73,1% 20,0% (65.386.111) - (86.391.649) (6.670.967) (18.038.650) (8.241.802) (21.621.715) (5.598.233)		14.452.082 6,9% - (3.571.286) (1.192.221) (3.193)	209.001.931 100,00% (65.386.111) (96.633.902) (27.472.673) (27.223.141)
	(38.758.607) 21.359.329 (91.694.865) (15.256.567) (1.451.898) (554.136)		9.685.382 - (57.508)	(7.713.896) 120.783.273 (758.755.388) 592.203.825
				(53.482.186)
				(1.227.419)
				(54.709.605) 2.434.022 (52.275.583)
				7.443.602
				(44.831.981)
				(106.951.432) (2.063.542)
	(93.146.763) (15.810.703)		(57.508)	(109.014.974)
	(3.568.177) (5.567.485) (23.765.303) -		- -	(9.135.662) (23.765.303)
	(27.333.480) (5.567.485)		-	(32.900.965)

La Sociedad realizó ventas a clientes del exterior en los ejercicios finalizados el 30 de abril de 2025 y 2024 (ver Nota 7).

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

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NOTA 7 – INGRESOS POR VENTAS

TA 7 – INGRESOS POR VENTAS
	30.04.2025 30.04.2024
Mercado local
Petróleo	135.344.383 114.256.656 7.294.067 - 107.105.846 128.187.070 5.364.805 6.571.214 1.471.567 1.925.338 - 55.821
Gas
Energía eléctrica ADC(1)
GLP
Servicios
Otros(2)
	256.580.668 250.996.099
Mercado externo	132.440.712 219.682.029 9.560.101 6.676.794
Petróleo
GLP
	142.000.813 226.358.823
Total	398.581.481 477.354.922

(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 $ 36.376,0 y $ 52.727,0 millones al 30 de abril de 2025 y 2024, 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” hasta diciembre de 2024, inclusive.

(2) Corresponde a ingresos provenientes de los programas Propano Sur al 30 de abril de 2024 (ver Nota 2.d).

NOTA 8 – COSTO DE VENTAS

	30.04.2025 30.04.2024
Honorarios y otras retribuciones	1.621.947 1.392.969 47.800.697 47.184.919 15.299.085 14.401.612 56.525.223 49.459.261 17.370.932 22.339.444 5.874.840 6.532.345 125.943.195 106.951.432 1.503.506 1.256.263 5.740.682 5.498.542 456.188 455.706 7.758.795 9.463.618 243.841 7.492.623 3.416.880
Sueldos y cargas sociales
Consumo de materiales, repuestos y otros
Operación, mantenimiento y reparaciones
Combustibles, lubricantes y fluidos
Transporte, fletes y estudios
Depreciación propiedad, planta y equipo
Gastos de oficina, movilidad y representación
Impuestos, tasas, contribuciones, alquileres y seguros
Gastos de transporte de gas
Adquisición de crudo
Adquisición de gas a terceros
Costo de producción de variación de existencias al incio y al cierre del ejercicio
Total	293.631.554 268.352.991

NOTA 9 – GASTOS DE COMERCIALIZACIÓN

TA 9 – GASTOS DE COMERCIALIZACIÓN
	30.04.2025 30.04.2024
Regalías de petróleo y gas	41.980.177 57.748.856
Gastos de almacén, transporte y despacho de petróleo y energía	11.134.256 12.019.729
Derechos de exportaciones	9.255.082 17.203.289
Impuesto sobre los ingresos brutos	9.200.476 9.662.028
Total	71.569.991 96.633.902
TA 10 – GASTOS DE ADMINISTRACIÓN
	30.04.2025 30.04.2024
Honorarios y otras retribuciones	2.091.210 1.756.964
Sueldos y cargas sociales	14.206.584 12.303.496
Operación, mantenimiento y reparaciones	4.655.414 3.006.364
Transporte, fletes y estudios	95.889 84.314
Depreciación propiedad, planta y equipo	605.014 591.422
Depreciación derechos de uso	1.012.669 1.472.120
Gastos de oficina, movilidad y representación	345.355 275.474
Impuestos, tasas, contribuciones, alquileres y seguros	101.870 502.023
Gastos bancarios	6.342.465 7.480.496
Total	29.456.470 27.472.673

NOTA 10 – GASTOS DE ADMINISTRACIÓN

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NOTA 11 - OTROS EGRESOS OPERATIVOS NETOS

	30.04.2025	30.04.2024
Desvalorización áreas convencionales Pampa del Castillo/Bella Vista Oeste	(43.581.307)	(23.765.303)
Ingresos por servicios administrativos indirectos Consorcios / UT (neto)	1.032.502	1.871.838
Desvalorización créditos con CAMMESA (ver Nota 24)	-	(9.135.662)
Bono de acceso y fee por producción PAD 1050 (ver Nota 40)	546.053	3.079.610
Bono de acceso y fee por producción PAD 1060 (ver Nota 40)	7.543.676	-
Recupero regalías por pago en exceso	3.444.802	-
Diversos	632.727	726.376
Total	(30.381.547)	(27.223.141)

NOTA 12 - RESULTADOS FINANCIEROS

Ingresos financieros Intereses Otros resultados financieros Devengamiento de intereses de créditos Diferencia de cambio Costos financieros Intereses Otros resultados financieros Devengamiento de intereses de deudas Diferencia de cambio NOTA 13 - PARTICIPACIÓN EN SOCIEDADES			30.04.2025 30.04.2024
		Ingresos financieros
		Intereses	3.281.001 15.022.267 4.342.483 9.486.144 1.065.161 (5.677.094) 23.124.370 101.951.956
		Otros resultados financieros
		Devengamiento de intereses de créditos
		Diferencia de cambio
			31.813.015 120.783.273
		Costos financieros	(37.226.444) (76.336.164) (1.703.849) (3.626.037) (5.060.317) (4.411.807) (143.805.030) (674.381.380)
		Intereses
		Otros resultados financieros
		Devengamiento de intereses de deudas
		Diferencia de cambio
			(187.795.640) (758.755.388)

A 13 - PARTICIPACIÓN EN SOCIEDADES
	30.04.2025	30.04.2024
Saldo al inicio	50.015.802	49.845.847
SEB
Revalúo de la Planta de GLP (neto del efecto del impuesto diferido)(1)	(406.679)	(219.203)
Dividendos cobrados
Hychico
Revalúo del PED I (neto del efecto del impuesto diferido)	157.404	(64.160)
Dividendos Cobrados	(366.741)	(1.824.855)
EGW
Revalúo del PED II (neto del efecto del impuesto diferido)	1.169.884	836.576
PREXIUM
Aporte irrevocable	40.551	-
4SOLAR
Adquisición participación	-	45.062
Aporte Irrevocable	1.109.192	2.623.954
Participación en resultados	(2.784.401)	(1.227.419)
Saldo al cierre	48.935.012	50.015.802

La asignación de la participación en resultados es la siguiente:

	30.04.2025	30.04.2024
A resultados del ejercicio	(2.312.335)	(755.237)
A Reserva por revaluación de activos	(472.066)	(472.182)
Total	(2.784.401)	(1.227.419)

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

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NOTA 13 - PARTICIPACIÓN EN SOCIEDADES (Cont.)

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

o del impuesto diferido:
Planta de GLP PED I PED II Total Planta de GLP PED I PED II Total	Neto resultante al 30.04.2024 4.761.694 6.080.641 32.968.351	Recupero de Desvaloriza- ciones	Depreciación del ejercicio a valor de costo	Valor residual a valor de costo al 30.04.2025
		- (1.036.962) 3.724.732 - (835.949) 5.244.692 - (2.556.856) 30.411.495
	43.810.686	- (4.429.767) 39.380.919
	Revalúo al 30.04.2024 2.359.875 720.458 1.296.633	(Disminución) / Alta del ejercicio - revalúo	Depreciación del ejercicio – revalúo	Valor residual de revalúo al 30.04.2025	Neto resultante al 30.04.2025
		(658.594) (589.969) 1.111.312 284.210 (96.061) 908.607 1.813.234 (84.563) 3.025.304			4.836.044 6.153.299 33.436.799
	4.376.966	1.438.850 (770.593) 5.045.223			44.426.142

El efecto del revalúo neto de depreciaciones y del impuesto diferido y luego de aplicar el porcentaje de participación de la Sociedad es de $ 686.235 y $ 1.457.220 para la Planta de GLP, de $ 503.209 y $ 399.006, y de $1.951.901 y $ 836.576 para el PED II para el PED I al 30 de abril de 2025 y 2024 respectivamente

La apertura de la participación en sociedades y los activos y pasivos y resultados, antes del porcentaje de participación, al 30 de abril de 2025 y 2024 de las sociedades en las que participa la Sociedad se detallan a continuación:

SEB Hychico E G WIND 4SOLAR Prexium Total	% de participación sobre el capital social	**Valor registrado al(1): **	**Valor registrado al(1): **	Información sobre el emisor al 30.04.2025	Información sobre el emisor al 30.04.2025	Información sobre el emisor al 30.04.2025
	95% 48,677% 95% 95% 100%	30.04.2025	30.04.2024	Activo	Pasivo	Resultado
		13.684.916 7.260.537 25.074.774 2.885.773 29.012	15.184.858 7.629.956 23.553.136 3.647.852 -	14.114.208 14.917.889 37.578.287 25.808.018 32.867	1.668.296 685.254 12.787.911 22.656.047 3.856	(438.860) (264.633) 395.918 (1.855.444) (11.540)
		48.935.012 50.015.802

(1) La diferencia entre el valor patrimonial proporcional y el valor registrado al 30 de abril de 2025 y 2024se debe a los ajustes efectuados sobre los saldos de las subsidiarias para adecuarlos a las NIIF y a la adopción por parte de la Sociedad del método de revaluación de la Planta de GLP (SEB), del PED I (Hychico) y PED II (E G WIND).

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

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

Quebrantos Cuentas por pagar comerciales Bienes de cambio Provisiones y otros Pasivo por ajuste por inflación impositivo Propiedad, Planta y Equipo Otras cuentas por cobrar Inversiones financieras a costo amortizado Deudas financieras Total	Saldo al 30 de abril de 2024 Cargo a resultados Cargo a Otros Resultados Integrales Saldo al 30 de abril de 2025
	49.855.565 (49.531.598) 323.967 1.206.869 1.049.227 2.256.096 (11.788.678) 10.175.733 (1.612.945) 1.473.524 (2.464.466) (990.942) (53.866.805) 32.065.883 (21.800.922) (117.137.729) 57.716.516 10.790.781 (48.630.432) (24.074) 8.254 (15.820) (303.484) 506.371 202.887 (2.262.803) 250.935 (2.011.868)
	(132.847.615) 49.776.855 10.790.781 (72.279.979)

Los quebrantos impositivos vigentes al 30 de abril de 2025 son los siguientes:

Año generación	Monto	Tasa *() **	Monto computable	Año de Prescripción
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 específico generado al 30 de abril de 2025 Quebranto impositivo ordinariogenerado al 30 de abril de 2025	711 166 198.668 380.710 345.365	35% 35% 35% 35% 35%	249 58 69.534 133.248 120.878	2027 2028 2029 2030 2030
Total quebranto impositivo al 30 de abril de 2024	925.620		323.967

(*) ver punto “Nuevas alícuotas aplicables”

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

Impuesto determinado del ejercicio Ganancia por impuesto diferido Total impuesto cargado a resultados	30.04.2025 30.04.2024
	(1.605.187) - 49.776.855 2.434.022
	48.171.668 2.434.022

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

Resultado contable antes del impuesto a las ganancias del ejercicio Tasa del impuesto vigente Resultado del ejercicio a la tasa del impuesto Diferencias permanentes a la tasa del impuesto: - Devengamiento de intereses de créditos y deudas - RECPAM - Resultado de participación en sociedades - Diferencia de cambio títulos del exterior - Ajuste por inflación impositivo -Ajuste por inflación quebrantos - Diversos Total impuesto cargado a resultados	30.04.2025 30.04.2024
	(22.314.928) (54.709.605) 35% 35%
	7.810.225 19.148.362 - (3.540.632) 62.674.390 64.560.584 974.540 429.596 - 199.140 (45.989.432) (72.487.903) 22.917.614 - (215.668) (5.875.125)
	48.171.668 2.434.022

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:

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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

Alícuota del Impuesto a las ganancias

El 16 de junio de 2021 se publicó en el Boletín Oficial la Ley 27.630 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, en el último párrafo del art. 73 de la Ley de Impuesto a las Ganancias, que los montos serán actualizados anualmente a partir del 1 de enero de 2022, considerando la variación anual del índice de Precios al Consumidor (IPC) correspondiente al mes de octubre del año anterior al del ajuste, respecto del mismo mes del año anterior. Los montos determinados por aplicación del mecanismo descripto resultarán de aplicación para los ejercicios fiscales que se inicien con posterioridad a cada actualización

Para el cálculo del impuesto a las ganancias por el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2025 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	$ 34.703.523	$ 0	25%	$ 0
$ 34.703.523	$ 347.035.231	$ 8.675.881	30%	$ 34.703.523
$ 347.035.231	En adelante	$ 102.375.393	35%	$ 347.035.231

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 aplicó para los ejercicios finalizados 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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

Para la determinación del impuesto a las ganancias al 30 de abril de 2024 la Sociedad ha aplicado la deducción en tercios del ajuste por inflación fiscal positivo, ya que estimó que las inversiones a realizar en los próximos dos ejercicios serían superiores o igual al monto indicado en el párrafo anterior. Para la determinación del impuesto al 30 de abril de 2025, el cómputo del ajuste por inflación fiscal corresponde realizarlo en el ejercicio, no permitiendo la normativa diferimiento alguno.

La variación del IPC para los ejercicios finalizados el 30 de abril de 2025 y 2024 fue del 47,3% y 289,4%, respectivamente, por lo cual las sociedades del Grupo para determinar la ganancia imponible correspondiente a dichos ejercicios, incluyeron dichos ajustes.

Ajuste por inflación de los quebrantos

La Sociedad determinó el impuesto a las ganancias correspondiente al ejercicio económico finalizado el 30 de abril de 2022 aplicando los quebrantos de los períodos fiscales abril/2020 y abril/2021 a valores actualizados, siguiendo la metodología prevista en el artículo 25 de la Ley de Impuesto a las Ganancias (t.o. en 2019). La determinación del impuesto a las ganancias corriente mediante este mecanismo arrojó un cargo de $ 2.133 millones (a moneda histórica).

Asimismo, se estimó el impuesto a las ganancias sin la aplicación del mencionado mecanismo, estimación que arrojó un cargo, para Capex, de $ 3.751 millones (a moneda histórica), que neto de las retenciones y pagos a cuenta aplicables arrojaba un impuesto a pagar de $ 2.137 millones (a moneda histórica).

El Directorio de Capex en conjunto con sus asesores legales y fiscales evaluaron los resultados detallados en los párrafos anteriores a la luz de la regulación impositiva vigente y considerando, entre otros aspectos, si la alícuota efectiva para cada uno de los casos generaba un costo impositivo que consumía una porción sustancial de las rentas obtenidas por la Sociedad con el fin de determinar si, a su criterio, se configuraría un exceso al límite razonable de imposición y por ende existiría un supuesto de confiscatoriedad.

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

Como conclusión de la mencionada evaluación, Capex, presentó oportunamente ante las autoridades fiscales la determinación del impuesto corriente por el ejercicio finalizado al 30 de abril de 2022, utilizando la mecánica detallada en el primer párrafo, esto es, computando los quebrantos de períodos anteriores a valores actualizados. Dicha decisión, a criterio de la Sociedad y el de los asesores legales y fiscales, está fundamentada entre otros aspectos en que: i) el mecanismo cumple con la regulación vigente, en particular con lo determinado en la reforma fiscal del año 2018, y ii) la no aplicación de tal metodología configura un supuesto de confiscatoriedad tal como se explicó previamente. Asimismo, junto con la presentación de la declaración jurada Capex presentó una "multinota" explicando la forma de cálculo utilizada y las razones que asisten para su uso.

Con posterioridad a la presentación de la mencionada declaración jurada, respecto del supuesto de confiscatoriedad, existieron nuevos antecedentes jurisprudenciales en línea con la posición de la Sociedad y el fallo “Candy” reseñado anteriormente. Con fecha 25 de octubre de 2022 la Corte Suprema de Justicia de la Nación, en el caso “Telefónica de Argentina S.A. y otro c/ EN – AFIP – DGI s/ Dirección General Impositiva” ratificó el dictamen de la Procuración General de la Nación emitido en el “ Recurso de Queja N°1, Telefónica de Argentina S.A. y Otro c/ EN-AFIP DGI s/ Dirección General Impositiva ” sosteniendo la inadmisibilidad de un tributo que, en su aplicación, resulte confiscatorio para el contribuyente.

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

Con fecha 10 de marzo de 2025, el ARCA cursó a la Sociedad una prevista administrativa comunicando que, en virtud de lo dispuesto en los artículos 25 y 93 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019), el cómputo de la actualización de quebrantos de los períodos fiscales abril/2020 y abril/2021 resultaba improcedente a los efectos de la determinación del Impuesto, y por lo tanto recalculó la base imponible del Impuesto a las Ganancias del periodo fiscal 2022, resultando un incremento del impuesto determinado de $1.618 millones.

Con fecha 14 de marzo de 2025, la Sociedad respondió a dicha prevista explicando que no consideraba deuda alguna respecto del mencionado período fiscal ya que el artículo 25 de la ley de impuesto a las ganancias cuenta con un mecanismo de actualización vigente y autónomo, que no se encuentra condicionado por el primer párrafo del artículo 93, según presume la prevista emitida por parte de ARCA; y adicionalmente, la pretensión fiscal deviene en un tributo confiscatorio en los términos y con los alcances dados por la Corte Suprema de Justicia de la Nación en esta materia.

Para la determinación del impuesto a las ganancias del periodo fiscal abril/2025 la Sociedad utilizó nuevamente el mecanismo de actualización de quebrantos previsto en el artículo 25 de la Ley de Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) respecto de los quebrantos generados en el periodo fiscal abril/2024. Ello considerando adicionalmente que de no aplicar dicho mecanismo el impuesto del mencionado periodo fiscal resultaría también confiscatorio.

La Gerencia de la Sociedad, junto con la opinión de sus asesores legales y fiscales, considera que la asiste el propio artículo 25 de la Ley de Impuesto a las Ganancias y, eventualmente, la demostración de que la no aplicación de dicho artículo deviene en un impuesto confiscatorio, y por lo tanto posee sólidos argumentos para considerar improcedente la interpretación esgrimida por el ARCA en la prevista cursada, por lo cual los estados financieros consolidados al 30 de abril de 2025 no contemplan cargo alguno a resultados relacionado con estos conceptos reclamados por el Fisco.

Impuesto a los dividendos

El impuesto sobre los dividendos o utilidades distribuidas, entre otros, por sociedades argentinas o establecimientos permanentes a: personas humanas, sucesiones indivisas o beneficiarios del exterior estarán sujetos a una retención del 7% de acuerdo a lo establecido en la Ley 27.541.

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 el ARCA. 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.

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 el ARCA:

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

• 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 el ARCA.

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.

RG 5391/2023 - AFIP

El 21 de julio de 2023 el ARCA publicó la RG 5391/2023 que estableció 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 cumplieran los siguientes parámetros:

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

El pago a cuenta sería del 15% sobre el resultado impositivo del período fiscal inmediato anterior a aquel al que correspondiera 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 hubiera tomado como base de cálculo y no debería ser tenido en cuenta cuando se efectuara una solicitud de reducción de anticipos.

El anticipo extraordinario sería calculado sobre la base de la declaración jurada del ejercicio finalizado al 30 de abril de 2024 y sería computado a cuenta de la declaración jurada del ejercicio siguiente.

La Sociedad y sus subsidiarias no encuadraron en los parámetros establecidos por la normativa para el ingreso de dicho anticipo.

RG 5453/2023 - AFIP

El 4 de diciembre de 2023 el ARCA 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)

y que en la declaración jurada correspondiente al período fiscal 2022 ó 2023, según correspondiera, 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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

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 correspondería considerar la declaración jurada correspondiente al período fiscal 04/2023.

El monto del pago a cuenta se determinaría 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 hubiera declarado resultado impositivo por una o más actividades promovidas, el contribuyente podría 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, sería abonado en 3 cuotas iguales y consecutivas.

Por último, quedaron 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 encuadró en los parámetros establecidos, por lo cual ingresó dicho anticipo extraordinario por un total de $ 1.257.913 (a valores históricos), el cual fue abonado en su totalidad.

NOTA 15 - RESULTADO POR ACCIÓN

El resultado básico por acción se calcula dividiendo el resultado atribuible a los tenedores de acciones de la Sociedad entre el número medio ponderado de acciones ordinarias en circulación durante el ejercicio, excluidas las acciones propias adquiridas por la Sociedad (Nota 27).

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.
	30.04.2025	30.04.2024
Resultado neto atribuible a los accionistas de la Sociedad	25.856.740	(52.275.583)
Nº medio ponderado de acciones ordinarias encirculación	179.802	179.802
Resultado neto por acción básico y diluido	143,8067	(290,7397)
Resultado integral atribuible a los accionistas de la Sociedad	6.737.326	(44.831.981)
Nº medio ponderado de acciones ordinarias encirculación	179.802	179.802
Resultado integral por acción básico y diluido	37,4708	(249,3408)

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 16 - PROPIEDAD, PLANTA Y EQUIPO

Concepto			Valores de origen	Valores de origen
	Al inicio del ejercicio	Altas (1)	Obras en curso finalizadas	Bajas	Revalúo técnico	Al cierre del ejercicio
Activos de explotación O&G Agua del Cajón Loma Negra, La Yesera y Puesto Zúñiga Pampa del Castillo y Bella Vista Oeste Obras en Curso O&G Agua del Cajón Loma Negra, La Yesera y Puesto Zúñiga Pampa del Castillo y Bella Vista Oeste CT ADC Energía Eólica Terrenos, edificiosy otros	888.471.827 186.642.536 526.348.209 9.276.135 14.331.775 16.647.527 684.831.284 659.659 31.648.285	(2.653.007) 852.394 (108.247) 81.958.388 13.384.076 60.960.690 13.468.646 185.168 22.268	10.927.586 24.084.152 62.447.336 (10.927.586) (24.084.152) (62.447.336) - - -	(504.374) - - - - - - - -	- - - - - - (34.608.612) - 3.777.808	896.242.032 211.579.082 588.687.298 80.306.937 3.631.699 15.160.881 663.691.318 844.827 35.448.361
Total al 30 de abril de 2025	2.358.857.237	168.070.376	-	(504.374)	(30.830.804)	2.495.592.435
Total al 30 de abril de 2024	2.212.627.425	201.445.611	-	(65.816.409)	10.600.610	2.358.857.237

Concepto		Depreciaciones	Depreciaciones	Depreciaciones		Neto resultante al 30.04.2025	Neto resultante al 30.04.2024
	Al inicio del ejercicio	Del ejercicio	Bajas	Desvaloriza- ciones / (recupero) (Nota 11)	Acumuladas al cierre del ejercicio
Activos de explotación O&G Agua del Cajón Loma Negra, La Yesera y Puesto Zúñiga Pampa del Castillo y Bella Vista Oeste Obras en Curso O&G Agua del Cajón Loma Negra, La Yesera y Puesto Zúñiga Pampa del Castillo y Bella Vista Oeste CT ADC Energía Eólica Terrenos, edificiosy otros	544.931.074 67.861.729 193.859.226 - - - 513.085.159 - 8.300.769	39.848.083 28.413.661 44.855.999 - - - 12.632.300 - 798.166	(105.632) - - - - - - - -	- - 43.581.307 - - - - - -	584.673.525 96.275.390 282.296.532 - - - 525.717.459 - 9.098.935	311.568.507 115.303.692 306.390.766 80.306.937 3.631.699 15.160.881 137.973.859 844.827 26.349.426	343.540.753 118.780.807 332.488.983 9.276.135 14.331.775 16.647.527 171.746.125 659.659 23.347.516
Total al 30 de abril de 2025	1.328.037.957	126.548.209	(105.632)	43.581.307	1.498.061.841	997.530.594
Total al 30 de abril de 2024	1.197.014.606	107.542.854	(284.806)	23.765.303	1.328.037.957		1.030.819.280

(1) Incluye 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 2025 y 2024 $ 125.943.195 y $ 106.951.432, respectivamente, se imputaron a Costo de venta y $ 605.014 y $ 591.422, respectivamente, a Gastos de administración.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

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

CT ADC(1) Edificio y terreno Neuquén(1) Resto de los bienes Total CT ADC(1) Edificio y terreno Neuquén(1) Resto de los bienes Total	Neto resultante al 30.04.2024	Altas del ejercicio - neto	Desvalorización	Desvalorización	Depreciación del ejercicio a valor de costo	Depreciación del ejercicio a valor de costo	Valor residual a valor de costo al 30.04.2025
	110.279.746 12.304.080 841.093.254	13.468.646 - - - 154.202.988 (43.581.307)			(7.758.760) 115.989.632 (18.477) 12.285.603 (113.897.432) 837.817.503
	963.677.080	167.671.634 (43.581.307)			(121.674.669) 966.092.738
						Neto resultante al 30.04.2025 137.973.859 21.739.232 837.817.503 997.530.594
	Revalúo al 30.04.2024	Revalúo - Aumento / (Disminución) del ejercicio	Depreciación del ejercicio - revalúo		Valor residual de revalúo al 30.04.2025	Neto resultante al 30.04.2025
	61.466.379 5.675.821 -	(34.608.612) (4.873.540) 3.777.808 - - -			21.984.227 9.453.629 -
	67.142.200	(30.830.804) (4.873.540)			31.437.856

(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 17 – ACTIVOS INTANGIBLES

Concepto	Concepto	Valores de origen	Valores de origen	Valores de origen
		Al inicio del ejercicio	Al cierre del ejercicio
Parque Solar “La Salvación”(1)
Llave de negocio(1)		567.304	567.304
Total al 30 de abril de 2025		567.304	567.304
Total al 30 de abril de 2024		-	567.304
(1) Ver Nota 41 NOTA 18 – ACTIVOS Y PASIVOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA ACTIVOS Activos financieros a costo amortizado Cuentas por cobrar comerciales y otras cuentas por cobrar Inversiones financieras a costo amortizado Caja y bancos Total Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados Inversionesfinancieras avalor razonable Total PASIVOS Pasivosfinancieros a costo amortizado Total
				30.04.2025 30.04.2024
	ACTIVOS
	Activos financieros a costo amortizado
	Cuentas por cobrar comerciales y otras cuentas por cobrar			45.313.826 108.595.625 38.268 173.219 2.823.776 14.765.364
	Inversiones financieras a costo amortizado
	Caja y bancos
	Total			48.175.870 123.534.208
	Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados
	Inversionesfinancieras avalor razonable			14.512.248 2.705.203
	Total			14.512.248 2.705.203
	PASIVOS
	Pasivosfinancieros a costo amortizado			577.013.975 616.163.491
	Total			577.013.975 616.163.491

NOTA 19 - CALIDAD CREDITICIA DE LOS ACTIVOS FINANCIEROS

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

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 19 - CALIDAD CREDITICIA DE LOS ACTIVOS FINANCIEROS (Cont.)

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

	30.04.2025 30.04.2024
Calidad crediticia “Mínima Aa-bf.ar” (Moody’s o sus equivalentes)
Efectivo y equivalentes de efectivo	4.550.599 15.460.505
Calidad crediticia “Mínima Investment Grade”
Efectivo y equivalentes de efectivo	1.282.918 821.631
Inversiones a costo amortizado	21.593 173.219
Inversiones a valor razonable	11.519.182 1.188.432
Total	17.374.292 **17.643.787 **

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

calidad crediticia de las Cuentas por cobrar comerciales es la siguiente:
	30.04.2025 30.04.2024
De plazo vencido
De 0 a 3 meses	- 26.045.500
De 3 a 6 meses	857.460 -
De 6 a 9 meses	- 59.982
De 9 a 12 meses	239.420 123.469
De 1 a 2 años	358.576 184.613
Mas de 2 años	153.599 96.305
De plazo a vencer
De 0 a 3meses	30.542.218 64.563.530
Total	32.151.273 91.073.399

Adicionalmente, en lo que respecta a los créditos con CAMMESA al 30 de abril de 2024, ver Nota 24.

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

calidad crediticia de las Otras cuentas por cobrar es la siguiente:
	30.04.2025 30.04.2024
Sin plazo (expuesto en el activo corriente)	8.935.218 6.473.535 - 2.030.635
Sin plazo (expuesto en el activo no corriente)
De plazo a vencer
De 0 a 3 meses	25.406.999 28.356.724
De 3 a 6 meses	1.276.950 1.798.733
De 6 a 9 meses	1.276.950 1.809.474
De 9 a 12 meses	1.276.950 1.820.215
De 1 año a 2 años	4.506.105 2.584.721
Más de2años	23.295.677 17.601.918
Total	65.974.849 62.475.955

NOTA 20 – ACTIVOS POR DERECHO DE USO Y DEUDAS POR ARRENDAMIENTO

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

(i) Medición de los activos por arrendamiento

El saldo de los activos por derecho de uso de la Sociedad en el ejercicio finalizado al 30 de abril de 2024 es el siguiente:

Saldo al 30 de abril de 2024 Depreciación del ejercicio Saldo al 30 de abril de 2025	Edificios	Total
	2.531.672 2.531.672 (1.012.669) (1.012.669)
	1.519.003 1.519.003

La depreciación de los derechos de uso por los ejercicios al 30 de abril de 2025 y 2024 se incluyen el rubro Gastos de Administración.

Véase nuestro informe de fecha	Véase nuestro informe de fecha
8 dejulio de 2025	8 de julio de2025
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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 20 – ACTIVOS POR DERECHO DE USO Y DEUDAS POR ARRENDAMIENTO (Cont.)

(ii) Medición de los pasivos por arrendamiento

Al 30 de abril de 2025 y 2024 el valor de la deuda por arrendamiento asciende a $ 1.848.891 y $ 3.238.213 respectivamente, se encuentra expuesta en el rubro “Cuentas por Pagar Comerciales (Nota 29). 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	30.04.2025 30.04.2024
	3.238.213 981.113 - 3.163.841 (1.308.585) (1.457.519) (626.339) (3.056.484) 545.602 3.607.262
	1.848.891 3.238.213

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

	30.04.2025 30.04.2024
De 0 a 3 meses	318.486 379.074
De 3 a 6 meses	318.486 379.074
De 6 a 9 meses	318.486 379.074
De 9 a 12 meses	318.486 379.074
De 1 a 2 años	574.947 1.516.292
Mas de 2 años	- 205.625
Total	1.848.891 3.238.213
TA 21 - REPUESTOS Y MATERIALES
	30.04.2025 30.04.2024
No corriente
Repuestos y materiales de consumo	46.299.048 48.504.373
Total	46.299.048 48.504.373
Corriente
Repuestos ymateriales de consumo	12.339.421 11.940.285
Total	12.339.421 11.940.285
TA 22 - INVENTARIOS
	30.04.2025 30.04.2024
Petróleo	213.444 5.209.695
Propano y butano	124.436 603.776
Total	337.880 5.813.471

NOTA 21 - REPUESTOS Y MATERIALES

NOTA 22 - INVENTARIOS

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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NOTA 23 - OTRAS CUENTAS POR COBRAR

	30.04.2025 30.04.2024
No corriente
En moneda extranjera (Nota 38)	8.715.305 13.762.641 6.202.288 6.423.998 12.884.189 2.030.635
Crédito con partes relacionadas (Nota 37.b)
Créditos a recuperar UT
Anticiposvarios
Total	27.801.782 22.217.274
Corriente	2.522.453 2.528.094 254.496 351.066 9.456.430 7.911.742 7.428.798 14.876.794 2.005.306 453.413 731.930 343.418 1.152.756 2.268.927 334.401 92.852 486.777 599.629 16.031 23.607 - 575.235 3.732.453 - 310.546 287.574 2.177.503 2.746.971 3.944.440 2.584.721 3.498.749 4.424.476 119.998 190.162
En moneda nacional
Anticipos varios
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 37.b)
Acuerdo de abastecimiento de gas propano para redes a cobrar
Asistencia económica financiera a cobrar
Fondo fiduciario de gas a recuperar
Recupero por regalías
Diversos
En moneda extranjera (Nota 38)
Anticipos varios
Créditos con partes relacionadas (Nota 37.b)
Créditos a recuperar UT
Diversos
Total	38.173.067 40.258.681

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:
	30.04.2025 30.04.2024
Sin plazo (expuesto en el activo corriente)	8.935.218 6.473.535 - 2.030.635
Sin plazo (expuesto en el activo no corriente)
De plazo a vencer
De 0 a 3 meses	25.406.999 28.356.724
De 3 a 6 meses	1.276.950 1.798.733
De 6 a 9 meses	1.276.950 1.809.474
De 9 a 12 meses	1.276.950 1.820.215
De 1 año a 2 años	4.506.105 2.584.721
Más de 2 años	23.295.677 17.601.918
Total	65.974.849 62.475.955
TA 24 – CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES
	30.04.2025 30.04.2024
Corriente
En moneda nacional
Por venta de petróleo y otros	543.747 481.404 11.927.991 41.904.554 948.436 2.752.947 - (9.135.662) 18.719.067 54.931.362 12.032 138.794
Por venta de energía y otros
Créditos con partes relacionadas (Nota 37.b)
Desvalorización de créditos con CAMMESA
En moneda extranjera (Nota 38)
Por venta de petróleo y otros
Créditos conpartes relacionadas(Nota 37.b)
Total	32.151.273 91.073.399

NOTA 24 – CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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NOTA 24 – CUENTAS POR COBRAR COMERCIALES (Cont.)

Al 30 de abril de 2025 y 2024, el monto de cuentas por cobrar comerciales por $ 32.151.273 y $ 91.073.399, 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 comerciales es el siguiente:

	30.04.2025 30.04.2024
De plazo vencido
De 0 a 3 meses	- 26.045.500
De 3 a 6 meses	857.460 -
De 6 a 9 meses	- 59.982
De 9 a 12 meses	239.420 123.469
De 1 a 2 años	358.576 184.613
Mas de 2 años	153.599 96.305
De plazo a vencer
De 0 a 3 meses	30.542.218 64.563.530
Total	32.151.273 91.073.399

Al 30 de abril de 2025 y 2024 no existe provisión por pérdidas esperadas para cuentas por cobrar comerciales, a excepción de lo mencionado a continuación:

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 la Sociedad, dichas transacciones ascendieron a $ 28.208.035. 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, serían 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 realizaría 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.

En ese marco, el 21 de mayo de 2024 la Sociedad celebró 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 abonó las transacciones mencionadas, en los términos del acuerdo firmado. Al 30 de abril de 2024, la Sociedad desvalorizó 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 $ 9.135.662 con contrapartida en Otros egresos operativos netos.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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NOTA 25 – INVERSIONES FINANCIERAS A VALOR RAZONABLE

	30.04.2025 30.04.2024
Corriente
En moneda extranjera (Nota 38)
Títulos Públicos	10.643.435 1.080.874
Total	10.643.435 1.080.874
ún el plazo estimado de cobro, los mismos se agrupan como sigue:
	30.04.2025 30.04.2024
Sin Plazo	10.643.435 1.080.874
Total	10.643.435 1.080.874
TA 26 – EFECTIVO Y EQUIVALENTE DE EFECTIVO
	30.04.2025 30.04.2024
Corriente
En moneda nacional
Caja	761 1.121 1.535.238 13.937.452 16.675 1.516.772 2.993.066 - 4.859 5.161 1.282.918 821.631 21.593 173.218 875.747 107.557
Bancos
Inversión financiera a costo amortizado (Cuenta remunerada)
Inversión financiera a valor razonable (Fondos comunes de inversión)
En moneda extranjera (Nota 38)
Caja
Bancos
Inversión financiera a costo amortizado (Cuenta remunerada)
Inversión financiera a valor razonable (Cauciones activas y Fondos comunes de inversión)
Total	6.730.857 16.562.913
fectos del Estado de flujos de efectivo se incluyen como fondo, el efectivo y equivalentes de efectivo:
	30.04.2025 30.04.2024
Caja y bancos	2.823.776 14.765.366 3.868.813 1.624.329 38.268 173.218 (416.713) (398.584)
Inversiones financieras a valor razonable (Nota 4.5)
Inversiones financieras a costo amortizado
Adelantos en cuenta corriente
Total	6.314.144 16.164.329

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

NOTA 26 – EFECTIVO Y EQUIVALENTE DE EFECTIVO

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

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

NOTA 27 - CAPITAL SOCIAL Y PRIMA DE EMISIÓN

Cantidad de acciones Saldos al 30 de abril de 2024 179.802.282 Saldos al 30 de abril de 2025 179.802.282	Valor nominal por acción Capital social Ajuste de capital Prima de emisión Ajuste prima de emisión
	$ $ $ $ $
	1 179.802 115.805.163 79.686 51.323.442 1 179.802 115.805.163 79.686 51.323.442

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.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 28 - RESERVAS

a) Evolución de reservas

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 Asamblea General Ordinaria del 21 de agosto de 2024 Resultado integral del ejercicio Desafectación de Reserva por revaluación de activos Saldos al 30 de abril de 2025	Reserva legal Reserva facultativa(1) Reserva por revaluación de activos (ver punto b)
	14.391.883 197.522.923 41.367.658 6.727.740 127.827.057 - - - 7.443.602 - - (2.476.056)
	21.119.623 325.349.980 46.335.204 - (49.799.527) - - - (19.119.414) - - (3.639.867)
	21.119.623 275.550.453 23.575.923

b)

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

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

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

Saldos al 30 de abril de 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 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 2025	CT ADC	Planta GLP	PED I	PED II	Edificio y Terreno Neuquén	Total
	34.834.112 2.088.354 523.417 - 3.921.775 41.367.658
	10.957.814 (293.086) (81.326) 1.287.041 (357.199) 11.513.244 (3.835.195) 73.883 17.166 (450.465) 124.969 (4.069.642)
	7.122.619 (219.203) (64.160) 836.576 (232.230) 7.443.602
	(3.082.422) (633.740) (92.694) - (480) (3.809.336) 1.078.842 221.809 32.443 - 186 1.333.280
	(2.003.580) (411.931) (60.251) - (294) (2.476.056)
	39.953.151 1.457.220 399.006 836.576 3.689.251 46.335.204
	(34.608.612) (625.665) 242.160 1.799.821 3.777.808 (29.414.488) 12.113.014 218.986 (84.756) (629.937) (1.322.233) 10.295.074
	(22.495.598) (406.679) 157.404 1.169.884 2.455.575 (19.119.414)
	(4.873.540) (560.471) (81.848) (83.937) - (5.599.796) 1.705.739 196.165 28.647 29.378 - 1.959.929
	(3.167.801) (364.306) (53.201) (54.559) - (3.639.867)
	14.289.752 686.235 503.209 1.951.901 6.144.826 23.575.923

(1) Se imputa a resultados acumulados

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 29 - RESULTADOS NO ASIGNADOS

Saldo 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 (Nota 28) Saldo al 30 de abril de 2024 Asamblea General Ordinaria del 21 de agosto de 2024 Resultado integral del ejercicio Desafectación de Reserva por revaluación de activos (Nota 28) Saldo al 30 de abril de 2025	30.04.2025	30.04.2023
		134.554.797 (134.554.797) (52.275.583) 2.476.056
	(49.799.527) 49.799.527 25.856.740 3.639.867	(49.799.527)
	29.496.607

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 V y VIII del Programa Global para la emisión de Obligaciones Negociables (Nota 31), la Sociedad y sus subsidiarias 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;

• c. Dividendos pagados en forma proporcional a la Sociedad y sus Subsidiarias, 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 2025

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(Socia)

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 30 - CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES

TA 30 - CUENTAS POR PAGAR COMERCIALES
	30.04.2025 30.04.2024
No corriente
En moneda extranjera (Nota 38)	574.947 1.721.917 1.391.024 1.798.349
Deudas por arrendamiento (Nota 20)
Provisiones varias
Total	1.965.971 3.520.266
	47.563.872 55.091.848 408.476 871.274 22.842.243 9.459.569 15.991.194 14.985.416 303.223 - 1.273.944 1.516.296 852.326 6.160.355
Corriente
En moneda nacional
Proveedores
Deudas con partes relacionadas (Nota 37.b)
Provisiones varias
En moneda extranjera (Nota 38)
Proveedores
Deudas con partes relacionadas (Nota 37.b)
Deudas por arrendamiento (Nota 20)
Provisiones varias
Total	89.235.278 88.084.758

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

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

	30.04.2025 30.04.2024
Sin plazo (expuesto en el pasivo corriente)	5.236.376 5.896.918
De plazo vencido De 0 a 3 meses De 3 a 6 meses De 6 a 9 meses De 9 a 12 meses De 1 a 2 años De plazo a vencer De 0 a 3 meses De 3 a 6 meses De 6 a 9 meses De 9 a 12 meses De 1 a 2 años Más de 2 años Total	448.617 16.527 3.633 - - 10.271 - 9.939 293.016 2.686 82.003.284 80.969.123 416.784 393.098 416.784 393.098 416.784 393.098 808.947 1.755.786 1.157.024 1.764.480
	91.201.249 91.605.024

NOTA 31 - DEUDAS FINANCIERAS

TA 31 - DEUDAS FINANCIERAS
	30.04.2025 30.04.2024
No corriente
En moneda nacional
Comisiones y gastos a devengar - Obligaciones Negociables	(3.141.972) (4.516.182) 361.256.190 416.375.039
En moneda extranjera (Nota 38)
Obligaciones Negociables
Total	358.114.218 **411.858.857 **

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 31 - DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

	30.04.2025 30.04.2024
Corriente	416.713 398.583 8.789.929 - (1.871.036) (1.574.551)
En moneda nacional
Adelantos en cuenta corriente
Préstamos bancarios
Comisiones y gastos a devengar - obligaciones negociables
En moneda extranjera (Nota 38)
Préstamos bancarios	35.179.480 23.955.830
Obligaciones Negociables	85.183.422 89.946.702
Total	127.698.508 112.726.564
evolución de las deudas financieras 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
	30.04.2025 30.04.2024
	524.585.421 373.189.333 (169.305.976) (615.821.962) 18.130 (8.189.491) 111.846.814 155.677.927 24.291.548 47.194.551 1.306.925 2.749.819 132.652.654 605.215.031 (27.474.000) (31.805.018) (112.108.790) (3.624.769) 485.812.726 524.585.421

La evolución de las deudas financieras es la siguiente:

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

	30.04.2025 30.04.2024
0-3 Meses	8.778.020 67.042.292
3-6 Meses	65.909.493 11.160.150
6-9 Meses	(446.685) 165.466
9-12 Meses	53.457.680 34.358.656
1 a 2 años	144.795.317 27.389.515
Mas de 2 años	213.318.901 384.469.342
Total	485.812.726 524.585.421

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

	30.04.2025 30.04.2024 287.452.378 388.256.093 194.082.419 142.021.478 9.206.642 398.583 (4.928.713) (6.090.733) 485.812.726 524.585.421
Dólar Estadounidense
Dólar link
Pesos
Comisiones a devengar en pesos
Total

Las ON Clase V y VIII devengan un interés promedio anual del 9,25% y 5,95%, respectivamente, al 30 de abril de 2025 y 2024. Las ON Clase III, IV, VI, VII y X no devengan interés. La deuda en dólares relacionadas con las ON Clase II devengó un interés anual del 6,875% al 30 de abril de 2024. Los préstamos en pesos al 30 de abril de 2025 devengan un interés promedio del 23%. Los adelantos en cuenta corriente que se encuentran vigentes al cierre del ejercicio devengaron un interés promedio anual del 37 % y 59 % al 30 de abril de 2025 y 2024, respectivamente.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 31 - 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.

El monto de la emisión de las Obligaciones Negociables Clase II fue de US$ 300.000.000, de los cuales se habían recomprado US$ 61.154.000.

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 (ver punto a)).

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 y el monto adeudado se canceló al vencimiento en mayo de 2024.

Como consecuencia del canje de deuda, la Sociedad registró al 30 de abril de 2024 una pérdida de $ 13.510.113 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.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 31 - 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$ 165.201.400

El saldo al 30 de abril de 2025 asciende a $ 196.934.397, de las cuales $ 58.873.227 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 2025 asciende a $ 4.168.653, de las cuales $ 1.254.376 son corrientes.

b) 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:

b.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 2025 asciende a $ 26.292.131 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 2025 asciende a $ 95.943 siendo en su totalidad corrientes.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 31 - DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

b.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 2025 asciende a $ 20.587.869 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 2025 asciende a $ 81.136, de las cuales $ 44.400 son corrientes.

c) 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:

c.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 2025 asciende a $ 35.952.858 siendo en su totalidad no corrientes.

c.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. Valor adeudado: US$ 36.780.842

El saldo al 30 de abril de 2025 asciende a $ 46.087.142 siendo en su totalidad no corrientes.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 31 - DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

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 2025 asciende a $ 368.571, de las cuales $ 207.882 son corrientes.

d) 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$ 43.854.472

El saldo al 30 de abril de 2025 asciende a $ 55.422.796, de los cuales $ 18.064 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 2025 asciende a $ 214.410, de las cuales $ 184.140 son corrientes.

e) Obligaciones negociables Clase X 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$ 55.599.334. Fecha de Emisión: 5 de julio de 2024. Fecha de Vencimiento:5 de julio 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 2025 asciende a $ 65.162.419 siendo en su totalidad no 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 separados al 30 de abril de 2025, 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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 31 - DEUDAS FINANCIERAS (Cont.)

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 III(2)	22.433.559	26.292.131	Calificación internacional: “B” y “B-“ por parte de Fitch y Standard & Poor´s, respectivamente. Calificación local: “AA” y “raBBB-”, por parte de Fix y Standard & Poor´s, respectivamente
Clase IV(2)	17.566.441	20.587.869
Clase V(1)	165.201.400	193.285.638
Clase VI(2)	30.676.500	35.952.858
Clase VII(2)	39.323.500	46.087.142
ClaseVIII(1)	47.354.472	55.404.732
Clase X(2)	55.599.334	65.162.419

(1) No incluyen los intereses devengados al cierre.

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

El valor razonable de las Obligaciones Negociables de la Sociedad al 30 de abril de 2025 y 2024 asciende aproximadamente a $ 402.405 millones y $ 427.179 millones, respectivamente. Dicho valor fue calculado en base al precio de mercado estimado de las ONs de la Sociedad al cierre de cada ejercicio. Cabe destacar que las ONs Clase III, IV, VI, VII y X tienen una limitada liquidez en el mercado.

f) Préstamos bancarios y prefinanciaciones de exportaciones BBVA y Galicia Más

En el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2025, la Sociedad obtuvo financiaciones en pesos por un monto de $ 8.784.392 a una tasa promedio del 23%, totalizando al cierre $ 8.789.929, cuyos vencimientos operan en los próximos 12 meses.

Adicionalmente, la Sociedad obtuvo prefinanciaciones de exportaciones con BBVA y Galicia Más por un monto de US$ 15.000.000 con cada banco, cuyo vencimiento operará en septiembre y octubre de 2025, respectivamente

NOTA 32 – REMUNERACIONES Y CARGAS SOCIALES

TA 32 – REMUNERACIONES Y CARGAS SOCIALES
	30.04.2025 30.04.2024
Corriente
En moneda nacional
Remuneraciones y deudas sociales	3.612.049 3.256.939 7.850.286 8.325.832
Provisiones varias
Total	11.462.335 11.582.771

NOTA 33 - CARGAS FISCALES

Corriente En moneda nacional Retenciones y percepciones impositivas Provisiónpor impuesto alosingresos brutos Total NOTA 34 - OTRAS DEUDAS Corriente En moneda nacional Regalías de petróleo y gas Dividendos a pagar Total		30.04.2025 30.04.2024
	Corriente	1.482.019 4.525.600 90.276 536.068
	En moneda nacional
	Retenciones y percepciones impositivas
	Provisiónpor impuesto alosingresos brutos
	Total	1.572.295 5.061.668
		30.04.2025 30.04.2024
	Corriente
	En moneda nacional
	Regalías de petróleo y gas	2.522.146 5.315.054 22 32
	Dividendos a pagar
	Total	2.522.168 5.315.086

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NOTA 35 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS

1. Provisiones

rovisiones
	30.04.2025 30.04.2024
No corriente
Provisión por abandono de pozos	40.895.034 39.975.374
Parajuiciosymultas	152.191 18.996
Total	41.047.225 39.994.370

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 2023 Reestimación provisión abandono de pozo Efecto RECPAM Saldo al 30 de abril de 2024 Reestimación provisión abandono de pozo Incremento provisiones Efecto RECPAM Saldo al 30 de abril de 2025	47.646.046 (6.181.412) (1.470.264)
	39.994.370 (171.914) (138.564) 1.363.333
	41.047.225

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.

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NOTA 35 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS (Cont.)

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 separados al 30 de abril de 2025 no contemplan cargo alguno a resultados relacionado con estos conceptos. Los asesores legales de la Sociedad consideran que la Ley 26.854 de Medidas Cautelares (“LMC”) en las causas en las que el Estado Nacional es parte o interviene, no tendría impacto significativo en la medida cautelar obtenida.

a.2) Resoluciones 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 Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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NOTA 35 - 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, 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.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 35 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS (Cont.)

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.

La Cámara Federal de General Roca rechazó la demanda en agosto de 2024, y el Estado Nacional no presentó Recurso de Queja, quedando firme el fallo de primera instancia de febrero de 2022 a favor de Capex S.A.

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.

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 35 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS (Cont.)

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 separados al 30 de abril de 2025 no contemplan cargo alguno a resultados relacionado con estos conceptos.

b) Diferencias en la liquidación de las contribuciones patronales

(i) En agosto de 2010 el ARCA 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.

El ARCA 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 del ARCA 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 del ARCA que condenaba a la Sociedad a abonar las diferencias en las contribuciones patronales de la seguridad social, por considerar arbitraria la desestimación por parte del ARCA 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 el ARCA 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.

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 35 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS (Cont.)

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 del ARCA, en respuesta a la opinión recabada por el ARCA 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.

(ii)Con fecha 4 de julio de 2011, el ARCA 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, el ARCA 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 el ARCA 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”

El ARCA 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 el ARCA 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 del ARCA (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 el ARCA.

(v)En marzo de 2022, el ARCA 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.

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 35 - PROVISIONES Y OTROS CARGOS (Cont.)

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 (expresados en moneda histórica).

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 del ARCA, por lo cual los Estados financieros consolidados al 30 de abril de 2024 no contemplan cargo alguno a resultados relacionado con estos conceptos.

NOTA 36 – 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 Cinco Saltos y con las Concesiones de explotación hidrocarburíferas de las áreas de Puesto Zúñiga, Loma Negra y 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 relación con el suministro de GLP, la Sociedad cuenta con distintos compromisos asumidos para el ejercicio 2024/2025. Con relación al butano comercial los compromisos ascienden al 57%, aproximadamente, de la producción en el mercado local. En lo que respecta al gas propano comercial sus compromisos locales alcanzan aproximadamente el 12% de su producción. Al igual que lo viene haciendo, se prevé exportar propano y butano durante todo el siguiente 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 sus subsidiarias restringidas mientras las obligaciones estén en curso (ver Nota 31).

• 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 14).

NOTA 37 - PARTES RELACIONADAS Y PERSONAL CLAVE DE LA DIRECCIÓN DE LA SOCIEDAD

La Sociedad está controlada por Compañías Asociadas Petroleras Sociedad Anónima (C.A.P.S.A.) que posee el 74,8% de las acciones de la Sociedad. Asimismo, Wild S.A. es la última sociedad controlante del grupo con un 98,01% directa e indirectamente de las acciones de C.A.P.S.A.. El porcentaje restante de las acciones está en poder de accionistas que adquirieron su participación en el Mercado de Valores.

Las transacciones realizadas entre partes relacionadas se efectuaron como si fueran partes independientes y fueron las siguientes:

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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NOTA 37 - PARTES RELACIONADAS Y PERSONAL CLAVE DE LA DIRECCIÓN DE LA SOCIEDAD (Cont.)

a) Transacciones realizadas con partes relacionadas

a.i.) Con la sociedad controlante

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

Las operaciones con la sociedad controlante C.A.P.S.A. fueron:	Las operaciones con la sociedad controlante C.A.P.S.A. fueron:
		30.04.2025	30.04.2024
Gastos correspondientes a C.A.P.S.A. Venta de créditos fiscales		689.028 (3.468.618)	492.706 -
a.ii) Las	Con las sociedades controladas operaciones con SEB fueron:
		30.04.2025	30.04.2024
Gastos coparticiapables Costos de procesamiento de gas en la planta de GLP		128 (3.301.786)	(75) (2.893.636)
Las operaciones con Hychico fueron:
		30.04.2025	30.04.2024
Dividendos cobrados Gastos correspondientes a Hychico		366.741 12.447	1.824.855 13.005
Las operaciones con EG WIND fueron(ver punto c):
		30.04.2025	30.04.2024
Crédito cobrado Intereses cobrados Intereses devengados Gastos correspondientes a EG Wind		2.103.004 1.453.377 1.451.168 -	2.113.962 1.838.958 2.052.087 227
Las operaciones con 4SOLAR fueron:
		30.04.2025	30.04.2024
Reintegro de gastos Aportesirrevocables		15.440 (1.109.192)	(2.623.954)
a.iii) Las	Con las sociedades controladas directa o indirectamente por la controlante operaciones con Interenergy Argentina S.A. fueron:
	operaciones con Interenergy Argentina S.A. fueron:
Gastos correspondientes a Interenergy		30.04.2025	30.04.2024
		181	-
a.iv)	Con las sociedades controladas por las sociedades controlantes de la Las operaciones con Interflow S.A. fueron:	controlante:
Gastos correspondientes a Interflow S.A.		30.04.2025	30.04.2024
		927	1.393
a.v) Las	Con las sociedades vinculadas operaciones con Alparamis S.A. fueron:
Alquileres de oficinas y cocheras Venta de material de rezago		30.04.2025	30.04.2024
		(1.517.535) 21.221	(1.188.371)

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NOTA 37 - PARTES RELACIONADAS Y PERSONAL CLAVE DE LA DIRECCIÓN DE LA SOCIEDAD (Cont.)

a.vi) Con los consorcios

Las operaciones con Loma Negra fueron:

peraciones con Loma Negra fueron:
	30.04.2025	30.04.2024
Servicios dirección y operación Gastos prorrateables Cargos por servicios administrativos indirectos Reintegro de gastos Aportes realizados Distribuciones alos socios	5.072.158 1.076.579 748.459 261.496 (19.658.704) 4.236.283	3.794.371 782.080 613.342 650.319 (21.443.735) 3.351.515
peraciones con Lote IV La Yesera fueron:
	30.04.2025	30.04.2024
Servicios dirección y operación Gastos prorrateables Cargos por servicios administrativos indirectos Reintegro de gastos Aportes realizados Distribuciones a los socios	912.520 245.921 144.786 848 (13.074.895) 906.967	835.656 166.160 487.158 29.078 (6.409.073) 2.406.196

Las operaciones con Lote IV La Yesera fueron:

a.ix) Con la UT

Las operaciones con Capex-EDHIPSA UT (Puesto Zúñiga) fueron:

peraciones con Capex-EDHIPSA UT (Puesto Zúñiga) fueron:
	30.04.2025	30.04.2024
Servicios dirección y operación Cargos por servicios administrativos indirectos Reintegro de gastos Aportes realizados Distribuciones a los socios	1.574.616 77.973 67.856 (11.676.405) 1.254.786	1.280.739 382.311 1.976 (46.940.876) 7.727.241
peraciones con Capex-Petrominera UT (Pampa del Castillo) fueron:
	30.04.2025	30.04.2024
Servicios dirección y operación Cargos por servicios administrativos indirectos Reintegro de gastos Aportes realizados Distribuciones alos socios	8.881.474 3.680.365 264.071 (137.164.480) 24.156.972	10.389.715 3.344.222 809.793 (159.004.891) 46.656.243
Las operaciones con Capex-Trafigura UT (ADC) fueron:
	30.04.2025	30.04.2024
Reintegro de gastos Aportes realizados Distribuciones alos socios	121.304 (10.551.334) 852.949	18.036.524 (61.740.147) 12.201.176
peraciones con Capex-Trafigura Schlumberger UT (ADC)fueron:
	30.04.2025	30.04.2024
Reintegro de gastos Aportes realizados Distribuciones a los socios	802.608 20.767.341 4.189.399	- - -

Las operaciones con Capex-Petrominera UT (Pampa del Castillo) fueron:

a.x) Las operaciones con Capex-Trafigura UT (ADC) fueron:

Las operaciones con Capex-Trafigura Schlumberger UT (ADC)fueron:

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NOTA 37 - PARTES RELACIONADAS Y PERSONAL CLAVE DE LA DIRECCIÓN DE LA SOCIEDAD (Cont.)

b) Saldos al cierre con partes relacionadas

		30.04.2025	30.04.2025	30.04.2025
	Otras cuentas por cobrar corrientes	Cuentas por cobrar comerciales corrientes	Cuentas por pagar comerciales corrientes	Otras cuentas por cobrar no corrientes
En moneda nacional Con la sociedad controlante: - Compañías Asociadas Petroleras S.A. Con las sociedades controladas: - Hychico S.A. -Servicios Buproneu S.A. -4SOLAR S.A Con las sociedades controladas directa o indirectamente por la controlante: - Interenergy Argentina S.A. Consorcios / UTs: - Área Río Negro Norte - Lote IV La Yesera - Pampa del Castillo - Puesto Zúñiga -ADC (Capex-Trafigura UT) - Capex-Trafigura Schlumberger UT (ADC) Con las sociedades controladas por las sociedades controlantes de la controlante Interflow S.A. Total en moneda nacional En moneda extranjera (Nota 37) Con la sociedad controlante: - Compañías Asociadas Petroleras S.A. Con las sociedades controladas: - E G WIND S.A. - Servicios Buproneu S.A. - Hychico S.A Consorcios: - Área Río Negro Norte - Lote IV La Yesera -ADC (Capex-Trafigura UT)	62.460 - - 2.506 181 - - - - - 269.254 -	- 350 - - - 57.120 - 31 - - 890.935 -	- - 403.624 - - - 3.529 - - 1.323 - -	- - - - - - - - - - - -
	334.401	948.436	408.476	-
	3.944.440 - - - -	- - 2.141 78 9.813	- - - - - 303.223	8.715.305 - - - -
Total en moneda extranjera	3.944.440	12.032	303.223	8.715.305

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NOTA 37 - PARTES RELACIONADAS Y PERSONAL CLAVE DE LA DIRECCIÓN DE LA SOCIEDAD (Cont.)

	30.04.2024	30.04.2024	30.04.2024	30.04.2024
	Otras cuentas por cobrar corrientes	Cuentas por cobrar comerciales corrientes	Cuentas por pagar comerciales corrientes	Otras cuentas por cobrar no corrientes
En moneda nacional Con la sociedad controlante: - Compañías Asociadas Petroleras S.A. Con las sociedades controladas: Hychico S.A. -Servicios Buproneu S.A. Consorcios / UTE: - 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 (Nota 37) Con las sociedades controladas: - E G WIND S.A. -Hychico S.A. Consorcios: - Área Río Negro Norte - Lote IV La Yesera - Pampa del Castillo Puesto Zúñiga	46.876 1.037 - 6.534 47 2.350 18 37.600 (1.610)	85.660 - 23 452.852 401.639 1.582.887 177.341 52.545 -	1 - 366.054 255.639 64.122 156.576 28.882 - -	- - - - - - - - -
	92.852	2.752.947	871.274	-
	2.584.721 - - - - -	- 1.317 59 105.322 28.240 3.856	- - - - - -	13.762.641 - - - - -
Total en moneda extranjera	2.584.721	138.794	-	13.762.641

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NOTA 37 - PARTES RELACIONADAS Y PERSONAL CLAVE DE LA DIRECCIÓN DE LA SOCIEDAD (Cont.)

c) Contrato de mutuo oneroso con EG WIND

• a) Con fecha 24 de mayo de 2018 la Sociedad firmó un contrato de mutuo oneroso con EG WIND para el desarrollo del Parque Eólico Diadema II. Las características del contrato son:

Monto: El monto máximo total del contrato es de US$ 15.000.000, los cuales fueron desembolsados en tramos y a requerimiento de E G WIND.

Interés: devenga intereses a una tasa fija nominal anual del 8,10%. Los intereses se abonan trimestralmente a partir del primer desembolso.

Amortización: 23 cuotas trimestrales y consecutivas, habiendo vencido la primera cuota el 25 de noviembre de 2019.

• b) Adicionalmente, con fecha 18 de noviembre de 2020, la Sociedad acordó un nuevo contrato de mutuo oneroso con EG WIND. con las siguientes características:

Monto: US$ 10.300.000

Interés: devenga intereses a una tasa fija nominal anual del 11,00%. Los intereses se abonan trimestralmente a partir del primer desembolso.

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

Destino de los fondos: exclusivamente para el pago anticipado de la deuda de la Sociedad con Enercon GmbH.

A la fecha de los presentes Estados financieros la Sociedad realizó desembolsos por un total de US$ 18.650.000, correspondientes US$ 8.350.000 al contrato del punto a) y US$ 10.300.000 al contrato mencionado en el punto b), habiendo EG WIND abonado, a la fecha de los presentes Estados financieros, capital por un total de US$ 7.923.002, de los cuales US$ 1.779.189 corresponden al presente ejercicio.

El saldo al cierre es de $ 12.659.745 (capital más intereses), de los cuales $ 3.944.440 son corrientes y se encuentra registrado en el rubro “Otras cuentas por cobrar”.

d) Remuneración del personal clave de la dirección

Las retribuciones devengadas a los miembros de la alta dirección en concepto de servicios laborales prestados (salarios y otras prestaciones) en los ejercicios finalizados el 30 de abril de 2025 y 2024, ascienden a $ 5.554.520 y $ 4.523.800, respectivamente.

Adicionalmente, al 30 de abril de 2025 y 2024 se devengaron $ 300.000 y $ 294.521 en concepto de honorarios a los directores titulares.

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NOTA 38 – ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDAS DISTINTAS DEL PESO

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

Los tipos de cambio utilizados corresponden a los vigentes al 30 de abril de 2025 según el BNA.

Rubros		30.04.2025	30.04.2025		30.04.2024
	Clase	Monto en miles de US$	Cambio vigente $	Monto en $	Monto en $ reexpresado
ACTIVO ACTIVO NO CORRIENTE Otras cuentas por cobrar Créditos con partes relacionadas Créditos a recuperar UT Anticipos varios Total del activo no corriente ACTIVO CORRIENTE Otras cuentas por cobrar Anticipos varios Créditos con partes relacionadas Créditos a recuperar Diversos Cuentas por cobrar comerciales Créditos con partes relacionadas Por venta de petróleo y otros Inversiones financieras Títulos Públicos Efectivo y equivalentes de efectivo Caja Caja Bancos Cuenta remunerada Fondos comunes de inversión Total del activo corriente Total del activo	US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ US$ € US$ US$ US$	7.507 5.342 11.097 1.876 3.397 3.014 103 10 16.123 9.167 1 3 1.105 19 754	1.161 1.161 1.161 1.161 1.161 1.161 1.161 1.161 1.161 1.161 1.161 1.073 1.161 1.161 1.161	8.715.305 6.202.288 12.884.189	13.762.641 6.423.998 2.030.635
				27.801.782	22.217.274
				2.177.503 3.944.440 3.498.749 119.998 12.032 18.719.067 10.643.435 1.465 3.394 1.282.918 21.593 875.747	2.746.971 2.584.721 4.424.476 190.162 138.794 54.931.362 1.080.874 1.624 3.537 821.632 173.218 107.557
				41.300.341	67.204.928
				69.102.123	89.422.202

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

Rubros		30.04.2025	30.04.2025		30.04.2024
	Clase	Monto en miles de US$	Cambio vigente $	Monto en $	Monto en $ reexpresado
PASIVO PASIVO NO CORRIENTE Cuentas por pagar comerciales Provisiones varias Deudas por arrendamiento Deudas financieras Obligaciones Negociables Clase III Obligaciones Negociables Clase IV Obligaciones Negociables Clase V Obligaciones Negociables Clase VI Obligaciones Negociables Clase VII Obligaciones Negociables Clase VIII Obligaciones Negociables Clase X Total del pasivo no corriente PASIVO CORRIENTE Cuentas por pagar comerciales Proveedores Deudas con partes relacionadas Provisiones varias Deudas por arrendamiento Deudas financieras Bancarias Obligaciones Negociables Clase III Obligaciones Negociables Clase V Obligaciones Negociables Clase Viii Total del pasivo corriente	US$ US$ US$(1) US$(1) US$ US$(1) US$(1) US$ US$(1) US$ US$ US$ US$ US$(1) US$ US$	1.189 491 - 17.566 118.001 30.677 39.324 47.354 55.599 13.668 259 728 1.089 30.068 22.434 50.319 15	1.170 1.170 - 1.172 1.170 1.172 1.172 1.170 1.172 1.170 1.170 1.170 1.170 1.170 1.172 1.170 1.170	1.391.024 574.947 - 20.587.869 138.061.170 35.952.858 46.087.142 55.404.732 65.162.419	1.798.349 1.721.917 28.964.066 22.680.108 213.231.429 39.606.562 50.770.741 61.122.133
				363.222.161	419.895.305
				15.991.194 303.223 852.326 1.273.944 35.179.480 26.292.131 58.873.227 18.064	14.985.416 - 6.160.355 1.516.296 23.955.830 55.404.261 34.542.441 -
				138.783.589	136.564.599
Total del pasivo				502.005.750	556.459.904

(1) Si bien corresponde a obligaciones negociables a ser canceladas en pesos argentinos, considerando que la cláusula de actualización es el tipo de cambio al momento del pago, la Sociedad asimilo esta deuda a una deuda en moneda extranjera – dólar link (ver nota 31.b).

El tipo de cambio aplicado al 30 de abril de 2024 fue de US$ 1 = $ 876,50 tipo de cambio vendedor del Banco de la Nación Argentina

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

Provincia del Neuquén

- Agua del Cajón

DeGolyer and MacNaughton, auditores internacionales independientes, realizaron una certificación de reservas del área Agua del Cajón al 31 de diciembre de 2024 teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión en enero de 2052, con los siguientes valores:

Productos	Productos			Reservas
			Comprobadas		Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	2.287	1.186	3.473	544	1.809
Petróleo (2)	Mbbl	2.957	35.041	37.998	42.654	115.920
	Mm3	470	5.571	6.041	6.782	18.430

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

(2) Incluye gasolina y condensado

La Sociedad posee el 100% de dichas reservas, excepto por las correspondientes al PAD ADC-1050 donde Trafigura Argentina S.A. posee el 30% de las reservas de gas y petróleo por el plazo de 12 años hasta el año 2036 inclusive y al PAD ADC-1060 donde Trafigura y Schlumberger Argentina S.A. poseen el 30% y 19%, respectivamente de las reservas de gas y petróleo por el plazo de 12 años hasta el año 2037 inclusive.

Provincia del Chubut

- Bella Vista Oeste

DeGolyer and MacNaughton, auditores internacionales independientes, realizaron una certificación de reservas del área Bella Vista Oeste al 31 de diciembre de 2024 teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión en febrero de 2045, con los siguientes valores:

Productos PetróleoMbbl Mm3	Productos PetróleoMbbl Mm3			Reservas
			Comprobadas		Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
	Mbbl Mm3	4.546	1.982	6.528	722	439
		723	315	1.038	115	70

La Sociedad posee el 100% de dichas reservas.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

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Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 39 - RESERVAS DE GAS Y PETRÓLEO (NO CUBIERTO POR EL INFORME DE AUDITORÍA EMITIDO POR LOS AUDITORES INDEPENDIENTES) (Cont.)

- Pampa del Castillo

DeGolyer and MacNaughton, auditores internacionales independientes, realizaron una certificación de reservas del área Pampa del Castillo al 31 de diciembre de 2024 teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión en octubre de 2046, con los siguientes valores:

			Reservas
		Comprobadas		Probables	Posibles
	Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Mbbl Mm3	12.799	11.617	24.416	3.517	5.616
	2.035	1.847	3.882	559	893

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

Provincia de Río Negro

- Loma Negra

DeGolyer and MacNaughton, auditores internacionales independientes, realizaron una certificación de reservas del área Loma Negra al 31 de diciembre de 2024 teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión en febrero de 2034, con los siguientes valores:

Productos	Productos			Reservas
			Comprobadas		Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	1.021	96	1.117	7	-
Petróleo (2)	Mbbl	2.347	1.864	4.211	833	-
	Mm3	373	296	669	133	-

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

(2) Incluye gasolina y condensado

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

- La Yesera

DeGolyer and MacNaughton, auditores internacionales independientes, realizaron una certificación de reservas del área La Yesera al 31 de diciembre de 2024 teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión en agosto de 2037, con los siguientes valores:

Productos	Productos			Reservas
			Comprobadas		Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	173	82	255	16	90
Petróleo (2)	Mbbl	1.357	803	2.160	162	888
	Mm3	216	128	344	26	141

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

(2) Incluye gasolina y condensado

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socia)

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 39 - RESERVAS DE GAS Y PETRÓLEO (NO CUBIERTO POR EL INFORME DE AUDITORÍA EMITIDO POR LOS AUDITORES INDEPENDIENTES) (Cont.)

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% a partir de agosto de 2027.

- Puesto Zúñiga

DeGolyer and MacNaughton, auditores internacionales independientes, realizaron una certificación de reservas del área Puesto Zúñiga al 31 de diciembre de 2024 teniendo como horizonte de vencimiento de la concesión en 2047, con los siguientes valores:

Productos	Productos			Reservas
			Comprobadas		Probables	Posibles
		Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	MMm3 (1)	388	542	930	258	1.164
Petróleo (2)	Mbbl	269	582	851	290	1.311
	Mm3	43	93	136	46	208

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

(2) Incluye gasolina y condensado

La Sociedad posee el 90 % de dichas reservas.

Las reservas comprobadas desarrolladas al 30 de abril de 2025, calculadas en función de las reservas certificadas (neta de la producción obtenida entre enero y abril de 2025) 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)	2.197	--	361	113	-	311	2.982
Petróleo(2)	Mbbl	2.352	4.397	818	887	11.630	208	20.292
	Mm3	374	699	130	141	1.849	33	3.226

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

(2) Incluye gasolina y condensado

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socia) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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Notas a los Estados Financieros Separados

NOTA 40 – PARTICIPACIÓN EN OPERACIONES CONJUNTAS – RESUMEN DE LA SITUACIÓN FINANCIERA

Los activos y pasivos y el costo de producción, antes del porcentaje de participación, al 30 de abril de 2025 y 2024 de las operaciones conjuntas en los que participa la Sociedad se detallan a continuación:

Consorcio Participación	Loma Negra 37,50%	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)	Pampa del Castillo 95%	Pampa del Castillo 95%	Pampa del Castillo 95%	Pampa del Castillo 95%
	30.04.2025	30.04.2024		30.04.2025	30.04.2024		30.04.2025		30.04.2024
Activo no corriente (1) Activo corriente	455.314.428 7.602.067	448.085.219 8.589.298		62.478.128 61.748.367 1.625.191 1.689.238			490.491.108 10.732.013		443.752.598 11.042.956
Total activo	462.916.495	456.674.517		64.103.319 63.437.605			501.223.121		454.795.554
Pasivo corriente	27.211.215	13.239.432		3.132.524 14.739.894			9.817.268		22.837.456
Totalpasivo	27.211.215	13.239.432		3.132.524 14.739.894			9.817.268		22.837.456
Costos de producción (1)	(24.851.626)	(22.293.920)		(5.181.465) (6.019.714)			(77.176.739)		(92.872.951)
UT Participación	Puesto Zúñiga 90%			UT Capex-Trafigura ADC 70%				UT Capex-Trafigura- Schlumberger ADC 51%
	30.04.2025	30.04.2024		30.04.2025		30.04.2024		30.04.2025		30.04.2024
Activo no corriente (1) Activo corriente	63.067.603 1.247.517	61.479.559 1.742.700		88.298.549 26.375.999 2.278.777 60.521.508				62.044.330 74.329		- -
Total activo	64.315.120	63.222.259		90.577.326 86.897.507				61.970.001		-
Pasivo corriente	1.125.992	6.717.674		2.002.083 12.478.490				30.691.142		- -
Totalpasivo	1.125.992	6.717.674		2.002.083 12.478.490				30.691.142		-
Costos de producción (1)	(4.710.362)	(10.964.755)		-		-		-		-

(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 las UTs 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 2025 8 de julio de 2025 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. COMISIÓN FISCALIZADORA

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Notas a los Estados Financieros Separados

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NOTA 40 – PARTICIPACIÓN EN OPERACIONES CONJUNTAS – RESUMEN DE LA SITUACIÓN 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.

Acuerdo con Schlumberger Argentina S.A. y Trafigura Argentina S.A.

El 21 de noviembre de 2024 se firmó el “Asset Technical Collaboration Agreement” entre Capex y Schlumberger Argentina S.A. (Schlumberger), para el desarrollo de hidrocarburos en la formación Vaca Muerta.

En virtud del Acuerdo, Schlumberger asumió el compromiso de participar en el desarrollo de 4 pozos junto con la Sociedad y Trafigura Argentina S.A., y tendrá el derecho, durante 30 meses, a participar en hasta 8 pozos adicionales, para lo cual participará con el 19% de los gastos de capital requeridos para la perforación de los pozos en los que participe mediante la prestación de servicios y, en consecuencia, tendrá derecho al 19% de la producción resultante de los mismos durante 12 años.

Adicionalmente, con este acuerdo, se suscribió un “Asset Management Agreement” y un contrato de Unión Transitoria de Empresas denominada “Capex – Trafigura – SLB – UT Agua del Cajón” , con la participación de la Sociedad en un 51%, Trafigura Argentina S.A. en un 30% y Schlumberger Argentina S.A. en un 19%.

Hacia fines de mes de abril de 2025 se finalizó la completación de los 4 pozos horizontales correspondientes al PAD 1060, con una longitud de entre 2800 y 3200 metros de rama lateral, y la totalidad de las etapas de estimulación hidráulica, según el programa estipulado. Por tal motivo, la Sociedad evaluó esta situación y habiéndose cumplido la totalidad de las condiciones que daban derecho a Capex al “Bono de acceso” previsto en los acuerdos con los socios, al 30 de abril de 2025 reconoció los ingresos netos de la baja de la porción de los derechos de concesión activados en el rubro Propiedad, planta y equipo, por $ 7.543.676 (Nota 11 - Otros egresos operativos netos). A la fecha de emisión de los presentes Estados financieros consolidados la Sociedad ha facturado el Bono de Acceso a los socios, quienes lo han convalidado en función de las condiciones previstas en los acuerdos. Actualmente el PAD 1060 se encuentra con una producción promedio inicial de acuerdo con lo esperado.

NOTA 41–ADQUISICIÓN DE NEGOCIOS Y CONCESIONES

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. e Hychico el 5% restante. La actividad principal de la sociedad es el desarrollo de proyectos de generación de energía eléctrica a través de fuentes renovables. Capex realizó el análisis de la combinación de negocios surgida de esta adquisición registrando un activo intangible fruto de esta evaluación que asciende a $ 598.666, la cual se encuentra registrada en el rubro Activos intangibles.

4SOLAR obtuvo de parte de CAMMESA las asignaciones de “prioridad de despacho” en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), para los futuros proyectos de su propiedad hasta 20 MW, lo cual 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. 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.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

(Socia) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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Notas a los Estados Financieros Separados

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

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.

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

4SOLAR obtuvo en el mes de junio de 2025 la habilitación comercial de su 50% de capacidad de generación. Si bien el parque se encuentra con generación plena a partir del mes de junio 2025, se espera contar con la habilitación comercial total en el mes de julio 2025. Dicha central genera energía eléctrica a partir de la irradiación solar como fuente de energía renovable. La energía generada es evacuada al SADI (Sistema Argentino de Interconexión) y su comercialización se realiza mediante la celebración de Contratos de Abastecimiento en el Mercado a Término (MATER) previsto en el Mercado Eléctrico Mayorista. Actualmente, se cuenta con contratos de provisión por un plazo promedio de 5 años firmados con Arcos Dorados S.A., Sika Argentina S.A., Autobat S.A.C.I e Interpack S.A., entre otras.

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

NOTA 42 – CAPITAL DE TRABAJO NEGATIVO

Al 30 de abril de 2025, la Sociedad presenta un capital de trabajo negativo de aproximadamente $ 132.115 millones, debido al incremento de los pasivos relacionados con las inversiones en Propiedad, planta y equipo.

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 43 – HECHOS POSTERIORES

Con fecha 9 de junio de 2025, el Directorio de Capex aprobó la Emisión de una o más clases de Obligaciones Negociables Simples por un valor nominal de hasta US$ 40.000.000 ampliable hasta US$ 80.000.000 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 17 de junio de 2025 la Sociedad emitió Obligaciones Negociables Clase XI con las principales características:

Monto de la Emisión: US$ 45.097.020. Fecha de Emisión: 17 de junio de 2025. Fecha de Vencimiento: 17 de junio de 2028. Precio de Emisión: 100% Tasa de interés: 7,75% nominal anual.

Fechas de Pago de Intereses: devenga intereses compensatorios pagaderos por períodos de tres meses, a partir de la fecha de la firma y hasta el repago total. Las fechas de pago de los intereses será los días 17 de septiembre, 17 de diciembre, 17 de marzo y 17 de junio de cada año, a partir del 17 de septiembre de 2025. Amortización: el capital se amortizará en una única cuota al vencimiento.

Véase nuestro informe de fecha Véase nuestro informe de fecha 8 de julio de 2025 8 de julio de 2025 COMISIÓN FISCALIZADORA

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