Capex S.A. — Interim / Quarterly Report 2010

Mar 15, 2010

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 15 de marzo de 2010

Señor

SubGerente Técnico y de Valores Negociables

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 12 de marzo de 2010, 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 segundo ejercicio económico a finalizar el 30 de abril de 2010.

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 2010 ascendió a $ 4.357.644. La misma corresponde a resultados ordinarios.

2) La composición del Patrimonio Neto al 31 de enero de 2010 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 enero de 2010 y 31 de diciembre de 2008, 2007, 2006 y 2005

(2) Información consolidada con Hychico S.A. según sus estados contables al 31 de enero de 2010 y 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 enero de 2010 y 31 de diciembre de 2008, 2007, 2006 y 2005

(2) Información consolidada con Hychico S.A. según sus estados contables al 31 de enero de 2010 y 31 de diciembre de 2008

5) Datos estadísticos comparativos:

Tabla Nº 4

	31/01/10	31/01/09	31/01/08	31/01/07	31/01/06
Ventas de energía en miles de MWh	1.622	3.312	3.562	1.707	2.350
Ventas de petróleo en el mercado local en m3 (1)	65.380	73.379	82.290	88.712	88.264
Ventas de gas en miles de m3	8.753	-	-	280.130	140.370
Ventas de propano en el mercado local en tn	13.037	11.969	15.724	12.528	12.583
Ventas de propano en el mercado extranjero en tn	6.472	11.750	8.672	13.236	13.114
Ventas de butano en el mercado local en tn	12.779	12.667	15.183	15.510	14.890
Ventas de butano en el mercado extranjero en tn	221	3.090	1.105	1.463	1.763
Servicio de fasón en miles de MWh	2,9	-	-	-	-
Ventas de oxígeno en el mercado local en m3	6.217	-	-	-	-
Producción de energía en miles de MWh	2.343	3.407	3.652	1.756	2.385
Producción de petróleo en m3	37.134	44.199	49.644	57.406	54.221
Producción de gas en miles de m3	523.959	613.228	666.483	748.424	812.862
Producción de propano en tn	19.798	23.747	24.437	25.501	25.634
Producción de butano en tn	13.109	15.735	16.315	16.937	16.669
Producción de gasolina en m3 (2)	22.050	27.017	27.749	28.373	28.452
Producción de oxígeno en m3	6.217	-	-	-	-
Compra de energía en miles de MWh (GUMA)	252	36	20	18	33
Compra de gas en miles de m3	100.823	277.348	270.281	43.600	-
Ventas de energía en $miles	259.899	306.521	300.907	115.737	118.656
Ventas de petróleo en el mercado local en $miles	71.263	70.994	69.631	72.473	63.679
Ventas de gas en $miles	1.230	-	-	53.649	22.762
Ventas de propano en el mercado local en $miles	11.802	11.039	14.606	10.242	8.982
Ventas de propano en el mercado extranjero en $miles	9.672	24.500	18.275	21.196	18.671
Ventas de butano en el mercado local en $miles	9.406	8.811	12.517	10.552	9.821
Ventas de butano en el mercado extranjero en $miles	282	6.245	2.139	2.349	2.421
Servicio de fasón en $miles	329	-	-	-	-
Ventas de oxígeno en el mercado local en $miles	9	-	-	-	-
Precio de venta promedio de energía por MWh	160,2	92,5	84,5	67,8	50,5
Precio de venta promedio de petróleo por m3 en el mercado local	1.089,9	967,5	846,2	816,9	721,5
Precio de venta promedio de gas por m3	140,5	-	-	191,5	162,2
Precio de venta promedio de propano en el mercado local por tn	905,3	922,3	928,9	817,5	713,8
Precio de venta promedio de propano en el mercado extranjero por tn	1.494,4	2.085,1	2.107,4	1.601,4	1.423,8
Precio de venta promedio de butano en el mercado local por tn	736,1	695,6	824,4	680,3	659,6
Precio de venta promedio de butano en el mercado extranjero por tn	1.276,0	2.021,0	1.935,7	1.605,6	1.373,2
Precio de venta promedio de servicio de fasón en el mercado local por MWh	114,1	-	-	-	-
Precio de venta promedio de oxígeno por m3 en el mercado local	1,4	-	-	-	-

(1) Incluye 21.728 m3, 26.967 m3, 28.019 m3, 28.532 m3 y 28.449 m3 de gasolina al 31 de enero de 2010, 2009, 2008, 2007 y 2006, respectivamente vendidos como petróleo.

(2) La gasolina al 31 de enero de 2010, 2009, 2008, 2007, 2006 y 2005 respectivamente, se ha vendido como petróleo.

6) Indices

Tabla Nº 5

(a) Información consolidada con SEB e Hychico, según sus estados contables al 31 de enero de 2010

(b) Información consolidada con SEB, según sus estados contables al 31 de diciembre de 2008, 2007, 2006 y 2005

(c) Información consolidada con Hychico, 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 2010:

La ganancia bruta del período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2010 fue del 22,6 % sobre las ventas netas y la pérdida final ascendió al 1,2 % de las mismas.

Las ventas netas ascendieron a $miles 363.892. La composición de las ventas en los distintos productos es la que se detalla a continuación:

	31/01/10		31/01/09
Producto	$miles	%	$miles	%
Energía	259.899	71,4	306.521	71,6
Petróleo	71.263	19,6	70.994	16,6
Gas	1.230	0,3	-	-
Propano	21.474	5,9	35.539	8,3
Butano	9.688	2,7	15.056	3,5
Servicio de fasón	329	0,1	-	-
Oxígeno	9	0,0	-	-
Total	363.892	100,0	428.110	100,0

Las ventas netas del período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2010 disminuyeron en un 15,0 % 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 51,0 % pasando de 3.312 (o un promedio de 368 GWh por mes) al 31 de enero de 2009 a 1.622 (o un promedio de 180 GWh por mes) al 31 de enero de 2010, como consecuencia de la salida de servicio de una de las turbinas por una falla técnica y a la menor producción de gas del yacimiento. Esto último junto con el menor gas redireccionado por terceros, entre los que se encuentra CAMMESA, implica una disminución considerable en la disponibilidad de la materia prima básica para la generación.

Las ventas de energía medidas en pesos diminuyeron en $miles 46.622, representando un 15,2 % con respecto al mismo período del ejercicio anterior. Esta disminución se debió principalmente a la menor generación que se tradujo en una menor cantidad de GWh vendidos. 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 2010 aumentaron en $miles 269, representando un incremento del 0,4 % con respecto al mismo período del ejercicio anterior. Este aumento se debió al incremento en el precio del 12,7 % . El volumen vendido disminuyó un 10,9 %, pasando de 73.379 m3 al 31 de enero de 2009 y 65.380 m3 al 31 de enero de 2010. El incremento del precio de venta promedio se debe al efecto del incremento en el tipo de cambio de la moneda extranjera que se aplica sobre los valores promedio del WTI.

La producción de petróleo disminuyó un 16,0 %, de 44.199 m3 al 31 de enero de 2009 a 37.134 m3 al 31 de enero de 2010. Esta disminución se debió a la menor productividad del yacimiento.

c) Gas:

Las ventas de gas registrada en el trimestre por $miles 1.230, fue producto de entregas realizadas por 8.753 m3 a fin de mantener productivo el yacimiento. 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 89.269 miles de m3, es decir, un 14,6 %, 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 2010 disminuyeron en $miles 14.065 con respecto al mismo período del ejercicio anterior, como consecuencia de una disminución global del precio promedio de ventas en un 26,5 %, pasando de $promedio/tn 1.498,3 al 31 de enero de 2009 a $promedio/tn 1.100,7 al 31 de enero de 2010, conjuntamente con una baja en el volumen vendido en un 17,8 %.
• Las ventas de butano en el período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2010 sufrieron una disminución en $miles 5.368 con respecto al mismo período del ejercicio anterior, como consecuencia de una disminución en el volumen vendido del 17,5 % y de una caída del precio promedio de ventas de un 22,0 %, pasando de $promedio/tn 955,5 al 31 de enero de 2009 a $promedio/tn a 745,2 al 31 de enero de 2010.
• No se han registrado ventas de gasolina al 31 de enero de 2010 porque de la producción de 22.050 m3, fueron blendeados y vendidos con el petróleo 21.728 m3 por razones de mercado. Asimismo no se han registrado ventas de gasolina al 31 de enero de 2009 por los mismos motivos expuestos anteriormente.

e) Servicio de fasón:

Hychico comenzó a prestar servicio de fasón facturando en el período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2010 $miles 329 por la generación de 2,9 MWh.

f) Oxígeno:

Hychico vendió 6.217 m3 de oxígeno por un total de $ 8.654 en el período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2010.

El costo de ventas del período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2010 ascendió a $miles 281.681, representando el 77,4 % sobre las ventas netas, mientras que en el mismo período del ejercicio anterior ascendió a $miles 304.047, representando el 71,0 % sobre las ventas. La disminución del 7,3 % en el costo de ventas fue generado principalmente por:

• las menores amortizaciones de los bienes que amortizan por agotamiento, y
• las menores compras de gas,

Estas disminuciones fueron compensadas por

• las mayores compras de energía,
• las mayores amortizaciones de los activos intangibles por la extensión del área Agua del Cajón,
• los mayores erogaciones relacionadas con los mantenimientos de la central, y
• un incremento de los costos laborales.

Los gastos de comercialización fueron de $miles 49.331, representando un 13,6% sobre las ventas netas. Con respecto al mismo período del ejercicio anterior éstos disminuyeron un 3,5 %, principalmente como consecuencia de una disminución de las retenciones de exportaciones, debido a la caída en las exportaciones de propano y butano tanto en unidades vendidas como en el precio de las mismas, todo ello compensado con un incremento del 35,5 % en las regalías motivado por el incremento del porcentaje abonado a la Provincia del Neuquén.

Los gastos de administración del período de nueve meses finalizado el 31 de enero de 2010 ascendieron a $miles 29.960, representando un 8,2 % respecto de las ventas netas. Con respecto al mismo período del ejercicio anterior, éstos aumentaron un 26,5 %, como consecuencia de los mayores gastos laborales y a los honorarios legales abonados como consecuencia de las negociaciones para la precancelación de la deuda financiera de la Sociedad.

Los resultados financieros y por tenencia arrojaron un saldo positivo de $miles 7.370, mientras que en el mismo período del ejercicio anterior fueron negativos por $miles 46.844. Las causas principales de la variación positiva de $ miles 54.214 son:

	Concepto	Variación en $miles
(i)	Intereses devengados por la deuda bancaria y colocaciones (neto)	1.839
(ii)	Variación del tipo de cambio de la moneda extranjera	46.136
(iii)	Variación del resultado por tenencia	(20.402)
(iv)	Previsiones	(252)
(v)	Descuento de créditos y deudas	27.451
(vi)	Desvalorización de bienes de uso	(507)
(vii)	Desvalorización de activos intangibles	(51)
	Total	54.214

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 2009 y enero 2010 ésta aumentó un 3,3 %, en tanto en el mismo período del ejercicio anterior la variación fue positiva del 10,1 %. Sin embargo, la variación positiva del tipo de cambio de la moneda extranjera es producto de la menor deuda financiera en términos de dólar, consecuencia de la precancelación de la deuda. Asimismo en la línea de descuentos de créditos y deudas se encuentra contabilizada la quita del 10 % por un total de US$ 7.300.000 correspondiente al pago voluntario de US$ 73.000.000 sobre la deuda financiera.

Por otro lado, la sociedad subsidiaria Hychico S.A., sobre la base de las estimaciones de flujo de fondos futuros realizados basadas en los elementos de juicio disponibles al 30 de abril de 2009, ha desvalorizado los bienes de uso y los activos intangibles relacionados con el Proyecto Hydrógeno.

Los otros ingresos y egresos netos fueron positivos por $miles 2.837, fundamentalmente por la menor 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 y la no previsión de las contingencias de regalías registradas debido al acuerdo transaccional firmado el 27 de marzo de 2009 con la Provincia del Neuquén con el cual se arribó a una solución definitiva con respecto a la liquidación y pago de regalías sobre todos los hidrocarburos extraídos del área Agua del Cajón.

Al 31 de enero de 2010 el activo disminuyó $miles 298.655 en comparación con el 31 de enero de 2009. Las causas principales de esta variación son los incrementos netos en (i) caja y bancos por $miles 30.300, debido a las cobranzas realizadas y a los nuevos préstamos contraídos, (ii) bienes de cambio por $miles 2.495, debido a los mayores stocks de los materiales asociados a la operación normal de la Sociedad y (iii) activos intangibles por $miles 52.688, como consecuencia de la extensión de la concesión del área Agua del Cajón, compensado con el efecto negativo en (i) créditos por ventas por $miles 35.842 como consecuencia de las cobranzas de los créditos, (ii) otros créditos por $ miles 30.722, debido a los menores créditos impositivos, (iii) inversiones por $miles 183.220, por la realización de los plazos fijos a largo plazo para hacer frente a la percancelación de la deuda financiera y (iv) bienes de uso por $miles 134.354, por el efecto neto de las altas, bajas y amortizaciones producidas entre los períodos analizados.

El pasivo disminuyó en $miles 255.630, lo que representa una disminución del 22,0 % con respecto al mismo período del ejercicio anterior.  Las causas principales de la variación son: (i) la disminución de cuentas a pagar por $miles 15.964, debido a la cancelación de la deuda por leasing, al pago de los proveedores y a las menores provisiones por compra de gas, compensado con la deuda asumida por la Sociedad a favor de la Provincia del Neuquén, por US$ 17.000.000 como consecuencia de la extensión de la concesión del área Agua del Cajón hasta el 11 de enero de 2026, (ii) la disminución neta de préstamos por $miles 149.398, generado por la precancelación de la deuda y por la toma de un nuevo préstamo por US$ 10,5 millones, (iii) un aumento en las remuneraciones y deudas sociales por $miles 1.202, (iv) disminución en las cargas fiscales por $miles 23.628, (v) disminución en otros pasivos por miles de $ 21.986 y (vi) disminución de previsiones por el recupero de las contingencias de regalías debido al acuerdo transaccional firmado con la Provincia del Neuquén, por $miles 45.856.

Adicionalmente a lo detallado en el párrafo anterior, 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,
2. préstamo no garantizado en dólares estadounidenses por una suma de US$ 11.660.022 para la compra de activos no financieros, y
3. credit agreement por US$ 10.500.000, destinado a la adquisición de activos no financieros.

Las sumas desembolsadas en los puntos 1 y 2 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 suma desembolsada en el punto 3 devenga un interés compensatorio a una tasa del 16,5% anual con respecto a la porción del préstamo en cabeza del Deutsche Bank AG, sucursal Londres y del 14% con respecto a la porción que pudiera haber sido cedida a otro acreedor.

Con fecha 14 de agosto de 2009, la Sociedad efectivizó un pago voluntario de los préstamos no garantizados. El capital cancelado ascendió a un total de US$ 73.000.000.

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

2) 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.

Préstamos financieros

Con fecha 23 de febrero de 2010 la Sociedad ha refinanciado los saldos adeudados bajo los préstamos financieros denominados “US$ 238.339.978 Credit Agreement” y “US$ 11.660.022 Credit Agreement”, Dicho refinanciamiento se enmarca dentro de la política continua de la Sociedad de administración de sus pasivos financieros, adecuándolos a las perspectivas de mercado y planes de negocio específicos de la Sociedad.

1. Bajo el préstamo “US$ 238.339.978 Credit Agreement”, el saldo adeudado de US$ 168.744.704, se refinanció en dos tramos, a saber:

2. un “Tramo A” por un monto de US$ 107.000.000 garantizado, y

3. un “Tramo B1” subordinado al Tramo A, y sin garantías, por un monto de US$ 61.744.704

Condiciones del Tramo A:

a) Amortización de capital: El capital se amortizará en cuotas semestrales consecutivas pagadera la primera de ellas en febrero de 2011 conforme lo siguiente: 1° cuota 9%; 2° cuota 16%; 3° cuota 16%; 4° cuota 12%; 5° cuota 12%; 6° cuota 12%; 7° cuota 12%; y 8° cuota 11%.

b) Intereses: devengará intereses compensatorios pagaderos por períodos de seis meses, a partir de la fecha de firma y hasta el repago total a una tasa variable equivalente a LIBO para un período seis meses más un spread del 11%. Asimismo, se prevé un interés moratorio del 2% sobre los montos que pudieran adeudarse en caso de incumplimiento de pago del préstamo.

c) Garantías: el pago del Tramo A se encuentra garantizado por: (i) una prenda con registro en primer grado otorgada por Servicios Buproneu S.A., como subsidiaria de la Sociedad, sobre los equipos industriales y componentes de la Planta de LPG ubicada en Agua del Cajón, Provincia del Neuquén, y (ii) en el caso de que la próxima Asamblea Ordinaria y Extraordinaria de la Sociedad, que trate la gestión del Directorio por el ejercicio fiscal 2009/2010 lo apruebe, se otorgará a) una prenda con registro en primer grado sobre la turbina de vapor, caldera y el resto del equipamiento de la planta del ciclo combinado de la Sociedad, y b) una hipoteca en primer grado sobre los terrenos de propiedad de la Sociedad y los bienes existentes en ellos en Agua del Cajón, Provincia del Neuquén.

Condiciones del Tramo B1:

a) Amortización de capital: el capital se amortizará en una única cuota en febrero de 2016.

b) Intereses: devengarán intereses compensatorios por períodos de seis meses, a partir de la fecha de la firma y hasta el repago total a una tasa fija del 4% anual. El 87,5% de los intereses se capitalizará automáticamente en cada fecha de pago de intereses y será pagadero en forma conjunta con el capital, en la fecha de vencimiento del mismo y el 12,5% restante se pagará en cada fecha de pago de intereses. Asimismo se prevé un interés moratorio del 2% sobre los montos que pudieran adeudarse en caso de incumplimiento de pago del préstamo.

c) Garantías: El Tramo B1 no tendrá garantías.

d) Subordinación: El pago de capital del Tramo B1 estará subordinado al pago total del Tramo A.

1. Bajo el préstamo “US$ 11.660.022 Credit Agreement”, el saldo adeudado de US$ 8.255.296 se refinanció subordinado al Tramo A, y sin garantías, en los mismos términos y condiciones que el Tramo B1.

Los Préstamos continuarán rigiéndose e interpretándose de conformidad con la ley del estado de Nueva York, Estados Unidos de América, las jurisdicciones correspondientes de dicho estado y sus tribunales de apelación.

Los pagarés y/o promissory notes existentes bajo la deuda anterior fueron reemplazados por nuevos pagarés a la vista regidos por la ley de la República Argentina o en promissory notes regidos por las leyes de Nueva York, a elección de cada acreedor, los cuales reflejan los montos de capital e intereses a ser abonados por la Sociedad, en virtud de la deuda refinanciada.

Como contraprestación por el otorgamiento de la prenda con registro, Servicios Buproneu S.A. tendrá derecho a percibir de la Sociedad una contraprestación anual.

Areas de exploración en Río Negro

La Sociedad planea para el año 2010 la perforación de nuevos pozos exploratorios en las áreas de Villa Regina, Loma de Kauffman, Lago Pellegrini y Cerro Chato.

Extensión del Area Agua del Cajón

Capex S.A. (“la Sociedad”) fue constituida en el año 1988 con el objeto de llevar a cabo la exploración de petróleo y gas en la Argentina y posteriormente la generación de energía eléctrica.

En enero de 1991, la Sociedad adquirió el 100% de los derechos sobre el área Agua del Cajón, ubicada en la Cuenca Neuquina sita en la región sudeste de la Provincia del Neuquén, que la Secretaría de Energía de la Nación ofreció en concesión. La concesión fue otorgada por 25 años con opción a prorrogarla por 10 años más, previa ratificación del Poder Ejecutivo Provincial.

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 inscribieran 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.

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. Como consecuencia de este proceso, con fecha 13 de abril de 2009 se suscribió un Acta Acuerdo mediante el cual la Provincia del Neuquén le otorgó a la Sociedad la extensión del plazo original de la concesión por el término de diez años, es decir, hasta el 11 de enero de 2026.

Las condiciones del acuerdo implicaron para la Sociedad lo siguiente:

• la asunción de un pasivo de US$ 17.000.000 con la Provincia del Neuquén, pagaderos en un pago inicial a partir de mayo de 2009 y a continuación 20 cuotas iguales y consecutivas. A la fecha de emisión de los presentes estados contables la Sociedad ha abonado $ 33.673.368;
• el compromiso de ejecutar un plan de trabajo que incluirá inversiones y erogaciones por un monto total estimado de US$ 144.000.000 hasta el final de la extensión de la concesión;
• el pago de un canon extraordinario de producción del 3 %, el cual comenzó a devengarse en junio de 2009;
• el pago de una renta extraordinaria que implica abonar un porcentaje adicional del canon extraordinario que oscila entre el 1 % y el 3%, dependiendo del comportamiento del precio del petróleo crudo y del gas natural, con relación a una escala de precios de referencia, el cual comenzó a regir a partir de junio de 2009.

Con fecha 8 de mayo de 2009 la Provincia del Neuquén emitió el Decreto 773/09, por el cual aprobó el acuerdo mencionado.

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 fuera 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:

• 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.

• 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 (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; 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 febrero de 2010 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. Ambas centrales se finalizaron en febrero del 2010.

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 (FONINVEMEM 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.

3) Fondos retenidos desde el 1 de enero de 2008 no instrumentados por la SE

Asimismo, la SE en función de la Res.406/03 ha retenido a la Sociedad las acreencias cuyo vencimiento operó desde enero 2008 hasta enero 2010, las cuales al 31 de enero de 2010 ascienden a $ 60,2 millones.

Cabe destacar que a la fecha de emisión de los presentes estados contables dichos créditos no se encuentran instrumentados por parte de la SE.

En función de lo mencionado en el párrafo anterior, en el mes de abril de 2009 Capex firmó con Central Térmica Loma de la Lata (“CTLL”) un compromiso de cesión de créditos provenientes del inciso c) del art. 4to. de la Res.406 de la SE no incluidos en el FONINVEMEM y el FONINVEMEM 2007.

Dicha cesión se efectuó en el marco del Convenio Marco para el Cierre del Ciclo Combinado Loma de la Lata (“Convenio”) suscripto entre CTLL y la SE, el cual permite que terceros generadores del MEM, formando parte o no del mismo grupo empresario, apliquen parcial o totalmente los créditos antes mencionados, cuando los mismos tengan como destino colaborar con sus acreencias en la realización de las obras relacionadas con el cierre del Ciclo Combinado de Loma de la Lata.

Los créditos cedidos fueron los generados en el período comprendido entre enero 2008 y enero 2009 y totalizan $ 45 millones a valor nominal. Al 31 de enero de 2010 se han cobrado $ 28,9 millones.

En síntesis, el resumen de los importes retenidos y adeudados bajo la Res.406/93 por la SE 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	1.109.349	8.989.423	10.098.772
Fondos retenidos entre el 1 de enero de 2007 y el 31 de diciembre de 2007	5.224.583	440.326	3.702.770	4.143.096
Fondos retenidos a partir del 1 de enero de 2008	15.138.631	1.275.878	10.729.061	12.004.939
Total	33.808.768	2.825.553	23.421.254	26.246.807

Los saldos mencionados bajo esta sección 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

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

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

a) Parque Eólico

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

El Parque Eólico tendrá aproximadamente 6,3 MW y la energía que genere se destinará al mercado eléctrico mayorista.

Con el objeto de comenzar su actividad y llevar a cabo el proyecto eólico, Hychico inició, en diciembre del 2006, la medición de vientos con tres torres emplazadas aproximadamente a 20 Km de la ciudad de Comodoro Rivadavia, Provincia del Chubut y una torre en la localidad de Colonia Presidente Luis Sáenz Peña, Provincia de Santa Cruz. Las torres de medición tienen 50 metros de altura, con mástiles fabricados en Argentina y aprobados por la Comisión Nacional de Comunicaciones. La instalación de las mismas ha sido aprobada por auditores internacionales y todas cuentan con certificados de calibración emitidos por laboratorios reconocidos internacionalmente.

En su análisis económico y financiero, Hychico ha considerado el retorno del parque eólico y la obtención de los certificados por reducción de gases de efecto invernadero (CERs) en el marco del mecanismo para un desarrollo limpio (MDL). La obtención de dichos certificados es esencial para hacer redituable el proyecto eólico y se estima que el parque generará una reducción de CO2 (anhídrido carbónico) de 12.000 toneladas/año.

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 con relación a la tarifa por la energía eléctrica resultante del proyecto.

b) Proyecto Hidrógeno

El Proyecto Hidrógeno posee una planta productora de hidrógeno y oxígeno con dos electrolizadores de 325 KW (kilowatts) cada uno, con una capacidad de producción de hidrógeno de 60 m3/h (metros cúbicos por hora) y de oxígeno de 30 m3/h, un compresor de oxígeno, un equipo motogenerador de energía eléctrica de 1,4 MW y los sistemas de almacenamiento de hidrógeno y oxígeno.

Esta primera etapa posiciona a Hychico como un participante en la industria del hidrógeno y de las energías renovables, cuya incidencia en la matriz energética de las naciones será creciente, y permitirá desarrollar experiencia en operaciones y procesos de estas nuevas tecnologías, atraer socios estratégicos con experiencia tecnológica, asegurando la concreción de proyectos aún más ambiciosos y alcanzar una ventaja competitiva para la República Argentina, en un mercado que, se estima, demandará crecientes volúmenes de energía en el mediano plazo.

Con fecha 4 de diciembre de 2008 se inauguró la planta para la producción de hidrógeno y oxígeno, por medio del proceso de electrólisis, la cual contará con una producción máxima de 850.000 m3 (metros cúbicos) de hidrógeno por año y 425.000 m3 de oxígeno por año, una vez que haya alcanzado su régimen normal. El hidrógeno se empleará como combustible para la generación de energía eléctrica, mediante la mezcla del hidrógeno con gas, y el oxígeno se destinará al mercado de gases industriales de la región. Tanto el hidrógeno, como el oxígeno, serán producidos y almacenados en estado gaseoso y serán de alta pureza.

La planta productora de hidrógeno y oxígeno ocupa una superficie aproximada de 11.000 m2, sectorizada en áreas de control, potencia, sistemas auxiliares y procesos.

En función del Acuerdo de Servicio de Fasón a Largo Plazo firmado con Compañías Asociadas Petroleras Sociedad Anónima (CAPSA) de fecha 22 de mayo de 2009 (ver punto f), a partir del 1 de marzo de 2009 ha comenzado su etapa preoperativa, generándose energía eléctrica de manera no constante. En cuanto al oxígeno, con fecha 1 de junio de 2009 se ha comenzado su despacho a Air Liquide Argentina S.A..

Al 31 de enero de 2010 los bienes de uso y activos intangibles relacionados con el Proyecto Hidrógeno se encuentran totalmente previsionados.

Los trabajos efectuados hasta la fecha se han orientado a: 1- realización de diversos estudios de factibilidad de esta actividad en nuestro país y su impacto ambiental,  2- análisis del mercado eléctrico nacional, 3- contratación de un asesor internacional para el desarrollo de parques eólicos, compra, instalación y puesta en marcha del equipamiento necesario para llevar a cabo las mediciones de vientos en los lugares citados precedentemente, 4- licitación en el ámbito internacional para la adquisición, montaje y puesta en marcha del parque eólico, 5- suscripción del contrato de compra de generadores eólicos y del contrato de operación, mantenimiento y asistencia técnica.

Hychico ha iniciado la etapa preoperativa de su planta productora de hidrógeno y oxígeno y de su planta de generación de energía eléctrica; esta última utiliza gas natural e hidrógeno como combustible. A la fecha de los presentes estados contables, las plantas  se encuentran en estado de ajustes y pruebas permanentes del funcionamiento de los equipos, motivo por el cual han sufrido suspensiones de los servicios. Si bien estos activos están totalmente previsionados, tal como se explicó anteriormente, se ha decidido no comenzar con la amortización de los bienes de uso y los activos intangibles debido a que las plantas aún no se encuentran en condiciones de operar en forma constante. La producción de hidrógeno y oxígeno y la generación de energía eléctrica han sido despachadas y facturadas, imputándose las mismas en el Estado de Resultados bajo el rubro “Ventas netas”.

c) Financiación del proyecto

La crisis financiera y económica mundial y la falta de una definición del gobierno nacional con relación a la tarifa por la energía eléctrica resultante del proyecto han obstaculizado las posibilidades de consecución del financiamiento del mismo.

A la fecha, Hychico ha financiado sus inversiones con préstamos de corto plazo provenientes de Capex S.A. y su sociedad vinculada.

Con fecha 6 de octubre de 2008 se firmaron dos contratos de préstamo, el primero con Capex S.A. por un monto de hasta US$ 6.510.000 y el segundo con SEB por un monto de hasta US$ 2.800.000; ambos devengaban un interés nominal anual del 11%, con vencimiento original pactado el 30 de abril de 2009. En caso de pago parcial, las sumas percibidas se imputarían primeramente a intereses y luego al capital adeudado.

El 17 de abril de 2009 Hychico efectuó una cancelación parcial del préstamo otorgado por Capex S.A. por $ 7.400.000 (capital más intereses, equivalentes a US$ 2.033.526).

Con el objetivo de mejorar la situación financiera de Hychico los accionistas ofrecieron convertir en aportes irrevocables parte de los préstamos mencionados anteriormente por un total de $ 23.500.000 (capital más intereses de Capex S.A. $ 16.450.000 y SEB $ 7.050.000, equivalentes a US$ 4.420.855 y US$ 1.894.652, respectivamente), los cuales fueron aprobados por el Directorio de Hychico el 30 de abril de 2009.

Con fecha 30 de abril de 2009 se extendió el vencimiento de los préstamos mencionados anteriormente hasta el 27 de octubre de 2009, los cuales fueron renovados bajo las mismas condiciones hasta el 29 de enero de 2010.

Adicionalmente, el 1 de junio de 2009 Hychico obtuvo dos préstamos, con plazo máximo de desembolso hasta el 31 de enero de 2010, el primero de Capex S.A. por un monto de hasta US$ 3.000.000 y el segundo de SEB por un monto de hasta US$ 400.000; ambos devengaban un interés nominal anual del 11%.

Mediante acta de Asamblea Ordinaria y Extraordinaria del 30 de diciembre de 2009, los accionistas de Hychico decidieron capitalizar la totalidad de los préstamos mencionados anteriormente (neto de retenciones) por un total de $ 16.623.241 (capital más intereses de Capex $ 11.646.970 y SEB $ 4.976.271, equivalentes a US$ 3.043.368 y US$ 1.300.306, respectivamente).

Con fecha 9 de febrero de 2010 se firmaron dos contratos de préstamo, el primero con Capex S.A. (Capex) por un monto de US$ 364.000 y el segundo con Servicios Buproneu S.A (SEB) por un monto de US$ 156.000; ambos devengan un interés nominal anual del 6,5%, con vencimiento 30 de abril de 2010.  En caso de pago parcial, las sumas percibidas se imputarán primeramente a intereses y luego al capital adeudado.

Reservas de petróleo y gas

La Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional de Cuyo, a requerimiento de la Secretaría de Energía de la Nación y cumpliendo con los requerimientos establecidos en la Resolución 324/2006 de dicha secretaría, ha realizado una auditoría de reservas en el área Agua del Cajón al 31 de diciembre de 2008. La Sociedad ha considerado que los informes del auditor de reservas de petróleo y gas tengan como horizonte el vencimiento de la concesión en enero de 2026.

La estimación de reservas de las áreas a dicha fecha es la siguiente:

	Comprobadas			Probables	Posibles
	Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas en millones de m3	3.985	1.674	5.659	686	680
Petróleo en miles de m3	305	99	404	71	22

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 cedió 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 total de US$ 47,9 millones. Dichas tareas deberán llevarse a cabo en el término de 3 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 2010 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 74,8 %, es decir, 134.500.709 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 $ 4,0 millones y un Patrimonio Neto de $ 407,6 millones.

Sin otro particular, saluda a Ud. muy atentamente,

Alejandro Götz

Presidente