Capex S.A. — Interim / Quarterly Report 2008

Mar 10, 2008

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 10 de marzo de 2008

Señor

Gerente de Fiscalización de la

Bolsa de Comercio de Buenos Aires

Presente

At.: Dr. Roberto Chiaramoni

Ref.: Art. 63 del Nuevo Reglamento de Cotización

De nuestra mayor consideración:

Hacemos saber que en su reunión del día 7 de marzo de 2008, el Directorio de esta Sociedad ha aprobado la información relativa a la reseña informativa, los estados contables y demás documentación correspondiente al tercer trimestre del vigésimo ejercicio económico a finalizar el 30 de abril de 2008.

Por consiguiente, el Directorio pone en conocimiento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires la información resumida más relevante, así como un análisis de los negocios de la Sociedad y sus perspectivas, para conocimiento de los accionistas y demás interesados.

1. La pérdida por el período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2008 ascendió a $ 6.833.232. La misma corresponde a resultados ordinarios.

2) La composición del Patrimonio Neto al 31 de enero de 2008 es la siguiente:

Tabla Nº 1

3) La estructura patrimonial sintética expresada en $miles comparativa es la siguiente:

Tabla Nº 2

(1) Información consolidada con Servicios Buproneu S.A., según sus estados contables al 31 de diciembre de 2007, 2006, 2005, 2004 y 2003

(2) Información consolidada con Hychico S.A. según sus estados contables al 31 de diciembre de 2007

4) La estructura de resultados expresada en $miles comparativa es la siguiente:

Tabla Nº 3

(*) Netas de los gastos de transporte por venta de energía eléctrica a término

(1) Información consolidada con Servicios Buproneu S.A., según sus estados contables al 31 de diciembre de 2007, 2006, 2005, 2004 y 2003

5) Datos estadísticos comparativos:

Tabla Nº 4

	31/01/08	31/01/07	31/01/06	31/01/05	31/01/04
Ventas de energía en miles de MWh	3.562	1.707	2.350	3.280	3.483
Ventas de petróleo en el mercado local en m3 (1)	82.290	88.712	88.264	81.322	80.351
Ventas de gas en miles de m3	-	280.130	140.370	-	-
Ventas de propano en el mercado local en tn	15.724	12.528	12.583	11.892	16.460
Ventas de propano en el mercado extranjero en tn	8.672	13.236	13.114	15.325	11.301
Ventas de butano en el mercado local en tn	15.183	15.510	14.890	15.715	16.196
Ventas de butano en el mercado extranjero en tn	1.105	1.463	1.763	1.968	1.591
Producción de energía en miles de MWh	3.652	1.756	2.385	3.339	3.538
Producción de petróleo en m3	49.644	57.406	54.221	46.299	42.090
Producción de gas en miles de m3	666.483	748.424	812.862	852.946	820.818
Producción de propano en tn	24.437	25.501	25.634	27.358	27.663
Producción de butano en tn	16.315	16.937	16.669	17.662	17.954
Producción de gasolina en m3 (1)	27.749	28.373	28.452	28.487	27.596
Compra de energía en miles de MWh (GUMA)	20	18	33	52	59
Compra de gas en miles de m3	270.281	43.600	-	1.305	79.119
Ventas de energía en $miles	300.907	115.737	118.656	128.623	102.419
Ventas de petróleo en el mercado local en $miles	69.631	72.473	63.679	49.061	37.177
Ventas de gas en $miles	-	53.649	22.762	-	-
Ventas de propano en el mercado local en $miles	14.606	10.242	8.982	10.071	10.753
Ventas de propano en el mercado extranjero en $miles	18.275	21.196	18.671	17.168	8.662
Ventas de butano en el mercado local en $miles	12.517	10.552	9.821	9.852	9.998
Ventas de butano en el mercado extranjero en $miles	2.139	2.349	2.421	2.130	1.213
Precio de venta promedio de energía por MWh	84,5	67,8	50,5	39,2	29,4
Precio de venta promedio de petróleo por m3 en el mercado local	846,2	816,9	721,5	603,3	462,7
Precio de venta promedio de gas por m3	-	191,5	162,2	-	-
Precio de venta promedio de propano en el mercado local por tn	928,9	817,5	713,8	846,9	653,3
Precio de venta promedio de propano en el mercado extranjero por tn	2.107,4	1.601,4	1.423,8	1.120,3	766,5
Precio de venta promedio de butano en el mercado local por tn	824,4	680,3	659,6	626,9	617,3
Precio de venta promedio de butano en el mercado extranjero por tn	1.935,7	1.605,6	1.373,2	1.082,3	762,4

(1) Incluye 28.019 m3, 28.532 m3, 28.449 m3, 28.246 m3 y 27.660 m3 de gasolina al 31 de enero de 2008, 2007, 2006, 2005 y 2004, respectivamente vendidos como petróleo.

(2) La gasolina al 31 de enero de 2008, 2007, 2006, 2005 y 2004 respectivamente, se ha vendido como petróleo.

6) Indices

Tabla Nº 5

(a) Información consolidada con Servicios Buproneu S.A., según sus estados contables al 31 de diciembre de 2007, 2006, 2005, 2004 y 2003

(b) Información consolidada con Hychico S.A. según sus estados contables al 31 de diciembre de 2007

(1)	Activo corriente
	Pasivo corriente

(2)	Patrimonio Neto
	Pasivo Total

(3)	Activo no corriente
	Total del Activo

7) Resultado acumulado al 31 de enero de 2008:

La ganancia bruta del período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2008 fue del 30,4 % sobre las ventas netas y la pérdida final ascendió al 1,6 % de las mismas.

Las ventas netas ascendieron a $miles 418.075. La composición de las ventas en los distintos productos es la que se detalla a continuación:

	31/01/08		31/01/07
Producto	$miles	%	$miles	%
Energía	300.907	72,0	115.737	40,5
Petróleo	69.631	16,7	72.473	25,3
Gas	-	-	53.649	18,7
Propano	32.881	7,8	31.438	11,0
Butano	14.656	3,5	12.901	4,5
Total	418.075	100,0	286.198	100,0

Las ventas netas del período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2008 se incrementaron en un 46,1 % respecto del mismo período del ejercicio anterior. El comportamiento de cada uno de los productos fue el siguiente:

a) Energía:

Las ventas de energía medida en GWh aumentaron en un 108,7 % pasando de 1.707 al 31 de enero de 2007 a 3.562 al 31 de enero de 2008, como consecuencia del la mayor generación de la central con respecto al mismo período del ejercicio anterior. Esta mayor generación es consecuencia directa de la suspensión de tres hitos que no sucedieron en el período que finaliza y que son los que se detallan a continuación:

1. La venta en forma directa de una parte del gas producido, debido al nuevo marco regulatorio del mercado eléctrico que limitaba la venta del mismo.
2. los mantenimientos programados de la central que dejaron en el período anterior la planta fuera de servicio y
3. algunos problemas operativos sucedidos luego de la parada programada de las turbinas que afectaron su productividad.

Las ventas de energía medidas en pesos aumentaron en $miles 185.170, representando un 160,0 % con respecto al mismo período del ejercicio anterior. Este incremento se debió principalmente al aumento en los precios mayoristas de la energía eléctrica y a un mayor volumen de ventas registrado por los motivos indicados anteriormente. A pesar de que los precios se encuentran fijados bajo ciertos parámetros por decisión del gobierno nacional, se permitió el traslado de algunos mayores costos, principalmente el aumento del precio del combustible que, junto con el comportamiento de la mayor demanda de energía por parte del mercado, se tradujeron en un aumento en los precios.

En el período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2008 se han vendido GWh 3.562 (miles de megavatios hora), lo que representa un promedio de 396 GWh por mes. Comparando este promedio con el alcanzado durante el mismo período del ejercicio anterior (190 GWh), observamos un aumento del 108,7%.

b) Petróleo:

Las ventas de petróleo del período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2008 disminuyeron en $miles 2.842, representando una disminución del 4,0 % con respecto al mismo período del ejercicio anterior. Esta disminución se debió a la baja en el volumen vendido del producto de un 7,2 % pasando de 88.712 m3 al 31 de enero de 2007 a 82.290 m3 al 31 de enero de 2008. Esta disminución en el volumen vendido se vio compensada por un aumento en el precio del 3,6 % como consecuencia del aumento del WTI.

La producción de petróleo disminuyó un 13,5 %, de 57.406 m3 al 31 de enero de 2007 a 49.644 m3 al 31 de enero de 2008, como consecuencia de la menor cantidad de condensado extraído debido a los trabajos de reparación de los pozos.

c) Gas:

Durante el período de nueve meses finalizado al 31 de enero de 2008 no se han registrado ventas de gas debido a la disminución de la producción de gas y a que la misma fue demandada en su totalidad para la generación de energía eléctrica. La venta de gas para el período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2007 ascendió $miles 53.649.

La producción de gas disminuyó en 81.941 miles de m3, es decir, un 10,9 % como consecuencia de los trabajos de reparación de ciertos pozos que los mantuvo fuera de producción, si comparamos la correspondiente al período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2008 con la producción acumulada del mismo período del ejercicio anterior.

d) Propano, butano y gasolina:

• Las ventas de propano en el período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2008 aumentaron en $miles 1.443 con respecto al mismo período del ejercicio anterior, como consecuencia del aumento global del precio promedio de ventas en un 10,4 %, pasando de $promedio/tn 1.220,2 al 31 de enero de 2007 a $promedio/tn 1.347,8 al 31 de enero de 2008, compensado con una disminución del volumen vendido en un 5,3 %.
• Las ventas de butano en el período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2008 aumentaron en $miles 1.755 con respecto al mismo período del ejercicio anterior, como consecuencia de un aumento global del precio promedio de ventas de un 18,3 %, pasando de $promedio/tn 760,1 al 31 de enero de 2007 a $promedio/tn 899,8 al 31 de enero de 2008, todo ello compensado con una disminución del volumen vendido en un 4,0 %.
• No se han registrado ventas de gasolina al 31 de enero de 2008 ya que 28.019 m3 fueron blendeados y vendidos con el petróleo por razones de mercado. Asimismo no se han registrado ventas de gasolina al 31 de enero de 2007 por los mismos motivos expuestos anteriormente.

El costo de ventas del período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2008 ascendió a $miles 290.818, representando el 69,6 % sobre las ventas netas, mientras que en el mismo período del ejercicio anterior ascendió a $miles 204.151, representando el 71,3 % sobre las ventas. El aumento del 42,5 % en el costo de ventas fue generado principalmente por:

• las mayores amortizaciones de los bienes que amortizan por agotamiento, como consecuencia del nuevo informe de reservas al 30 de abril de 2007,
• un incremento de los costos laborales,
• las mayores compras de gas como consecuencia de la disminución de la producción del mismo,
• las mayores compras de energía necesarios para cubrir la demanda comprometida, y
• el incremento en los costos de los servicios petroleros.

Los gastos de comercialización fueron de $miles 37.765, representando un 9,0% sobre las ventas netas. Con respecto al mismo período del ejercicio anterior éstos aumentaron un 3,2 %, principalmente como consecuencia del mayor devengamiento del impuesto a los ingresos brutos como consecuencia de la mayor facturación.

Los gastos de administración del período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2008 ascendieron a $miles 21.912, representando un 5,2 % respecto de las ventas netas. Con respecto al mismo período del ejercicio anterior, éstos aumentaron un 19,3 %, como consecuencia de los mayores gastos, en particular los laborales, y comisiones bancarias devengadas, entre otros.

Los resultados financieros y por tenencia arrojaron un saldo negativo de $miles 31.667, mientras que en el mismo período del ejercicio anterior fueron positivos por $miles 1.222. Las causas principales de la variación negativa de $ miles 32.889 con respecto al mismo período del ejercicio anterior principalmente son:

	Concepto	Variación en $miles
(i)	Comisiones abonadas como consecuencia de la refinanciación de los pasivos financieros	(16.565)
(ii)	Intereses devengados por la deuda bancaria y colocaciones (neto)	(23.297)
(iii)	Impuesto a los débitos y créditos (abonados como consecuencia del pago de la deuda refinanciada y la recepción de los fondos nuevos)	(4.470)
(iv)	Retención de ganancias beneficiarios de exterior (relacionadas con las comisiones abonadas)	(2.699)
(v)	Variación del tipo de cambio de la moneda extranjera	(5.638)
(vi)	Variación del resultado por tenencia	(2.529)
(vii)	Previsiones	(1.407)
(viii)	Descuento de créditos y deudas	23.716
	Total	(32.889)

La Sociedad se encuentra fuertemente endeudada en dólares estadounidenses a largo plazo y por lo tanto los rubros más sensibles, frente a un aumento del tipo de cambio, son los intereses devengados y la diferencia de cambio. Si observamos la variación en la cotización de la moneda extranjera entre mayo 2007 y enero 2008 ésta aumentó un 2,1 %, en tanto en el mismo período del ejercicio anterior la misma aumentó un 1,9 %.

Los otros egresos netos fueron negativos por $miles 27.776, fundamentalmente por el devengamiento del SWAP de tasa LIBO contratado por la Sociedad con el objetivo de reducir su exposición a variaciones negativas en la evolución de la tasa de interés y el cargo a resultado de los gastos incurridos en la licitación de áreas que no resultaron otorgadas a la Sociedad. En el mismo período del ejercicio anterior los otros egresos netos fueron negativos por $miles 21.287 debido fundamentalmente a la previsión de regalías hidrocarburíferas.

Evolución Patrimonial

Al 31 de enero de 2008 el activo no corriente aumento en $miles 14.252 en comparación con el 31 de enero de 2007. Las causas principales de esta variación son los incrementos netos en créditos por ventas, bienes de cambio y activos intangibles por $miles 18.945, $miles 4.056 y $miles 43.912, respectivamente, compensado con la disminución neta en otros créditos y bienes de uso por $miles 27.822 y $miles 24.840, respectivamente.

El pasivo aumentó en $miles 74.699, lo que representa un incremento del 7,9 % con respecto al mismo período del ejercicio anterior, como consecuencia principalmente del incremento de la deuda financiera debido a la refinanciación de las Obligaciones Negociables con la suscripción de los dos préstamos cuyo desembolso se produjo el 18 de julio de 2007, incremento en el pasivo impositivo, de las cuentas por pagar y el incremento de otros pasivos como consecuencia de la contabilización del valor actual del seguro de tasa libo contratado, todo ello compensado por una disminución de las previsiones de regalías de hidrocarburos. Los préstamos mencionados son los siguientes:

1. préstamo no garantizado en dólares estadounidenses por una suma de US$ 238.339.978 destinado al prepago de las Obligaciones Negociables de fecha 21 de septiembre de 2005, y
2. préstamo no garantizado en dólares estadounidenses por una suma de US$ 11.660.022 para la compra de activos no financieros.

Las sumas desembolsadas devengarán intereses compensatorios pagaderos por períodos de seis meses, a partir del desembolso, a una tasa variable equivalente a LIBO para un período seis meses más una tasa del 3,80% nominal anual. Asimismo se prevé un interés moratorio del 2 % sobre los montos que pudieran adeudarse en caso de incumplimiento de pago de cada préstamo. El capital desembolsado será amortizado en nueve cuotas semestrales iguales y consecutivas con tres años de gracia.

La política general de la Sociedad, a efectos de minimizar los riesgos financieros que afronta, consiste en generar previsibilidad en la tasa de interés de su deuda financiera para quitarle, de esta forma, volatilidad a su política de inversiones y dividendos.

Asimismo, con el objeto de fijar la tasa LIBO de los préstamos no garantizados por US$ 238.339.978 y US$ 11.660.022 otorgados por El Deutsche Bank AG en julio de 2007, el 22 de octubre de 2007 la Sociedad contrató con Deutsche Bank AG un “Swap de tasa LIBO” sobre el 50 % del monto de la deuda y que vence el 18 de julio de 2014. La tasa asegurada para todo el período es de 4,75%.

8) Perspectivas

Cambio en el marco regulatorio del sector petrolero

Mediante la Resolución N° 394/2007, que entró en vigencia el 17 de noviembre de 2007, el Ministerio de Economía y Producción modifica los derechos de exportación aplicables a un conjunto de hidrocarburos, entre ellos el petróleo crudo que comercializa la Sociedad.

Esta resolución deroga la Resolución N° 532/2004, en virtud de la cual se fijó el derecho de exportación del 25 % a los fines de gravar la exportación de petróleo crudo en los casos en que el precio West Texas Intermediate (WTI) del barril sea igual o inferior a US$ 32. Si el precio WTI del barril era mayor a US$ 32, al derecho de exportación mencionado se le adicionaban alícuotas entre el 3 % y el 20 % en base al precio WTI del barril.

La Resolución N° 394/2007 establece que los derechos de exportación pasan a calcularse en función de la siguiente fórmula, cuando el WTI supere o iguale el valor de referencia:

d =	Pi - VC	x 100
VC

d= Derecho de exportación / Pi= Precio internacional / VC= Valor de corte

Asimismo establece que el valor de corte es de US$ 42 por bbl y el valor de referencia de US$ 60,9 por bbl. Si el precio internacional es menor al precio de referencia, se aplicará una alícuota del 45%.

Con esta modificación el petróleo pasará a abonar un derecho de exportación creciente a medida que aumenta el valor del WTI.

Inversión en Hychico S.A.

La Sociedad realizó aportes irrevocables de capital a cuenta de futuras suscripciones de acciones en Hychico S.A. (Hychico) por la suma de $17.395.000. Los mismos fueron capitalizados obteniendo una participación igual al 70% del Capital Social de Hychico.

Cabe aclarar que Hychico es una sociedad dedicada al desarrollo de proyectos energéticos sobre la base de energías renovables y actualmente se encuentra desarrollando en Comodoro Rivadavia, Provincia del Chubut, (i) un proyecto que consiste en la construcción y puesta en Operación Comercial de un Parque Eólico cuya Potencia Total Instalada sería de aproximadamente 6.000 KW (el “Parque Eólico”) y (ii) una planta de producción de hidrogeno y oxígeno (la “Planta”). Cuando los mismos sean puestos en marcha permitirán la obtención de certificados de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero bajo el Protocolo de Kyoto.

El Parque Eólico producirá aproximadamente 21,6 GWh de energía eléctrica por año a ser inyectados en el Mercado Eléctrico Mayorista conectado al Sistema Interconectado Nacional a través del Sistema de Transmisión Patagónico en 132 KV . Se estima que el Parque Eólico se encontrará operativo para el segundo trimestre del año 2009.

La Planta, por su parte, producirá hidrógeno y oxígeno por medio del proceso de electrólisis del agua, proceso en el cual se consumiría 650 KW y se producirían 850.000 metros cúbicos de hidrógeno y 425.000 metros cúbicos de oxígeno por año. Se estima que la Planta se encontrará operativa durante el primer semestre del año 2008.

Nuevo marco regulatorio del sector eléctrico

A partir de diciembre de 2001, las autoridades nacionales implementaron diversas medidas de carácter monetario y de control de cambios. Además, el 6 de enero de 2002, el Congreso de la Nación sancionó la Ley N° 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Sector Cambiario (la “Ley de Emergencia”) que, entre otras cuestiones, pesificó las tarifas de los servicios públicos a la relación de un peso por cada dólar y derogó las cláusulas de ajuste en divisas extranjeras y las cláusulas indexatorias.

Desde enero de 2002 y con fundamento en la Ley de Emergencia, CAMMESA procedió a: considerar convertidas a pesos todas las variables económicas dispuestas en la normativa del mercado eléctrico, solicitar declaraciones y redeclaraciones de costos de producción y efectuar el cálculo y la sanción de precios de energía y las liquidaciones de operaciones en el mercado eléctrico mayorista (“MEM”).

Mediante la Resolución de la Secretaría de Energía (SE) N° 2/02 del 14 de marzo de 2002, la SE consideró definitivos los valores de las transacciones económicas fijados por CAMMESA entre el 6 de enero de 2002 y la fecha de la Resolución, y modificó la regulación del mercado eléctrico hasta la finalización del Período Estacional del Invierno de 2002 al disponer:

1. la pesificación de la remuneración de la potencia y el costo de le energía no suministrada y del resto de las variables económicas establecidas en la reglamentación del MEM, y
2. la consideración de los costos variables de producción (“CVP”) declarados en el año 2001 para el cálculo del Precio Estacional a abonar por los distribuidores, a fin de limitar la variación de las tarifas como efecto de la devaluación del peso.

Por otra parte, desde abril de 2002 y hasta la fecha de los presentes estados contables, la SE fue emitiendo resoluciones que regularon las normas del despacho y sanción de precios en cada Período Estacional. A continuación se describen brevemente las principales modificaciones.

• Modificaciones a la normativa del MEM

A través de diversas Resoluciones, la SE ha establecido precios máximos de la energía y ha excluido para la fijación de dichos precios, ciertos costos (CVP y valor del agua) en el supuesto que dichos costos excedan los costos reconocidos por la SE. Asimismo, los pagos por potencia fueron pesificados, modificando también la remuneración de la potencia, separándola del pago de la energía e introduciendo nuevos conceptos de remuneración por reservas de potencia de corto y mediano plazo.

La Resolución SE N° 126/02 ha modificado el criterio para la determinación del Precio Spot de la energía en el mercado eléctrico, permitiendo a los generadores declarar como CVP los siguientes conceptos: (a) costo variable del combustible entregado en la Central; (b) costos variables de mantenimiento y (c) otros costos variables no combustibles. Es decir que la sanción de precios se realizará en función del menor de entre los CVP y los máximos reconocidos para cada unidad generadora, manteniendo el precio máximo del mercado spot en $120 el MWH en condiciones normales.

Los precios spot se fijan bajo el “supuesto” de que todas las máquinas disponibles poseen gas para el abastecimiento de la demanda. Aquellas unidades que consuman combustibles líquidos o mezcla no fijan precio, reconociéndoles la diferencia entre el precio de mercado (sancionado con gas) y su costo (en base al combustible real consumido) como “Sobrecostos Transitorios de Despacho”. Asimismo, las centrales hidroeléctricas no fijan precio spot. Su vigencia será hasta que la SE disponga su levantamiento.

La Resolución SE N° 93/04 y luego las Resoluciones SE Nos. 842/04 y 1434/04, establecieron precios estacionales de la potencia y la energía con un incremento parcial a los usuarios no residenciales.

A pesar de los incrementos parciales en los precios estacionales por categoría de demanda, el precio resultante equivalente para toda la demanda agregada resulta insuficiente, y de no producirse un aumento sustancial en los precios estacionales de energía, el Fondo de Estabilización continuará aumentando su actual déficit más o menos aceleradamente dependiendo de la menor o mayor disponibilidad de gas para la industria eléctrica.

Como consecuencia del acuerdo celebrado con la Unión Industrial Argentina, el Gobierno Nacional por intermedio de la SE, emitió la Resolución N° 1281/06, que entró en vigencia el 1 de noviembre de 2006, estableciendo un orden de prioridades para el suministro eléctrico en el caso de tener que aplicar restricciones y creó la figura de la Energía Plus.

Los puntos más relevantes son:

1. Se establece la prioridad en el abastecimiento de la energía eléctrica para el consumo residencial y aquellos consumidores cuya demanda no supere los 300 KW de potencia (comercio y pequeñas industrias):
2. Para aquellos consumidores cuyo consumo supere los 300 KW de potencia, sólo podrán contratar respaldo físico por el consumo registrado en el año 2005 (Demanda Base);
3. Se crea el Servicio Energía Plus, que consiste en la oferta de disponibilidad de generación adicional por parte de Agentes Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores, que al 5 de septiembre de 2006 no sean agentes del MEM, o no cuenten con las instalaciones de generación a comprometer para este servicio adicional, o que a dicha fecha, éstos no se encuentren interconectados;
4. Los demandantes del Servicio Energía Plus serán los clientes cuyo consumo se ubique por encima de los 300 kw de potencia, para respaldar su abastecimiento por sobre lo efectivamente demandado en el año 2005;
5. A los fines de la Energía Plus, en el contrato de abastecimiento que firmen los generadores y sus clientes, por la potencia adicional acordada, se establecerá como contraprestación un precio monómico compuesto por los costos asociados a su generación y un margen de utilidad que será definido por la SE.

Como consecuencia de lo expresado queda determinado que la generación existente de Capex SA, cuya habilitación es anterior al dictado de esta norma, sólo puede abastecer con “respaldo físico” a agentes demandantes del MEM con los que cuente con contratos de abastecimiento, hasta un tope determinado por la demanda del mismo cliente del año 2005. Como se ha indicado, esta modificación sólo afecta el respaldo físico; por lo tanto, no hay afectación en los montos y volúmenes involucrados en los contratos pactados por la Sociedad.

El 25 de octubre de 2007, la SE publicó la Nota S.E. 1134, incrementando sustancialmente los valores tope del CVP que se declaran a CAMMESA para los costos de operación y mantenimiento y otros no combustibles de las unidades térmicas de generación para cuando utilizan combustible líquido. Adicionalmente se establece que las unidades térmicas que generan con gas natural, tendrán un ingreso mínimo de $5 el MWh en aquellos momentos en los que la diferencia entre el precio spot en el nodo del generador y el CVP máximo reconocido resulte menor a ese mínimo.

Esta última remuneración, por ser un ingreso adicional al CVP, es considerada dentro del inciso “C” del art. 4 de la Resolución SE 406/2003, detallada a continuación.

En septiembre de 2003 la SE dictó la Resolución Nº 406 que establece mecanismos transitorios para la asignación de los fondos cobrados por CAMMESA, fijando una serie de prioridades, privilegiando el pago de potencia y costos de generadores privados y transportistas, y saldos pendientes de acreencias. Los saldos pendientes de pago de cada mes se consolidarán y serán pagados cuando el fondo de estabilización posea el dinero suficiente. La vigencia de los mecanismos rige a partir de los vencimientos de septiembre de 2003 y hasta tanto la SE disponga lo contrario. En el presente período le han sido retenidos a la Sociedad fondos por $ 10,4 millones por este concepto.

• Fondo para inversiones necesarias que permitan incrementar la oferta de energía eléctrica en el mercado eléctrico mayorista (“FONINVEMEM”)

Ante la “crisis energética” del año 2004 y para hacer frente a la misma, en el mes de julio de 2004 la SE dictó la Resolución Nº 712 por medio de la cual crea un fondo para hacer inversiones necesarias que permitan incrementar la oferta de energía eléctrica en el MEM (FONINVEMEM). En la misma norma se invita a participar del fondo constituido a los generadores de energía que son acreedores de los saldos consolidados pendientes de pago del MEM (de la Resolución N° 406), con un porcentaje de dichas acreencias más las que se generen en el futuro por este concepto.

En agosto de 2004, la SE dictó la Resolución Nº 826 por medio de la cual se establece que los agentes acreedores del MEM que acepten participar del fondo de inversiones, podrán formar parte de la gestión de los proyectos conforme lo dicte la SE, la que conservará la capacidad de veto de las decisiones de este emprendimiento. Asimismo se establece que el fondo de inversiones se financiará con los saldos pendientes de pago que se generen en el período comprendido entre enero de 2004 y diciembre de 2006 inclusive, de acuerdo con lo establecido por la Resolución Nº 406 antes mencionada.

La Sociedad, en abril de 2005, decidió participar del fondo de inversiones FONINVEMEM, con el 65 % de las acreencias acumuladas (aplicación del inc “c” de la Resolución SE 406/03) por aplicación de la Resolución SE 826/04.

En octubre de 2005 y mediante la Resolución N° 1193, la SE invitó a participar en la gestión de la construcción, operación, mantenimiento y financiación de las centrales, estableciendo además un plan de pago para la restitución de los importes de las acreencias acumuladas en el FONINVEMEM. La Sociedad optó por no participar en dicha gestión.

El 29 de noviembre de 2005, la Secretaría de Energía, a través de la Resolución N° 1866, estableció el “Cargo transitorio para la conformación del FONINVEMEM” con el objeto de complementar los aportes de capital que realicen los agentes acreedores del MEM. Dicho cargo será aplicado a la totalidad de la energía eléctrica consumida por los agentes demandantes del MEM (usuarios finales) por un plazo de sesenta meses.

• FONINVEMEM II

El 31 de mayo de 2007 la SE publicó la Resolución SE 564/07, la cual convoca a los Agentes Privados Acreedores del MEM a manifestar su decisión de participar en el FONINVEMEM 2007, teniendo que optar por una de las siguientes tres alternativas:

1. aporte del 50% del total de sus Acreencias durante el período comprendido entre enero y diciembre 2007 inclusive, o
2. aporte del 50% del total de sus Acreencias durante el mencionado período y asumir el compromiso de incrementar su participación en el financiamiento sobre el total del saldo restante a financiar para completar las obras, o
3. No participar.

El 15 de junio de 2007 nuestra empresa adhirió a la opción 1) antes indicada adicionando las acreencias acumuladas por el FONINVEMEM I.

La empresa recibirá, a partir de la habilitación comercial de las centrales del FONINVEMEM, en 120 cuotas mensuales, iguales y consecutivas, la devolución de sus acreencias del mencionado período, convertidas a dólares estadounidenses, con un rendimiento anual equivalente al obtenido de aplicar una tasa anual de LIBO + 2 puntos o LIBO + 1,5 puntos dependiendo del nivel de adhesión. En estos casos, los agentes no recibirán participación accionaria adicional por sus aportes.

Desde su aporte y hasta la habilitación comercial de las centrales, las acreencias devengarán, en pesos:

1. Una tasa de interés equivalente al rendimiento medio mensual obtenido por CAMMESA en sus colocaciones financieras.
2. Una vez transferidas a los fideicomisos de las centrales, el rendimiento obtenido por éstos.

Debido a estos cambios los saldos acumulados por el concepto de FONINVEMEM fueron expuestos en créditos por ventas no corrientes y valuados según lo indicado en Nota 3.d).

• Disposiciones sobre gas natural

Ante las dificultades presentadas para la obtención de contratos directos entre Agentes Generadores y Productores de Gas, la autoridad de aplicación emitió la Resolución SE 925/05, la cual habilita a los Generadores a realizar Ofertas Irrevocables Estandarizadas (OIE) de acuerdo con las características pre-establecidas en la Resolución SE 752/05 del mercado de Gas.

La Resolución SE 752/05 establece precios máximos y condiciones estandarizadas para adquisición del combustible y un mecanismo por el cual se obliga a los productores – exportadores de Gas a satisfacer las OIE presentadas, convirtiéndose las mismas, en Inyecciones Adicionales Permanentes (IAP).

Con el objeto de complementar las compras de gas que realicen los Generadores, la SE emitió la Resolución SE 1810/05, la cual instruye a CAMMESA a realizar OIE, en los términos establecidos en la Resolución SE 925/05, por los volúmenes que le indique la Secretaría de Energía.

El 13 de junio de 2007 la SE publicó la Resolución 599/07, la cual homologa el “Acuerdo con Productores de Gas Natural 2007-2011”, al cual la Sociedad se suscribió, tendiente a la satisfacción de la demanda doméstica. El acuerdo establece los volúmenes de gas que cada productor debe aportar al mercado interno, discriminado por tipo de demanda, desde el año 2007 hasta el año 2011, y establece la posibilidad de determinar contractualmente los precios aplicables al gas natural, en función de las pautas de precio establecidas en el mismo.

Reservas de petróleo y gas

Netherland, Sewell & Associates Inc., consultores internacionales independientes, realizaron una auditoría de reservas en las áreas Agua del Cajón al 30 de abril de 2007. De ese estudio realizado surge que las reservas comprobadas variaron con respecto al informe anterior de fecha 30 de abril de 2006 (menos la producción acumulada al 30 de abril de 2007) según el siguiente detalle:

	Variación
Gas	-4,0 %
Petróleo	17,9 %
Gasolina	-23,1 %
Propano + butano	-23,0 %

Adquisición de nuevas áreas

Con fecha 19 de junio de 2007 la Sociedad suscribió un acuerdo con INTERENERGY ARGENTINA S.A en virtud del cual dicha empresa le ha cedido los Permisos de Exploración y Eventual Explotación, Transporte y Comercialización de Hidrocarburos en las áreas “Loma de Kauffman”, “Lago Pellegrini” y “Villa Regina” ubicadas en la Provincia de Río Negro, por un importe total de $ 10.786.497, sujeto a las siguientes condiciones para su validez entre las partes:

1°) Aprobación del acuerdo de cesión por el Comité de Auditoría de la Sociedad, en virtud de lo dispuesto por el artículo 73 del Decreto 677/01 “Régimen de Transparencia de la Oferta Pública. El Comité lo aprobó el 22 de junio de 2007.

2°) Presentación de la solicitud de aprobación de la cesión ante el Poder Ejecutivo de la Provincia de Río Negro de conformidad con lo dispuesto por los Contratos de Concesión correspondientes a cada uno de los permisos cedidos.

9) Cantidad de acciones

Al 31 de enero de 2008 el capital social de la Sociedad estaba compuesto por 179.802.282 acciones ordinarias clase “A” escriturales de V/N $1 cada una, con derecho a 1 voto por acción, de las cuales están pendientes de inscripción 119.868.188 acciones. Del total de acciones, el 67,58 %, es decir, 121.512.093 acciones pertenecen al grupo controlante de la sociedad.

10) Identificación del accionista controlante de la sociedad

El accionista controlante es Compañías Asociadas Petroleras S.A. con domicilio legal en Avenida Córdoba 948/950, piso 5, departamento C, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

11) Resolución de Presidencia N° 5/02 de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires

Cumpliendo con la Resolución de Presidencia N° 5/02 de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, informamos que la sociedad presenta resultados acumulados negativos por $ 6,8 millones y un Patrimonio Neto de $ 467,4 millones.

Sin otro particular, saluda a Ud. muy atentamente,

Alejandro Götz

Presidente