Capex S.A. — Interim / Quarterly Report 2012

Dec 12, 2011

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 7 de diciembre de 2011

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 7 de diciembre de 2011, el Directorio de esta Sociedad ha aprobado la información relativa a la reseña informativa, los estados contables y demás documentación correspondiente al segundo trimestre del vigésimo cuarto ejercicio económico a finalizar el 30 de abril de 2012.

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 octubre de 2011 ascendió a $ 11.892.252. La misma corresponde a resultados ordinarios.

2) La composición del Patrimonio Neto al 31 de octubre de 2011 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 octubre de 2011 y 2010 y 2009 y 30 de septiembre de 2008 y 2007

(2) Información consolidada con Hychico S.A. según sus estados contables al 31 de octubre de 2011 y 2010 y 2009 y 30 de septiembre 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 octubre de 2011 y 2010 y 2009 y 30 de septiembre de 2008 y 2007

(2) Información consolidada con Hychico S.A. según sus estados contables al 31 de octubre de 2011 y 2010 y 2009 y 30 de septiembre de 2008

5) Datos estadísticos comparativos (las cifras físicas son aproximadas):

Tabla Nº 4

	31/10/11	31/10/10	31/10/09	31/10/08	31/10/10
Ventas de energía en miles de MWh	1.284	1.593	1.887	2.389	2.342
Ventas de petróleo en el mercado local en m3 (1)	49.662	46.930	45.913	47.430	55.317
Ventas de petróleo en el mercado local en bbl	312.364	295.180	288.784	298.325	347.933
Ventas de propano en el mercado local en tn	14.385	15.299	8.609	9.092	12.591
Ventas de propano en el mercado extranjero en tn	-	-	5.540	6.598	3.752
Ventas de butano en el mercado local en tn	9.992	10.175	9.112	8.675	10.245
Ventas de butano en el mercado extranjero en tn	-	-	221	1.617	696
Servicio de fasón en miles de GWh	3.547	2.081	2.540	-	-
Ventas de oxígeno en el mercado local en Nm3	48.608	22.978	6.217	-	-
Producción de energía en miles de MWh	1.272	1.594	1.840	2.438	2.418
Producción de petróleo en m3	28.255	25.950	27.560	28.392	34.898
Producción de petróleo en miles de bbl	177.718	163.220	173.347	178.580	219.501
Producción de gas en miles de m3	353.441	384.605	377.792	411.173	445.297
Producción de propano en tn	14.448	15.463	14.198	15.871	16.514
Producción de butano en tn	9.920	10.340	9.356	10.501	11.009
Producción de gasolina en m3 (2)	16.129	16.755	14.860	16.803	17.686
Producción de oxígeno en Nm3	48.608	22.978	6.217	-	-
Compra de energía en miles de MWh	90	40	107	14	46
Compra de gas en miles de m3	53.939	51.933	99.406	201.873	176.352

	31/10/11	31/10/10	31/10/09	31/10/08	31/10/10
Ventas de energía en $miles	205.779	199.479	184.292	205.127	188.815
Ventas de petróleo en el mercado local en $miles	82.538	61.045	49.077	42.851	48.926
Ventas de propano en el mercado local en $miles	25.126	21.751	7.600	8.311	11.947
Ventas de propano en el mercado extranjero en $miles	-	-	8.235	17.474	6.816
Ventas de butano en el mercado local en $miles	17.157	15.512	5.543	5.862	7.827
Ventas de butano en el mercado extranjero en $miles		-	282	4.164	1.211
Servicio de fasón en $miles	502	246	290	-	-
Ventas de oxígeno en el mercado local en $miles	117	38	5	-	-
Precio de venta promedio de energía por MWh	160,3	125,2	97,7	85,9	80,6
Precio de venta promedio de petróleo por m3 en el mercado local	1.662,0	1.300,8	1.068,9	903,5	884,5
Precio de venta promedio de petróleo por bbl en el mercado local	264,2	206,8	169,9	143,6	140,6
Precio de venta promedio de propano en el mercado local por tn	1.746,7	1.421,7	882,8	914,1	948,9
Precio de venta promedio de propano en el mercado extranjero por tn	-	-	1.486,5	2.648,4	1.816,6
Precio de venta promedio de butano en el mercado local por tn	1.717,1	1.524,5	608,3	675,7	764,0
Precio de venta promedio de butano en el mercado extranjero por tn	-	-	1.276,0	2.575,1	1.739,9
Precio de venta promedio de servicio de fasón en el mercado local por GWh	141,5	118,2	114,2	-	-
Precio de venta promedio de oxígeno por m3 en el mercado local	2,4	1,7	0,8	-	-

(1) Incluye 16.068 m3, 16.361 m3, 14.512 m3, 16.607 m3 y 17.665 m3 de gasolina al 31 de octubre de 2011, 2010, 2009, 2008 y 2007, respectivamente vendidos como petróleo.

(2) La gasolina al 31 de octubre de 2011, 2010, 2009, 2008 y 2007 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 octubre de 2011, 2010 y 2009

(b) Información consolidada con SEB, según sus estados contables al 30 de septiembre de 2008 y 2007

(c) Información consolidada con Hychico, según sus estados contables al 30 de septiembre 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 octubre de 2011:

La ganancia bruta del período de seis meses finalizado el 31 de octubre de 2011 fue del 21,5 % sobre las ventas netas y la pérdida final ascendió al 3,6 % de las mismas.

Las ventas netas ascendieron a $miles 331.219. La composición de las ventas en los distintos productos es la que se detalla a continuación:

	31/10/11		31/10/10
Producto	$miles	%	$miles	%
Energía	205.779	62,1	199.479	66,9
Petróleo	82.538	24,9	61.045	20,5
Propano	25.126	7,6	21.751	7,3
Butano	17.157	5,2	15.512	5,2
Servicio de fasón	502	0,2	246	0,1
Oxígeno	117	0,0	38	0,0
Total	331.219	100,0	298.071	100,0

Las ventas netas por el período de seis meses finalizado el 31 de octubre de 2011 aumentaron en un 11,1 % respecto del mismo período del ejercicio anterior. El comportamiento de cada uno de los productos fue el siguiente:

a) Energía y gas:

• Energía

Las ventas de energía medidas en pesos aumentaron en $miles 6.300, representando un incremento del 3,2 % con respecto al mismo período del ejercicio anterior, pasando de $miles 199.479 al 31 de octubre de 2010 a $miles 205.779 al 31 de octubre de 2011. Este aumento se debió a los nuevos reconocimientos, contenidos en el precio de la energía, por adicionales de potencia y mantenimiento y por el efecto del mayor costo de generación de la central, reconocido por el ente regulador, que operó a ciclo abierto durante el período junio a septiembre, compensado con una disminución en las cantidades generadas.

Los precios de venta de energía variaron un 28,0 % pasando de $ 125,2 al 31 de octubre de 2010 a $ 160,3 al 31 de octubre de 2011 por los motivos expuestos en el párrafo anterior.

Las ventas de energía medidas en GWh disminuyeron en un 19,4 % pasando de 1.593 (o un promedio de 266 GWh por mes) al 31 de octubre de 2010 a 1.284 (o un promedio de 214 GWh por mes) al 31 de octubre de 2011, como consecuencia de un menor nivel de actividad de la central. El 31 de mayo de 2011 todas las unidades generadoras de la Central sufrieron una salida intempestiva de servicio. La Central reanudó su actividad y comenzó a operar nuevamente a excepción de la TV7, la cual lo hizo a finales de septiembre.

La generación de energía disminuyó un 20,2 %, pasando de 1.594 GWh al 31 de octubre de 2010 a 1.272 GWh al 31 de octubre de 2011, como consecuencia de la salida de servicio de la TV7 principalmente.

• Gas

No se han registrado ventas de gas en los períodos.

La producción de gas disminuyó en 31.164 miles de m3, es decir, un 8,1 %, pasando de 384.605 miles de m3 al 31 de octubre de 2010 a 353.441 miles de m3 al 31 de octubre de 2011 como consecuencia de la declinación esperada de la curva de producción del yacimiento.

b) Petróleo:

Las ventas de petróleo del período de seis meses finalizado el 31 de octubre de 2011 aumentaron en $miles 21.493, representando un aumento del 35,2 % con respecto al mismo período del ejercicio anterior. Este aumento se debió a un incremento en el precio del 27,8 %, originado en el mayor precio obtenido por las ventas a las refinadoras en el mercado interno y al efecto del incremento en el tipo de cambio de la moneda extranjera que se aplica sobre los valores promedio del WTI.

Las ventas de petróleo medidas en m3 aumentaron un 5,8 %, de 46.930 m3 al 31 de octubre de 2010 a 49.662 m3 al 31 de octubre de 2011.

La producción de petróleo aumentó un 8,9 %, de 25.950 m3 al 31 de octubre de 2010 a 28.255 m3 al 31 de octubre de 2011. Este incremento se debió a la mejora en la producción de dos pozos del yacimiento Agua del Cajón.

c) Propano, butano y gasolina:

• Las ventas de propano en el período de seis meses finalizado el 31 de octubre de 2011 aumentaron en $miles 3.375 con respecto al mismo período del ejercicio anterior, pasando de $miles 21.751 al 31 de octubre de 2010 a $miles 25.126 al 31 de octubre de 2011, como consecuencia de un aumento del precio promedio de ventas en un 22,9 %, pasando de $promedio/tn 1.421,7 al 31 de octubre de 2010 a $promedio/tn 1.746,7 al 31 de octubre de 2011, que compensó la disminución en el volumen vendido del 6,0 %.
• Las ventas de butano en el período de seis meses finalizado el 31 de octubre de 2011 aumentaron en $miles 1.645 con respecto al mismo período del ejercicio anterior, pasando de $miles 15.512 al 31 de octubre de 2010 a $miles 17.157 al 31 de octubre de 2011, como consecuencia de un aumento del precio promedio de ventas en un 12,6 %, pasando de $promedio/tn 1.524,5 al 31 de octubre de 2010 a $promedio/tn 1.717,1 al 31 de octubre de 2011, que compensó la disminución en el volumen vendido del 1,8 %.
• No se han registrado ventas de gasolina al 31 de octubre de 2011 debido a que la producción de 16.129 m3, fue blendeada y vendida con el petróleo por razones de mercado. Asimismo no se han registrado ventas de gasolina al 31 de octubre de 2010 por los mismos motivos expuestos anteriormente.

d) Servicio de fasón:

Hychico prestó servicio de fasón facturando en los períodos de seis meses finalizados el 31 de octubre de 2011 y 2010 $miles 502 y $miles 246, respectivamente por la generación de 3,5 MWh y 2,1 MWh.

e) Oxígeno:

Hychico vendió 48.608 m3 y 22.978 m3 de oxígeno por un total de $miles 117 y $miles 38 en los períodos de seis meses finalizados el 31 de octubre de 2011 y 2010, respectivamente.

El costo de ventas del período de seis meses finalizado el 31 de octubre de 2011 ascendió a $miles 260.102, representando el 78,5 % sobre las ventas netas, mientras que en el mismo período del ejercicio anterior ascendió a $miles 220.720, representando el 74,0 % sobre las ventas. El incremento del 17,8 % en el costo de ventas fue generado principalmente por:

• las mayores compras de gas,
• las mayores compras de energía,
• los mayores costos relacionados con los mantenimientos de la central, principalmente por la reparación extraordinaria ocurrida en la TV7,
• un incremento de los costos laborales, y
• el mayor resultado por tenencia del costo de ventas segregado bajo resultados financieros.

Estos aumentos fueron compensados parcialmente por las menores amortizaciones como consecuencia de la menor producción de gas y las menores horas de generación de la central.

Los gastos de comercialización fueron de $miles 45.151, representando un 13,6% sobre las ventas netas. Con respecto al mismo período del ejercicio anterior éstos aumentaron un 8,9 %, principalmente por el aumento de regalías (generado por el incremento en el precio del petróleo), al incremento de los gastos de transporte de energía y al impuesto a los ingresos brutos como consecuencia de la mayor facturación.

Los gastos de administración del período de seis meses finalizado el 31 de octubre de 2011 ascendieron a $miles 27.438, representando un 8,3 % respecto de las ventas netas. Con respecto al mismo período del ejercicio anterior, éstos aumentaron un 23,9 %, como consecuencia de los mayores gastos laborales y a los mayores gastos bancarios.

Los resultados financieros y por tenencia arrojaron un saldo negativo de $miles 5.989, mientras que en el ejercicio anterior fueron positivos por $miles 2.459. Las causas principales de la variación negativa de $ miles 8.448 son:

	Concepto	Variación en $miles
(i)	Intereses y otros resultados devengados por la deuda bancaria y colocaciones (neto)	(6.359)
(ii)	Variación del tipo de cambio de la moneda extranjera	(16.174)
(iii)	Variación del resultado por tenencia	17.412
(iv)	Previsiones	44
(v)	Descuento de créditos y deudas	(3.943)
(vi)	Desvalorización de bienes de uso	59
(vii)	Impuesto a los ingresos brutos por descuento financiero	513
	Total	(8.448)

• La variación de los intereses y otros resultados devengados corresponde principalmente al incremento de los pasivos financieros y la mayor tasa de interés acordada en las refinanciaciones.
• 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 y octubre 2011 ésta aumentó un 3,8 %, en tanto en el mismo período del ejercicio anterior la variación fue del 1,8 %.
• La variación de los resultados por tenencia se produjo por una variación en el volumen de petróleo y GLP vendidos por la Compañía y por un incremento de los precios promedio del petróleo y GLP.
• La variación de descuento de créditos y deudas corresponde principalmente, al valor actual de los créditos y deudas a largo plazo.

Los otros ingresos y (egresos) netos fueron positivos por $miles 3.920, fundamentalmente por la menor valuación a mercado del SWAP de tasa LIBO contratado por la Sociedad, compensado por las penalidades devengadas y la previsión para juicios y multas.

Al 31 de octubre de 2011 el activo aumentó $miles 159.074, lo que representa un aumento del 11,9% en comparación con el 31 de octubre de 2010. Las causas principales de esta variación son los incrementos en:

1. inversiones por $miles 90.690, por la constitución de plazos fijos,
2. otros créditos por $ miles 6.718, originados principalmente en los anticipos otorgados a proveedores,
3. bienes de cambio y repuestos y materiales por $miles 2.414, debido a los mayores stocks de los materiales asociados a la operación normal de la Sociedad y a los mayores stocks de GLP,
4. bienes de uso por $miles 87.976, por el efecto neto de las altas, bajas y amortizaciones producidas entre los períodos analizados.

compensado con el efecto negativo en:

1. caja y bancos por $miles 607, debido al pago de préstamos y a proveedores,
2. activos intangibles por $miles 7.704, por el efecto de las amortizaciones entre los períodos analizados, y
3. créditos por ventas por $ miles 20.413 por la cobranza de las acreencias de CAMMESA.

El pasivo aumentó en $miles 187.837, lo que representa una incremento del 19,7 % con respecto al mismo período del ejercicio anterior.  Las causas principales de la variación son:

1. el aumento neto de préstamos por $miles 177.531, generado por los mayores adelantos en cuenta corriente , por la toma de nuevos préstamos y obligaciones negociables (neto de las cancelaciones) y al efecto de la variación del tipo de cambio,
2. el aumento neto de cuentas a pagar por $miles 29.452, debido principalmente al incremento de las provisiones relacionadas con la reparación de la TG6 y los pasivos relacionados con el mantenimiento de la Central.
3. un aumento en las remuneraciones y deudas sociales por $miles 3.889, como consecuencia del incremento de los costos laborales,
4. la disminución en las cargas fiscales por $miles 11.895,
5. una disminución en otros pasivos por miles de $ 13.210, como consecuencia de la disminución de la valuación a mercado del Swap de tasa LIBO y el pago de dos cuotas, y
6. un incremento en las previsiones de $ 2.070.

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. Obligaciones Negociables Senior Notes , por US$ 200.000.000,
2. Préstamo financiero Banco Ciudad de Buenos Aires por US$ 6.000.000, y
3. Préstamo garantizado de US$ 13.500.000, destinado al Proyecto Eólico Diadema (Hychico).

Las sumas desembolsadas en el punto 1 devengan intereses pagaderos por períodos de seis meses, a partir de la fecha de la firma y hasta el repago total (2018) a una tasa fija del 10%.

La suma desembolsada en el punto 2 devenga un interés a una tasa nominal anual del 2,1 % pagadero al vencimiento.

La suma desembolsada en el punto 3 devenga un interés a una tasa variable equivalente a LIBO más una tasa del 11 % nominal anual pagadero semestralmente.

Con el objetivo de reducir la exposición a variaciones negativas en la evolución de la tasa de interés que abonaba por sus financiamientos sobre base LIBO, la Sociedad, con fecha 22 de octubre de 2007, firmó con Deutsche Bank AG un acuerdo por el cual se fija la tasa LIBO en 4,75% nominal anual (“Swap sobre Tasa LIBO”), por un período que comienza el 18 de enero de 2008 y finaliza el 18 de enero de 2014 y sobre un monto igual al 50 % de la deuda original bajo los préstamos no garantizados por US$ 238.339.978 y US$ 11.660.022 otorgados por el Deutsche Bank AG en julio de 2007. Dichos préstamos fueron refinanciados en febrero de 2010 y precancelados en su totalidad en marzo 2011. El plazo y los montos en dólares remanentes bajo la operación de Swap de Tasa LIBO responden a la evolución en el tiempo de los pasivos financieros de la compañía que originó oportunamente la toma del swap.

El costo de cancelación estimado de dicho contrato al 31 de octubre de 2011 tiene una posición pasiva de $ 25.602.296, de los cuales $ 14.016.741 son corrientes, la cual se encuentra incluida en el rubro otros pasivos con contrapartida en resultados (otros ingresos y (egresos) netos y resultados financieros y por tenencia).

2) Perspectivas (Información no cubierta por el informe del auditor)

Coyuntura local

La Sociedad se encuentra abocada a encontrar oportunidades para maximizar el valor de los recursos que explota, y a estudiar el desarrollo de reservas no convencionales en la Argentina.

Incidente TV7

La unidad TV7 reinició su operación comercial durante el mes de septiembre de 2011. Con las reparaciones efectuadas y las que resta realizar en el próximo mantenimiento programado, la energía que se prevé entregar no difiere de la prevista antes del incidente.

Areas de exploración en Río Negro

La Sociedad planea para el curso de este ejercicio finalizar el análisis y los ensayos de las diversas capas de menor profundidad de un pozo en Lago Pellegrini. Asimismo esta evaluando nuevamente la información obtenida de las áreas de Villa Regina, Loma de Kauffman, Lago Pellegrini y Cerro Chato, planeando la perforación de un pozo exploratorio adicional en cada área en los comienzos del próximo ejercicio.

Al finalizar el primer período de exploración y en base a los elementos de juicio con los que cuente en ese momento, la Sociedad podrá optar por (i) acceder al siguiente período restituyendo, como mínimo, el 50% de la superficie original del permiso y asumiendo un compromiso de inversión predeterminado, o (ii) restituir totalmente el área. A su vez, en cualquier momento previo a los vencimientos de los períodos de exploración en curso, la Sociedad podrá solicitar una concesión de explotación si determinase el hallazgo de un yacimiento económicamente explotable.

Marco regulatorio del sector petrolero

Mediante la Resolución N° 394/2007 y sus modificaciones 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.

Marco regulatorio del sector eléctrico, gas y GLP

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 desde el 1 de enero de 2004 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.

En virtud de lo dispuesto por la Resolución 622/05, 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), que comenzaron su operación comercial a principios de 2010.

La empresa recibiría, 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 recibirían 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 convocaba 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, siendo el otro 50 % abonado por CAMMESA.

La empresa recibiría, 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 recibirían participación accionaria adicional por sus aportes.

Desde su aporte y hasta la habilitación comercial de las centrales, las acreencias devengarían 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.

Situación actual – FONINVEMEM Y FONINVEMEM 2007

Ambas centrales aportan, aproximadamente, 1600 MW al Servicio Interconectado Nacional funcionando en ciclo combinado a partir de la habilitación comercial. Dichos ciclos fueron habilitados comercialmente durante el año 2010, la Central San Martín el 2 de enero de 2010 y la Central Manuel Belgrano el 7 de febrero de 2010.

A partir de la habilitación comercial de las centrales se dio inicio al pago de las cuotas del FONINVEMEM y FONINVEMEM 2007. Con fecha 31 de mayo de 2010 CAMMESA, en su carácter de Agente de Pago del Fiduciario de los Fideicomisos Central Termoeléctrica San Martín y Central Termoeléctrica Belgrano, informó el monto total de la integración al FONINVEMEM, dolarizando los aportes y dando a conocer los intereses devengados desde su aporte y hasta la habilitación comercial de las centrales, cuyo monto ascendió a aproximadamente millones de $ 9,8. Adicionalmente, comenzaron a devengarse los intereses a tasa LIBO + 1 y 1,5 puntos, según corresponda. Estos saldos fueron integrados en Hychico como aporte de capital.

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 octubre 2011, por un monto de $ 89,5 millones.

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 totalizaron $ 45 millones a valor nominal. Dichos créditos fueron cobrados en su totalidad.

En el marco de la Resolución SE Nro. 724/08, la Sociedad ha propuesto a la Secretaría de Energía de la Nación un Contrato de compromiso de abastecimiento del MEM que consiste en la entrega de la máxima potencia sujeta a las condiciones de operación en la que se encuentre la Central Eléctrica y la energía generada, en la medida en que no se encuentren contratadas en el mercado a término en cada mes. Dicho compromiso se encuentra respaldado con las unidades de la Central Eléctrica.

Asimismo, con fecha 28 de abril de 2010 Capex ha firmado con la Secretaría de Energía de la Nación un acuerdo mediante el cual la Sociedad se compromete a realizar ciertas obras en la Central Eléctrica que le permitirán hacer frente al compromiso mencionado en el párrafo anterior, y la Secretaría de Energía de la Nación se ha comprometido a pagar a Capex con la prioridad de pago establecida en el inciso e) de la Resolución SE Nro. 406/03 los montos de las obras.

El plan de inversiones establecido por la Sociedad, el cual fue aceptado por CAMMESA, asciende a millones de $ 15,1, aproximadamente.

El plan de inversiones aceptado por CAMMESA será financiado con el efectivo cobro de los fondos remanentes retenidos desde el 1 de enero de 2008 no instrumentados por la SE. A la fecha de emisión de los presentes estados contables se han efectuado las presentaciones correspondientes a las obras efectuadas y se ha cobrado de CAMMESA $ 14,7 millones.

A fines de 2010 los generadores de energía eléctrica han suscripto con la Secretaría de Energía un nuevo acuerdo (el “Nuevo Acuerdo”), al cual la Sociedad ha adherido, con el objeto de viabilizar el ingreso de nueva generación para cubrir el aumento de la demanda de energía, determinar un mecanismo para la cancelación de las LVFVD de los generadores 2008-2011 y el reconocimiento de la remuneración global de los generadores que adhieran al Nuevo Acuerdo.

El Nuevo Acuerdo establece los siguientes compromisos:

• Compromiso de la SE:
• Establecer un nuevo cargo a la demanda (excepto residencial).
• Transferir y ceder los recursos provenientes de las cuotas del FONINVEMEM de los generadores a un fideicomiso para financiar las nuevas obras.
• Incrementar la remuneración de la potencia y OyM a quienes cumplan con la disponibilidad objetivo
  1. Potencia CC: 30 $/MW-hrp
  2. OyM CC con gas: + 4 $/MWh – no forman parte del CVP
• En caso de aumento del precio del gas > 10%, a partir de la firma del Nuevo Acuerdo o cada 6 meses, convocar a los generadores para determinar metodología para no perder el margen.
• Compromisos de los Generadores:
• Aceptar el pago de las acreencias 2008-2011 en 120 cuotas (tasa LIBOR + 5%) a partir de la habilitación comercial del nuevo proyecto.
• Construir el nuevo proyecto.
• Efectuar las gestiones de OyM para la mejora de la disponibilidad.
• Renunciar a todo reclamo por las Res. SE 240/03 y 406/03 y sus modificaciones y complementarias y demás instrucciones emitidas por la SE entre el año 2003 y el 31 de diciembre de 2011.

A los efectos de cumplir con los compromisos derivados del Nuevo Acuerdo, con fecha 17 de febrero de 2011, la Sociedad suscribió un acuerdo con AES ARGENTINA GENERACIÓN S.A en virtud del cual se compromete a aportar sus liquidaciones de venta de los años 2008 hasta el 2011, al Proyecto de Inversión presentado por dicha empresa a la Secretaría de Energía, en el caso de que éste fuera aprobado.

En caso de no llegarse a un acuerdo para la instrumentación de los distintos procesos y obligaciones asumidos en el Nuevo Acuerdo sus partes podrían dar por resuelto el mismo. Por ello, la Secretaría de Energía ha instruido a CAMMESA para que, hasta tanto se formalicen dichos acuerdos, los conceptos de remuneración de los Generadores derivados del Nuevo Acuerdo (incremento de Potencia y OyM) sean considerados como Liquidación de Venta con Vencimiento a Definir (LVFVD). Al 31 de octubre de 2011 estas acreencias suman $ 29,3 millones, de las cuales se han cobrado $ 27,8 millones.

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”, la cual Capex S.A. suscribió, limitando su compromiso a entregar todo el volumen que se produzca en su área Agua del Cajón para la generación de energía en la central homónima. 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.

La SE, a través de la Resolución SE 24/08, creó el denominado “Programa Gas Plus”, mediante el cual se generó un esquema de incentivos a la incorporación de nueva producción de gas natural. A través de la Resolución SE 905/10 se aprobó un proyecto presentado por la Sociedad, estableciendo que el 85% de la producción de gas natural que se obtenga de dicho proyecto, se regirá por las reglas del programa Gas Plus y el 15% restante a cubrir los volúmenes faltantes del “Acuerdo con productores de Gas Natural 2007-2011”. La aprobación otorgada queda supeditada a las solicitudes y acuerdos detallados en dicha resolución. La Sociedad se encuentra avanzando en este programa.

Sector GLP

El marco regulatorio de la industria y comercialización del GLP ha sido aprobado por el Congreso de la Nación mediante la Ley N° 26.020. Dicho marco regulatorio tiene por objetivo esencial asegurar el suministro regular, confiable y económico de GLP a sectores sociales residenciales de escasos recursos que no cuenten con servicio de gas natural por redes. Asimismo, se ha fijado una política general en la materia, estableciendo objetivos precisos para la regulación de la industria y comercialización de GLP, todos ellos tendientes a mejorar la competitividad del mercado y ampliar el desarrollo de la industria del GLP, incentivando la eficiencia del sector y garantizando la seguridad en la totalidad de las etapas de la actividad, con una adecuada protección de los derechos de los usuarios, sobre todo en la fijación de los precios.

La Ley N° 26.020 alcanza a la totalidad de la cadena productiva del GLP, es decir a las actividades de producción, fraccionamiento, transporte, almacenaje, distribución, servicios de puerto y comercialización de GLP en todo el territorio de la Argentina.

Es importante destacar que el artículo 6º de la Ley N° 26.020 ha consagrado el libre acceso a la industria y comercialización del GLP, es decir que las actividades antes mencionadas podrán ser ejercidas libremente de acuerdo con la ley, debiendo propender a la competencia, la no discriminación, el libre acceso, la asignación eficiente de recursos, la seguridad pública y la preservación del medio ambiente, siempre con sujeción a las disposiciones generales allí previstas y las normas reglamentarias que se dicten en consecuencia, las que serán analizadas a continuación.

Respecto de la regulación propia de la actividad de producción, cabe destacar que el artículo 11 de la Ley 26.020 ha consagrado la libertad de la actividad de producción, es decir, que la producción de GLP bajo cualquiera de sus formas o alternativas técnicas es libre: se podrá disponer la apertura de nuevas plantas o la ampliación de las existentes sin otro requisito que el cumplimiento de la Ley N° 26.020, su reglamentación y las normas técnicas pertinentes.

Asimismo, la Ley N° 26.020 autoriza la libre importación de GLP sin otro requisito que el cumplimiento de dicha ley y sus normas reglamentarias y complementarias, y sin necesidad de autorización previa. Por el contrario, la exportación de GLP solamente será libre una vez garantizado el volumen de abastecimiento interno, debiendo en cada caso mediar autorización del Poder Ejecutivo Nacional.

La Resolución N° 168/05 de la SE establece que quienes deseen realizar operaciones de exportación deben registrarse ante la Dirección de Gas licuado de Petróleo, dependiente de la Subsecretaría de Combustibles, para su aprobación, y los interesados en exportar GLP deberán demostrar que la demanda de toda la cadena comercial está debidamente satisfecha mediante el mecanismo establecido en la Resolución mencionada.

La Autoridad de Aplicación de la Ley N° 26.020 es la Secretaría de Energía, quien debe ejecutar y velar por el cumplimiento de los objetivos de la regulación de la industria y comercialización del GLP establecidos por dicha ley, dictando las normas que resulten necesarias a tal efecto.

La Secretaría de Energía, a través de las Resoluciones Nº 1070/08 y 1071/08, ratificó (i) un acuerdo complementario del Acuerdo con Productores de Gas celebrado con los productores de gas, y (ii) un Acuerdo de Estabilidad del precio del GLP, celebrado con los productores de GLP, ninguno de los cuales fue suscripto por la Sociedad.

A fines del mes de  noviembre de 2011  el ENTE NACIONAL REGULADOR  DEL GAS (ENARGAS)  dictó las  Resoluciones  1982,  1988 y 1991 en virtud de  las cuales,  entre otras cuestiones: (i)  se ajustaron los valores unitarios del  cargo creado por el Decreto PEN 2067/08  aumentándolos aproximadamente  un 1000% y (ii) se dispuso aplicar dicho cargo  en forma completa a determinados usuarios no residenciales  de  gas  natural de acuerdo con la actividad principal o secundaria que éstos realicen, lo cual incluye a las Plantas de Tratamiento de Gas Natural ubicadas fuera de  la medición regulada, tal el caso de la planta de Servicios Buproneu S.A en la cual la Sociedad procesa su gas natural. En virtud de  lo expuesto,  la Sociedad, en su carácter de Productor de GLP, debería abonar el cargo  mencionado. La Sociedad entiende que el impacto económico de dicho cargo será significativo para la unidad de negocio GLP y se encuentra analizando las acciones a seguir.

Inversión en Hychico

a) Constitución y negocio de Hychico

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

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

b) Proyecto 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 e infraestructura vial, que permitirán en el mediano plazo el inicio de proyectos de gran envergadura, que involucren la generación de energías libres de emisiones de gases de efecto invernadero.

Hychico inició en diciembre del 2006 la medición de vientos con tres torres emplazadas aproximadamente a 20 Km (kilómetros) de la ciudad de Comodoro Rivadavia, Provincia del Chubut, y una torre en la localidad de Colonia Presidente Luis Sáenz Peña, Provincia de Santa Cruz. Las torres de medición tienen 50 metros de altura, con mástiles fabricados en Argentina y aprobados por la Comisión Nacional de Comunicaciones. La instalación de las mismas ha sido aprobada por auditores internacionales y 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. En ese sentido, Hychico ha confeccionado y presentado ante la OAMDL (Oficina Argentina del Mecanismo para un Desarrollo Limpio) el PDD (Project Design Document) y se encuentra en proceso de validación del proyecto ante la DOE (Designated Operation Entity) seleccionada. Finalmente, con la aprobación de la OAMDL se presentará el proyecto ante la Junta Ejecutiva (Executive Board) para su registro.

Los trabajos efectuados 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, 6- ensamble e instalación del parque eólico, 7- construcción de líneas de media tensión y obras electromecánicas y 8- pruebas de los aerogeneradores.

El Parque Eólico Diadema (“PED”) tiene una capacidad de generación de 6,3 MW (megawatts). La inversión total en el mismo es de aproximadamente US$ 17 millones. En el mes de octubre de 2011 se ha iniciado la operación del PED en etapa preoperativa, donde se están ajustando los equipos para la etapa de la operación comercial. Asimismo Hychico espera obtener la habilitación comercial del PED, durante el tercer trimestre del ejercicio en curso.

Hychico se encuentra abocada a la consecución de un contrato de venta de energía a largo plazo a precios y condiciones acordes con los de mercado, tomando para ello parámetros locales e internacionales.

La energía que se está generando en el PED está siendo vendida al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), de acuerdo con las regulaciones vigentes; dicha modalidad de venta se extenderá hasta obtener un contrato de venta de energía a largo plazo, de acuerdo con lo indicado en el párrafo anterior.

c) 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) cada uno y de oxígeno de 30 m3/h cada uno, 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 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.

En diciembre de 2008 se inauguró la planta para la producción de hidrógeno y oxígeno, por medio del proceso de electrólisis, la cual posee una capacidad para 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 emplea como combustible para la generación de energía eléctrica, mediante la mezcla del hidrógeno con gas, y el oxígeno se destina al mercado de gases industriales de la región. Tanto el hidrógeno, como el oxígeno, son producidos y almacenados en estado gaseoso y son 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) en mayo de 2009, a partir del 1 de marzo de 2009 ha comenzado su etapa preoperativa, generándose energía eléctrica de manera no constante. En cuanto al oxígeno, en junio de 2009 se ha comenzado su despacho a Air Liquide Argentina S.A..

Durante el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2009 Hychico inició 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.  Hasta el 30 de abril de 2010 las plantas se encontraban en estado de ajustes y pruebas permanentes del funcionamiento de los equipos, motivo por el cual sufrieron suspensiones de los servicios. En dicha fecha se dio por concluida la puesta en marcha de los principales equipos, iniciando consecuentemente, en mayo de 2010, la actividad operativa y comenzando con la amortización de los bienes de uso y activos intangibles relacionados con el proyecto. Al 31 de octubre y 30 de abril de 2011 los bienes de uso y activos intangibles relacionados con el Proyecto Hidrógeno se encuentran totalmente previsionados.

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”

d) Financiación de Hychico con aportes y/o préstamos de sus accionistas

Hychico ha financiado el desarrollo de sus proyectos con aportes y/o préstamos de sus accionistas.

Debido a la situación financiera de Hychico, y a efectos de poder hacer frente a sus compromisos financieros, el 30 de julio de 2010 la Asamblea de Accionistas de Hychico decidió efectuar un aumento de capital por la suma de $ 20.569.809, el cual fue suscripto en un 100% por la Sociedad, mediante la integración (en los términos del artículo 41 de la Ley de Sociedades) de todos los créditos pendientes de cobro provenientes de la devolución de los aportes oportunamente efectuados por la Sociedad a los fideicomisos del “Fondo para inversiones necesarias que permitan incrementar la oferta de energía eléctrica en el mercado eléctrico mayorista” (FONINVEMEM) bajo las Resoluciones SEN 622/05 y SEN 564/07 y complementarias (en adelante el “Crédito del FONINVEMEM”), cuyo valor nominal ascendía a US$ 7.887.658. Dichos créditos deben ser cancelados por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”), en su condición de Agente de Pago de los Fideicomisos del FONINVEMEM, en 120 cuotas mensuales, de las cuales, a la fecha de emisión de los presentes estados contables, restan cancelar 99 cuotas.

A los efectos de determinar el valor de mercado del crédito aportado, el mismo fue valuado por un perito, en base a las normas contables aplicables en la República Argentina, en la suma de US$ 5.224.742, los cuales al tipo de cambio vendedor del 29 de julio de 2010 equivalen a $ 20.569.809. La diferencia entre el valor nominal y el valor de mercado, por un importe de $ 9.291.124, ha sido registrada al 31 de julio de 2010 como una ganancia en el rubro de “Resultados financieros y por tenencia”.

Dicho aporte le proporcionará a Hychico un flujo de caja constante en el largo plazo que le permitirá hacer frente a sus necesidades financieras ordinarias y continuar con la instrumentación de proyectos de energía renovables.

Adicionalmente, en octubre de 2010 se firmaron dos contratos de préstamo, el primero con la Sociedad por un monto de hasta $ 5.000.000 y el segundo con SEB por un monto de hasta $ 1.000.000; ambos devengaron un interés nominal anual del 15%, con vencimiento 29 de abril de 2011. Hychico recibió $ 4.200.000 de la Sociedad y $ 1.000.000 de SEB.

En noviembre de 2010 se firmó un contrato de préstamo con SEB por un monto de hasta $ 2.000.000; el mismo devengó un interés nominal anual del 15%, con vencimiento 29 de abril de 2011. Hychico recibió $ 900.000.

Con fecha 28 de abril de 2011 dichos préstamos fueron renovados, a la misma tasa de interés, hasta el 31 de mayo de 2011, pasando los intereses devengados hasta dicha fecha, netos de retenciones del impuesto a las ganancias, a formar parte del capital. Con fecha 27 de mayo de 2011 los mismos fueron capitalizados.

e) Capital de trabajo negativo de Hychico

Al 31 de octubre de 2011, Hychico registró un déficit de capital de trabajo de $ 35.833.323. La Dirección de Hychico se encuentra en proceso de obtener la aprobación, por parte de una Institución Financiera Internacional, de un financiamiento acorde a su futuro flujo de fondos, lo cual le permitirá superar el déficit de capital de trabajo.

En caso de no obtener dicho financiamiento la Sociedad y SEB continuarán financiando las actividades de Hychico.

Reservas de petróleo y gas

Gaffney, Cline & Associates Inc., consultores internacionales independientes, realizaron una auditoría de reservas en el área Agua del Cajón al 31 de diciembre de 2010. El informe del auditor de reservas de petróleo y gas tiene como horizonte el vencimiento de la concesión en enero de 2026.

La estimación de reservas del área a dicha fecha es la siguiente:

Productos		Comprobadas			Probables	Posibles
Desarrolladas	No desarrolladas	Total
Gas	en millones de m3 (1)	3.647	1.854	5.501	670	668
Petróleo	miles de bbl	1.302	717	2.019	421	145
miles de m3	207	114	321	67	23

(1) expresado en 9300 kcal/m3

9) Cantidad de acciones

Al 31 de octubre de 2011 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 $ 11,9 millones y un Patrimonio Neto de $ 348,7 millones.

Sin otro particular, saluda a Ud. muy atentamente,

Alejandro Götz

Presidente