Capex S.A. — Interim / Quarterly Report 2009

Mar 13, 2009

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 12 de marzo de 2009

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 11 de marzo de 2009, 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 primer ejercicio económico a finalizar el 30 de abril de 2009.

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 del período finalizado el 31 de enero de 2009 ascendió a $ 31.611.331. La misma corresponde a resultados ordinarios.

2) La composición del Patrimonio Neto al 31 de enero de 2009 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 2008, 2007, 2006, 2005 y 2004

(2) Información consolidada con Hychico S.A. según sus estados contables al 31 de diciembre de 2008

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 2008, 2007, 2006, 2005 y 2004

(2) Información consolidada con Hychico S.A. según sus estados contables al 31 de diciembre de 2008

5) Datos estadísticos comparativos:

Tabla Nº 4

	31/01/09	31/01/08	31/01/07	31/01/06	31/01/05
Ventas de energía en miles de MWh	3.312	3.562	1.707	2.350	3.280
Ventas de petróleo en el mercado local en m3 (1)	73.379	82.290	88.712	88.264	81.322
Ventas de gas en miles de m3	-	-	280.130	140.370	-
Ventas de propano en el mercado local en tn	11.969	15.724	12.528	12.583	11.892
Ventas de propano en el mercado extranjero en tn	11.750	8.672	13.236	13.114	15.325
Ventas de butano en el mercado local en tn	12.667	15.183	15.510	14.890	15.715
Ventas de butano en el mercado extranjero en tn	3.090	1.105	1.463	1.763	1.968
Producción de energía en miles de MWh	3.407	3.652	1.756	2.385	3.339
Producción de petróleo en m3	44.199	49.644	57.406	54.221	46.299
Producción de gas en miles de m3	613.228	666.483	748.424	812.862	852.946
Producción de propano en tn	23.747	24.437	25.501	25.634	27.358
Producción de butano en tn	15.735	16.315	16.937	16.669	17.662
Producción de gasolina en m3 (2)	27.017	27.749	28.373	28.452	28.487
Compra de energía en miles de MWh (GUMA)	36	20	18	33	52
Compra de gas en miles de m3	277.348	270.281	43.600	-	1.305
Ventas de energía en $miles	306.521	300.907	115.737	118.656	128.623
Ventas de petróleo en el mercado local en $miles	70.994	69.631	72.473	63.679	49.061
Ventas de gas en $miles	-	-	53.649	22.762	-
Ventas de propano en el mercado local en $miles	11.039	14.606	10.242	8.982	10.071
Ventas de propano en el mercado extranjero en $miles	24.500	18.275	21.196	18.671	17.168
Ventas de butano en el mercado local en $miles	8.811	12.517	10.552	9.821	9.852
Ventas de butano en el mercado extranjero en $miles	6.245	2.139	2.349	2.421	2.130
Precio de venta promedio de energía por MWh	92,5	84,5	67,8	50,5	39,2
Precio de venta promedio de petróleo por m3 en el mercado local	967,5	846,2	816,9	721,5	603,3
Precio de venta promedio de gas por m3	-	-	191,5	162,2	-
Precio de venta promedio de propano en el mercado local por tn	922,3	928,9	817,5	713,8	846,9
Precio de venta promedio de propano en el mercado extranjero por tn	2.085,1	2.107,4	1.601,4	1.423,8	1.120,3
Precio de venta promedio de butano en el mercado local por tn	695,6	824,4	680,3	659,6	626,9
Precio de venta promedio de butano en el mercado extranjero por tn	2.021,0	1.935,7	1.605,6	1.373,2	1.082,3

(1) Incluye 26.967 m3, 28.019 m3, 28.532 m3, 28.449 m3 y 28.246 m3 de gasolina al 31 de enero de 2009, 2008, 2007, 2006 y 2005, respectivamente vendidos como petróleo.

(2) La gasolina al 31 de enero de 2009, 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 2008, 2007, 2006, 2005 y 2004

(b) Información consolidada con Hychico S.A. según sus estados contables al 31 de diciembre de 2008

(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 2009:

La ganancia bruta del período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2009 fue del 29,0 % sobre las ventas netas y la pérdida final ascendió al 7,4 % de las mismas.

Las ventas netas ascendieron a $miles 428.110. La composición de las ventas en los distintos productos es la que se detalla a continuación:

	31/01/09		31/01/08
Producto	$miles	%	$miles	%
Energía	306.521	71,6	300.907	72,0
Petróleo	70.994	16,6	69.631	16,7
Propano	35.539	8,3	32.881	7,8
Butano	15.056	3,5	14.656	3,5
Total	428.110	100,0	418.075	100,0

Las ventas netas del período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2009 se incrementaron en un 2,4 % 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 disminuyeron en un 7,0 % pasando de 3.562 (o un promedio de 396 GWh por mes) al 31 de enero de 2008 a 3.312 (o un promedio de 368 GWh por mes) al 31 de enero de 2009, como consecuencia de los mantenimientos mayores programados a los que fue sometida la central, que produjeron una menor generación con respecto al mismo período del ejercicio anterior. Estos mantenimientos son los que permiten mantener la capacidad productiva de la central.

Las ventas de energía medidas en pesos aumentaron en $miles 5.614, representando un 1,9 % con respecto al mismo período del ejercicio anterior. Este incremento se debió principalmente al aumento en los precios mayoristas de la energía eléctrica. 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 se tradujo en un aumento en los precios.

b) Petróleo:

Las ventas de petróleo del período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2009 aumentaron en $miles 1.363, representando un aumento del 1,9 % con respecto al mismo período del ejercicio anterior. Este aumento se debió al incremento en el precio del 14,3 % que compensó el menor volumen vendido de un 10,8 % pasando de 82.290 m3 al 31 de enero de 2008 a 73.379 m3 al 31 de enero de 2009. El incremento del precio de venta promedio se debe a que en el período que finaliza los valores promedio del WTI fueron superiores a los registrados en el período finalizado el 31 de enero de 2008.

La producción de petróleo disminuyó un 11,0 %, de 49.644 m3 al 31 de enero de 2008 a 44.199 m3 al 31 de enero de 2009. Esta disminución se debió a la menor cantidad de condensado extraído en el período que finaliza como consecuencia de que no se contó con la producción extraordinaria del pozo ADC-1010 ni tampoco se han realizado, por decisión técnica, los trabajos de optimización de los pozos que se habían traducido en un incremento de la producción en el trimestre finalizado a enero 2008.

c) Gas:

Las ventas de gas se suspendieron desde el ingreso en vigencia del acuerdo de productores de gas natural 2007-2011 según surge de la Resolución de la SE 599/2007.

La producción de gas disminuyó en 53.255 miles de m3, es decir, un 7,8 %, como consecuencia de la declinación en la producción del yacimiento.

d) Propano, butano y gasolina:

• Las ventas de propano en el período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2009 aumentaron en $miles 2.658 con respecto al mismo período del ejercicio anterior, como consecuencia del aumento global del precio promedio de ventas en un 11,1 %, pasando de $promedio/tn 1.347,8 al 31 de enero de 2008 a $promedio/tn 1.498,3 al 31 de enero de 2009, compensado con una disminución del volumen vendido en un 2,8 %.
• Las ventas de butano en el período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2009 sufrieron un aumento en $miles 400 con respecto al mismo período del ejercicio anterior, como consecuencia de un aumento global del precio promedio de ventas de un 6,1 %, pasando de $promedio/tn 899,8 al 31 de enero de 2008 a $promedio/tn 955,5 al 31 de enero de 2009, todo ello compensado con una disminución del volumen vendido en un 3,2 %.
• No se han registrado ventas de gasolina al 31 de enero de 2009 porque la producción de 27.017 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 2008 por los mismos motivos expuestos anteriormente.

El costo de ventas del período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2009 ascendió a $miles 304.047, representando el 71,0 % sobre las ventas netas, mientras que en mismo período del ejercicio anterior ascendió a $miles 290.818, representando el 69,6 % sobre las ventas. El aumento del 4,5 % 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 2008, y
• un incremento de los costos laborales.

Los gastos de comercialización fueron de $miles 51.136, representando un 11,9% sobre las ventas netas. Con respecto al mismo período del ejercicio anterior éstos aumentaron un 35,4 %, principalmente como consecuencia del mayor impuesto a los ingresos brutos abonado, producto de la mayor facturación, y al aumento de las retenciones de exportaciones debido a las mayores exportaciones de propano y butano registradas en el período que finaliza. Esto es consecuencia de que en el período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2008 el Gobierno Nacional había suspendido las exportaciones de dichos productos para satisfacer la mayor demanda local generada en dicho período.

Los gastos de administración del período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2009 ascendieron a $miles 23.688, representando un 5,5 % respecto de las ventas netas. Con respecto al mismo período del ejercicio anterior, éstos aumentaron un 8,1 %, como consecuencia de los mayores gastos laborales los cuales fueron compensados con menores gastos bancarios.

Los resultados financieros y por tenencia arrojaron un saldo negativo de $miles 46.843, mientras que en el mismo período del ejercicio anterior fueron negativos por $miles 31.667. Las causas principales de la variación negativa de $ miles 15.176 con respecto al mismo período del ejercicio anterior principalmente son:

	Concepto	Variación en $miles
(i)	Intereses devengados por la deuda bancaria y colocaciones (neto)	29.224
(ii)	Variación del tipo de cambio de la moneda extranjera	(49.593)
(iii)	Variación del resultado por tenencia	1.163
(iv)	Previsiones	1.811
(v)	Descuento de créditos y deudas	2.219
	Total	(15.176)

La Sociedad se encuentra endeudada en dólares estadounidenses a largo plazo y por lo tanto los rubros más sensibles, frente a la variación del tipo de cambio, son la diferencia de cambio y los intereses devengados. Si observamos la variación en la cotización de la moneda extranjera entre abril 2008 y enero 2009 ésta aumentó un 10,1 %, en tanto en el mismo período del ejercicio anterior la misma aumentó un 2,1 %.

Los otros ingresos y egresos netos fueron negativos por $miles 24.342, fundamentalmente por la valuación a mercado 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, compensado con el menor cargo por las previsiones de regalías hidrocarburíferas. En el mismo período del ejercicio anterior los otros ingresos y egresos netos fueron negativos por $miles 27.776 debido fundamentalmente al cargo a resultado del swap de tasa y en menor medida al cargo por las previsiones por regalías hidrocarburíferas.

Evolución Patrimonial

Al 31 de enero de 2009 el activo no corriente aumentó en $miles 240.271 en comparación con el 31 de enero de 2008. Las causas principales de esta variación son los incrementos netos en créditos por ventas, bienes de cambio, inversiones, bienes de uso y activos intangibles por $miles 27.562, $miles 8.084, $miles 161.759, $miles 48.154 y $miles 17.703, respectivamente, compensado con la disminución neta en otros créditos por $miles 22.991, respectivamente.

El pasivo aumentó en $miles 136.372, lo que representa un incremento del 13,3 % con respecto al mismo período del ejercicio anterior, como consecuencia principalmente del incremento de los saldos con proveedores, el incremento neto de los préstamos generado por el incremento de la cotización del dólar estadounidense, el aumento de las previsiones y el aumento en el pasivo por el swap de tasa.

La Sociedad se encuentra fuertemente endeudada en dólares por lo que resulta muy sensible a la variación del tipo de cambio del dólar estadounidense. Los préstamos a los cuales hacemos referencia 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 devengan 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 .

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 que vence el 18 de julio de 2014. La tasa asegurada para todo el período es de 4,75%.

8) Perspectivas

Coyuntura local e internacional

Como consecuencia de la coyuntura local e internacional, la Sociedad se encuentra revisando los negocios y los proyectos de inversión que tiene en proceso.

Decreto N° 822/08 de la Secretaría de Estado de Recursos Naturales de la Provincia del Neuquén

Con fecha 23 de mayo de 2008, la Provincia del Neuquén emitió el Decreto  822/08 a través del cual autorizó a la Secretaría de Estado de Recursos Naturales, en su carácter de Autoridad de Aplicación, a efectuar una convocatoria dirigida a las empresas concesionarias de explotación de áreas hidrocarburíferas (otorgadas por el Estado Nacional) para que aquellas interesadas se inscriban en el Registro Provincial de Renegociación de Concesiones antes del 6 de agosto de 2008, en el marco de la Ley N° 17.319 (sección 3ª, Concesiones de explotación – artículos N° 27 y N° 35), Ley N° 26.197 y legislación nacional y provincial vigentes en la materia.

El decreto mencionado aprobó las Bases y Condiciones de la convocatoria, las cuales incluyen el procedimiento  y las condiciones mínimas de renegociación. Se dispone asimismo que la falta de presentación a la convocatoria será considerada como desistimiento a participar en el proceso de renegociación, quedando extinguida la concesión al solo vencimiento del plazo original de vigencia. La concesión también quedará extinguida en caso de no llegar a un acuerdo con la Provincia.

Una vez aprobada cada presentación, la Autoridad de Aplicación convocará a los concesionarios respectivos  para iniciar una etapa individual de renegociación, cuya duración no podrá exceder de 4 meses en cada caso. El organismo mencionado se reserva el derecho de establecer el orden de prelación para el inicio de cada renegociación.

La Sociedad adquirió los pliegos de Bases y Condiciones de la convocatoria y con fecha 6 de agosto de 2008 presentó la documentación necesaria para iniciar el proceso de renegociación de la extensión de la concesión de Agua del Cajón.

En octubre de 2008, la Provincia del Neuquén promulgó la Ley 2.635 que aprobó el Acuerdo de Renegociación de Concesiones firmado entre YPF y el Poder Ejecutivo Provincial, en el marco del Decreto 822/08.  Dicha ley también autorizó al Poder Ejecutivo a renegociar las concesiones correspondientes a las restantes empresas inscriptas en el registro correspondiente, para lo cual deberán respetarse los parámetros del Acuerdo firmado con YPF, considerando en todos los casos las particularidades técnicas,  geológicas y económicas de cada área.

En ese contexto,  con fecha 18 de febrero de 2009, la Sociedad fue convocada formalmente a iniciar el proceso de renegociación con respecto  a la concesión sobre el área Agua del Cajón, el cual se encuentra en curso.

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 fuera 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 abona un derecho de exportación creciente a medida que aumenta el valor del WTI.

Nuevo marco regulatorio del sector eléctrico y gas

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 la 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 de 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 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);
• 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);
• 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;
• 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;
• 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. La Sociedad, desde enero de 2008 y hasta la fecha, ha sufrido retenciones de fondos por $ 44,4 millones, los cuales no se encuentran aún reglamentados por parte de la Secretaría de Energía siendo considerados por la Sociedad como parte de los saldos acumulados por el concepto de FONINVEMEM y expuestos en créditos por ventas.

En síntesis, el resumen de los importes retenidos es el que se detalla a continuación:

	Valor Nominal	Valor contabilizado
	Corriente	No Corriente	Total
Fondos retenidos hasta el 31 de diciembre de 2006	13.445.554	995.180	9.557.586	10.552.766
Fondos retenidos entre el 1 de enero de 2007 y el 31 de diciembre de 2007	5.158.852	385.692	3.814.916	4.200.608
Fondos retenidos a partir del 1 de enero de 2008	44.390.086	3.318.739	32.825.991	36.144.730
Total	62.994.492	4.699.611	46.198.493	50.898.104

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

1) Fondos retenidos hasta el 31 de diciembre de 2006

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; el 35 % restante fue abonado por CAMMESA.

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.

La SE, mediante Nota 69/07 de fecha 25 de enero de 2007, instruyó a CAMMESA asignar al FONINVEMEM la suma de $ 593 millones del Fondo Unificado, para la construcción de las dos centrales: Termoeléctrica Manuel Belgrano S.A. (sita en Campana, Provincia de Buenos Aires) y Termoeléctrica José de San Martín S.A. (sita en Timbúes, Provincia de Santa Fe).

Ambas centrales aportarán 1600 MW al Servicio Interconectado Nacional a partir de junio de 2009 cuando funcionen a ciclo combinado. Con fecha 18 de marzo de 2008, se puso en marcha la primera turbina a gas (271 MW) de la Central Manuel Belgrano. La finalización de las obras de ambas centrales se estima para mediados del 2009.

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 + 1 punto, dependiendo del nivel de adhesión. En estos casos, los agentes no recibirán participación accionaria adicional por sus aportes.

2) Fondos retenidos entre el 1 de enero de 2007 y el 31 de diciembre de 2007

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 la Sociedad adhirió a la opción 1) antes indicada, adicionando las acreencias acumuladas por el FONINVEMEM I, siendo el otro 50 % abonado por CAMMESA.

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, los cuales ascienden a un valor nominal de $ 18,6 millones, fueron expuestos en créditos por ventas.

• 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.

Inversión en Hychico S.A.

Hychico S.A. (Hychico) es una subsidiaria directa en la cual la Sociedad posee una participación directa del 70 % del capital y de los votos al 31 de enero de 2009 y una participación indirecta del 30 % a través de Servicios Buproneu S.A. Hychico se dedica 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 6.300 KW (el “Parque Eólico”) y (ii) una planta de producción de hidrógeno y oxígeno (la “Planta”) a través del proceso de electrólisis. Cuando los mismos sean puestos en marcha y previa certificación del proyecto, permitirán la obtención de certificados de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero bajo el Protocolo de Kyoto.

La Planta, por su parte, producirá hidrógeno y oxígeno por medio del proceso de electrólisis del agua, proceso en el cual se consumirían 650 KW y se producirían 850.000 metros cúbicos de hidrógeno y 425.000 metros cúbicos de oxígeno por año.

Con fecha 6 de octubre de 2008 Hychico firmó dos contratos de préstamo, el primero con Capex S.A. por un monto de hasta U$S 6.510.000 y el segundo con Servicios Buproneu S.A por un monto de hasta U$S 2.800.000; ambos devengan un interés nominal anual del 11%. Hychico se comprometió  a devolver  el monto de dichos préstamos el 30 de abril de 2009. En caso de pago parcial, las sumas percibidas se imputarán primero a intereses y luego al capital adeudado. A la fecha de la firma de los presentes estados contables el monto recibido en préstamo es de U$S 6.507.331 de parte de Capex S.A. y U$S 2.788.856 de parte de Servicios Buproneu S.A.. A la fecha de los presentes estados contables el monto de los intereses a pagar ascienden a $ 790.041 por Capex S.A. y $ 342.977 por Servicios Buproneu S.A..

Actualmente se encuentra negociando una extensión por noventa días del vencimiento de los préstamos mencionados en el párrafo anterior.

Con fecha 4 de diciembre de 2008 se ha inaugurado la Planta de Hidrógeno, habiéndose comenzado con las pruebas de producción a la fecha de los presentes estados contables. El hidrógeno se empleará para la generación de energía eléctrica, mediante una mezcla combustible con gas, y el oxígeno se destinará al mercado de gases industriales de la región. La planta ocupa una superficie aproximada de 11.000 m2, sectorizada en áreas de control, potencia, sistemas auxiliares y procesos.

A la fecha de los presentes estados contables, Hychico de manera preventiva ha decidido suspender temporalmente el proyecto eólico ya que, por un lado, la crisis financiera y económica mundial ha obstaculizado las posibilidades de financiamiento del mismo y, por el otro, aún no se cuenta con una definición del gobierno nacional en relación a la tarifa por la energía eléctrica resultante del proyecto.

Reservas de petróleo y gas

Netherland, Sewell & Associates Inc., consultores internacionales independientes, realizaron una auditoría de reservas en el área Agua del Cajón al 30 de abril de 2008. De ese estudio realizado surge que las reservas comprobadas variaron con respecto al informe anterior de fecha 30 de abril de 2007 (menos la producción acumulada al 30 de abril de 2008) según el siguiente detalle:

	Variación
Gas	-7,1 %
Petróleo	11,4 %
Gasolina	4,4 %
Propano + butano	2,2 %

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. La Sociedad asumió el compromiso de inversión en tareas de exploración por un monto toal de US$ 47,9 millones. Dichas tareas deberán llevarse a cabo en el término de 10 años contados a partir de la fecha de adjudicación.

Adicionalmente, en mayo de 2008 le fueron preadjudicados a la Sociedad y adjudicados el 7 de octubre de 2008 con el decreto N° 1066, los permisos de exploración y eventuales concesiones de explotación, desarrollo, transporte y comercialización de hidrocarburos del área “Cerro Chato” (ubicada al este del área Loma Kauffman y al norte del área Villa Regina). Esto es como resultado de la Cuarta Ronda Licitatoria de Áreas Hidrocarburíferas Rionegrinas, en el marco del Concurso Público Nacional e Internacional Nº 2/07 de la Provincia de Río Negro. La Sociedad asumió el compromiso de inversión en tareas de exploración por un monto de US$ 1,4 millones. Dichas tareas deberán llevarse a cabo en el término de 3 años contados a partir de la fecha de adjudicación.

9) Cantidad de acciones

Al 31 de enero de 2009 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. 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 $ 31,6 millones y un Patrimonio Neto de $ 450,3 millones.

Sin otro particular, saluda a Ud. muy atentamente,

Alejandro Götz

Presidente