Capex S.A. — Management Reports 2011

Jul 11, 2011

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 11 de julio de 2011

Señor

SubGerente Técnico y de Valores Negociables

de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires

Presente

At.: Dr. Roberto Chiaramoni

Ref.: Art. 62 del Nuevo Reglamento de Cotización

De nuestra mayor consideración:

Hacemos saber que en su reunión del día 11 de julio de 2011, el Directorio de esta Sociedad ha aprobado la información relativa a la reseña informativa, los estados contables y demás documentación correspondiente al vigésimo tercer ejercicio económico finalizado el 30 de abril de 2011.

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 ejercicio finalizado el 30 de abril de 2011 ascendió a $ 12.449.495. La misma corresponde a resultados ordinarios.

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

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

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

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

Tabla Nº 4

	30/04/11	30/04/10	30/04/09	30/04/08	30/04/07
Ventas de energía en miles de MWh	3.736	3.399	4.531	4.728	2.429
Ventas de petróleo en el mercado local en m3 (1)	92.351	83.844	102.347	107.756	117.718
Ventas de petróleo en el mercado local en bbl	14.683	13.330	16.272	17.132	18.716
Ventas de gas en miles de m3	-	8.752	-	-	330.616
Ventas de propano en el mercado local en tn	31.105	20.539	14.718	19.838	15.906
Ventas de propano en el mercado extranjero en tn	-	6.516	16.439	12.761	17.779
Ventas de butano en el mercado local en tn	20.277	17.776	17.488	20.106	20.391
Ventas de butano en el mercado extranjero en tn	-	266	3.133	1.573	1.971
Servicio de fasón en miles de MWh	4,9	4,4	-	-	-
Ventas de oxígeno en el mercado local en m3	69.978	17.737	-	-	-
Producción de energía en miles de MWh	3.843	3.108	4.623	4.843	2.484
Producción de petróleo en m3	48.688	47.874	60.469	63.017	71.588
Producción de petróleo en bbl	7.741	7.611	9.614	10.019	11.382
Producción de gas en miles de m3	762.421	711.188	809.841	884.680	969.093
Producción de propano en tn	31.128	27.191	31.160	32.510	33.528
Producción de butano en tn	20.431	18.045	20.634	21.659	22.314
Producción de gasolina en m3 (2)	36.439	31.268	36.275	37.540	38.115
Producción de oxígeno en m3	69.978	17.737	-	-	-
Compra de energía en miles de MWh	118	407	41	24	42
Compra de gas en miles de m3	253.044	109.234	387.773	357.638	72.970
Ventas de energía en $miles	496.675	347.329	429.638	414.701	170.795
Ventas de petróleo en el mercado local en $miles	126.177	93.673	99.131	90.320	95.234
Ventas de gas en $miles	-	1.230	-	-	63.580
Ventas de propano en el mercado local en $miles	45.913	22.941	13.337	18.175	12.914
Ventas de propano en el mercado extranjero en $miles	-	9.672	30.413	27.759	27.916
Ventas de butano en el mercado local en $miles	31.676	16.861	12.877	17.085	14.037
Ventas de butano en el mercado extranjero en $miles	-	282	6.296	3.214	3.091
Servicio de fasón en $miles	590	436	-	-	-
Ventas de oxígeno en el mercado local en $miles	116	23	-	-	-
Precio de venta promedio de energía por MWh	132,9	102,2	94,8	87,7	70,3
Precio de venta promedio de petróleo por m3 en el mercado local	1.366,3	1.117,2	968,6	838,2	809,0
Precio de venta promedio de petróleo por bbl en el mercado local	217,2	177,6	154,0	133,3	128,6
Precio de venta promedio de gas por m3	-	140,5	-	-	192,3
Precio de venta promedio de propano en el mercado local por tn	1.476,1	1.116,9	906,2	916,2	811,9
Precio de venta promedio de propano en el mercado extranjero por tn	-	1.484,3	1.850,1	2.175,3	1.570,2
Precio de venta promedio de butano en el mercado local por tn	1.562,2	948,5	736,3	849,7	688,4
Precio de venta promedio de butano en el mercado extranjero por tn	-	1.060,2	2.009,6	2.043,2	1.568,2
Precio de venta promedio de servicio de fasón en el mercado local por MWh	120,4	99,1	-	-	-
Precio de venta promedio de oxígeno por m3 en el mercado local	1,7	1,3	-	-	-

(1) Incluye 36.441 m3, 31.277 m3, 36.316 m3, 37.760 m3 y 38.079 m3 de gasolina al 30 de abril de 2011, 2010, 2009, 2008 y 2007, respectivamente vendidos como petróleo.

(2) La gasolina al 31 de enero de 2011, 2010, 2009, 2008, 2007 y 2006 respectivamente, se ha vendido como petróleo.

6) Indices

Tabla Nº 5

(a) Información consolidada con SEB e Hychico, según sus estados contables al 30 de abril de 2011, 2010 y 2009

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

(c) Información consolidada con Hychico, según sus estados contables al 31 de marzo de 2008

(1)	Activo corriente
	Pasivo corriente

(2)	Patrimonio Neto
	Pasivo Total

(3)	Activo no corriente
	Total del Activo

(4)	Resultado del ejercicio
	Patrimonio Neto promedio

7) Resultado acumulado al 30 de abril de 2011:

La ganancia bruta del ejercicio finalizado el 30 de abril de 2011 fue del 25,5 % sobre las ventas netas y la pérdida final ascendió al 1,8 % de las mismas.

Las ventas netas ascendieron a $miles 701.147. La composición de las ventas en los distintos productos es la que se detalla a continuación:

	30/04/11		30/04/10
Producto	$miles	%	$miles	%
Energía y gas
- Energía	496.675	70,8	347.329	70,6
- Gas	-	-	1.230	0,2
Petróleo	126.177	18,0	93.673	19,0
Propano	45.913	6,6	32.613	6,6
Butano	31.676	4,5	17.143	3,5
Servicio de fasón	590	0,1	436	0,1
Oxígeno	116	0,0	24	-
Total	701.147	100,0	492.448	100

Las ventas netas del ejercicio finalizado el 30 de abril de 2011 aumentaron en un 42,4 % respecto 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 GWh aumentaron en un 9,9 % pasando de 3.399 (o un promedio de 283 GWh por mes) al 30 de abril de 2010 a 3.736 (o un promedio de 311 GWh por mes) al 30 de abril de 2011, como consecuencia de un mayor nivel de actividad de la central. Este incremento en la actividad de la central junto con el mayor volumen de gas redireccionado y comprado a terceros, entre los que se encuentra CAMMESA, implicó un aumento considerable en la disponibilidad de la materia prima básica para la generación.

Las ventas de energía medidas en pesos aumentaron en $miles 149.346, representando un incremento del 43,0 % con respecto al ejercicio anterior. Este aumento se debió a la mayor remuneración de este segmento. 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 y un mayor reconocimiento de los valores de potencia y operación y mantenimiento.

Los precios de venta de energía variaron un 30,0 % pasando de $ 102,2 al 30 de abril de 2010 a $ 132,9 al 30 de abril de 2011 por los motivos expuestos en el párrafo anterior.

• Gas

No se han registrado ventas de gas en el ejercicio. Durante el ejercicio anterior se registraron ventas de gas por $miles 1.230, producto de entregas realizadas por 8.752 m3 a fin de mantener productivo el yacimiento.

La producción de gas aumentó en 51.233 miles de m3, es decir, un 7,2 %, pasando de 711.188 miles de m3 al 30 de abril de 2010 a 762.421 miles de m3 al 30 de abril de 2011 como consecuencia de los trabajos realizados en el yacimiento.

b) Petróleo:

Las ventas de petróleo del ejercicio finalizado el 30 de abril de 2011 aumentaron en $miles 32.504, representando un aumento del 34,7 % con respecto al ejercicio anterior. Este aumento se debió (i) al mayor volumen vendido, el cual aumentó un 10,1 %, pasando de 83.844 m3 al 30 de abril de 2010 a 92.351 m3 al 30 de abril de 2011, y (ii) un incremento en el precio del 22,3 %. El incremento del precio de venta promedio se debe al 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.

La producción de petróleo aumentó un 1,7 %, de 47.874 m3 al 30 de abril de 2010 a 48.688 m3 al 30 de abril de 2011. Este incremento se debió a mejoras en la productividad del yacimiento Agua del Cajón.

c) Propano, butano y gasolina:

• Las ventas de propano en el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2011 aumentaron en $miles 13.300 con respecto al ejercicio anterior, pasando de $miles 32.613 al 30 de abril de 2010 a $miles 45.913 al 30 de abril de 2011, como consecuencia de un aumento del precio promedio de ventas en un 22,4 %, pasando de $promedio/tn 1.205,4 al 30 de abril de 2010 a $promedio/tn 1.476,1 al 30 de abril de 2011, conjuntamente con un aumento en el volumen vendido en un 15,0 %.
• Las ventas de butano en el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2011 aumentaron en $miles 14.533 con respecto al ejercicio anterior, pasando de $miles 17.143 al 30 de abril de 2010 a $miles 31.676 al 30 de abril de 2011,como consecuencia de un incremento en el volumen vendido del 12,4 % y un aumento del precio promedio de ventas de un 64,4 %, pasando de $promedio/tn 950,2 al 30 de abril de 2010 a $promedio/tn a 1.562,2 al 30 de abril de 2011.
• No se han registrado ventas de gasolina al 30 de abril de 2011 debido a que la producción de 36.439 m3, fue blendeada y vendida con el petróleo por razones de mercado. Asimismo no se han registrado ventas de gasolina al 30 de abril de 2010 por los mismos motivos expuestos anteriormente.

d) Servicio de fasón:

Hychico prestó servicio de fasón facturando en el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2011 $miles 590 por la generación de 4,9 MWh.

e) Oxígeno:

Hychico vendió 69.978 m3 de oxígeno por un total de $miles 116 en el ejercicio finalizado el 30 de abril de 2011.

El costo de ventas del ejercicio finalizado el 30 de abril de 2011 ascendió a $miles 522.544, representando el 74,5 % sobre las ventas netas, mientras que en el ejercicio anterior ascendió a $miles 405.927, representando el 82,4 % sobre las ventas. El incremento del 28,7 % en el costo de ventas fue generado principalmente por:

• el mayor resultado por tenencia del costo de ventas segregado bajo resultados financieros,
• las mayores costos relacionados con los mantenimientos de la central, principalmente por la reparación extraordinaria ocurrida en la TG6 durante el mes de abril 2011 sin haber afectado significativamente la generación,
• las mayores compras de gas,
• el costo de los pozos exploratorios cargados a resultados y
• un incremento de los costos laborales.

Estos aumentos fueron compensados parcialmente por las menores compras de energía como consecuencia de que la Sociedad pudo cubrir sus ventas con generación propia.

Los gastos de comercialización fueron de $miles 84.070, representando un 12,0% sobre las ventas netas. Con respecto al ejercicio anterior éstos aumentaron un 28,9 %, principalmente por el aumento de regalías (generado por las mayores producciones de petróleo y gas) y del impuesto a los ingresos brutos (generado por el incremento de las ventas). Todo ello fue compensado en parte, con una disminución de las retenciones de exportaciones como consecuencia de no haber realizado exportaciones de GLP en el ejercicio que finaliza.

Los gastos de administración del ejercicio finalizado el 30 de abril de 2011 ascendieron a $miles 54.417, representando un 7,8 % respecto de las ventas netas. Con respecto al ejercicio anterior, éstos aumentaron un 44,3 %, como consecuencia de los mayores gastos laborales y gastos bancarios, estos últimos debido al impuesto a los débitos y créditos abonados por la cancelación de los préstamos y al ingreso de los fondos provenientes de las Obligaciones Negociables de US$ 200 millones.

Los resultados financieros y por tenencia arrojaron un saldo negativo de $miles 41.977, mientras que en el ejercicio anterior fueron negativos por $miles 17.226. Las causas principales de la variación negativa de $ miles 24.751 son:

	Concepto	Variación en $miles
(i)	Intereses y otros resultados devengados por la deuda bancaria y colocaciones (neto)	(30.884)
(ii)	Variación del tipo de cambio de la moneda extranjera	(21.095)
(iii)	Variación del resultado por tenencia	46.478
(iv)	Previsiones	(657)
(v)	Descuento de créditos y deudas	(20.442)
(vi)	Desvalorización de bienes de uso	2.269
(vii)	Desvalorización de activos intangibles	93
(viii)	Impuesto a los ingresos brutos por descuento financiero	(513)
	Total	(24.751)

• La variación de los intereses y otros resultados devengados corresponde principalmente a las comisiones abonadas como consecuencia de la precancelación de los préstamos por $ 13,2 millones y la mayor tasa de interés acordada en las refinanciaciones de la deuda financiera.
• 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 2010 y 2011 ésta aumentó un 4,9 %, en tanto en el ejercicio anterior la variación fue del 4,7 %. Asimismo, en el ejercicio la Sociedad afrontó diferencias de cambio por la precancelación de su deuda financiera.
• La variación de los resultados por tenencia se produjo por un mayor 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, a la quita del 10% equivalente a una ganancia de $ 28.010.100, obtenida por la Sociedad por el pago voluntario de US$ 73.000.000 de los préstamos no garantizados, que afectó los resultados del ejercicio finalizado el 30 de abril de 2010.

Los otros ingresos netos fueron positivos por $miles 6.074, fundamentalmente por la menor valuación a mercado del SWAP de tasa LIBO contratado por la Sociedad, compensado por previsiones para juicios y multas.

Al 30 de abril de 2011 el activo aumentó $miles 191.830 en comparación con el 30 de abril de 2010. Las causas principales de esta variación son los incrementos en:

1. inversiones por $miles 117.460, por la constitución de plazos fijos,
2. créditos por ventas por $ miles 34.634, debido a las mayores ventas que se tradujeron en una mayor facturación compensado con la cesión de derechos CAMMESA a Hychico,
3. otros créditos por $ miles 40.123, debido a la cesión de derechos CAMMESA, los anticipos otorgados a proveedores y los créditos impositivos por las retenciones de impuesto a los ingresos brutos sufridas con motivo de la precancelación de la deuda,
4. bienes de cambio y repuestos y materiales por $miles 4.241, debido a los mayores stocks de los materiales asociados a la operación normal de la Sociedad,
5. bienes de uso por $miles 36.720, por el efecto neto de las altas, bajas y amortizaciones producidas entre los ejercicios analizados.

compensado con el efecto negativo en:

1. caja y bancos por $miles 32.598, debido al pago de préstamos y a proveedores, y
2. activos intangibles por $miles 8.750, por el efecto neto de las altas, bajas y amortizaciones producidas entre los ejercicios analizados.

El pasivo aumentó en $miles 204.195, lo que representa una incremento del 21,8 % con respecto al ejercicio anterior.  Las causas principales de la variación son:

1. el aumento neto de préstamos por $miles 166.807, 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 $miles 33.300, debido a las mayores compras (en especial compras de gas), compensado con el pago del saldo de la deuda asumida por la Sociedad a favor de la Provincia del Neuquén, por US$ 17.000.000, como consecuencia de la extensión de la concesión del área Agua del Cajón hasta el 11 de enero de 2026,
3. un aumento en las remuneraciones y deudas sociales por $miles 4.409, como consecuencia del incremento de los costos laborales,
4. el aumento en las cargas fiscales por $miles 5.130,
5. una disminución en otros pasivos por miles de $ 6.760, como consecuencia de la disminución de la valuación a mercado del Swap de tasa LIBO, y
6. un incremento en las previsiones de $ 1.309.

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 1,5 % pagadera 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.

Obligaciones Negociables Senior Notes

Con fecha 28 de diciembre de 2010, el Directorio de la Sociedad aprobó los términos y condiciones del Programa Global de Obligaciones Negociables, la solicitud de autorización de oferta pública y cotización por un valor nominal de hasta US$ 200 millones.

El 10 de marzo de 2011 se emitió la Clase I de Obligaciones Negociables por un monto de US$ 200 millones bajo el mencionado programa.

La Clase I de las Obligaciones Negociables, al momento de la emisión, han sido calificadas internacional y localmente por dos calificadoras de riesgo como “B/RR4” y “B-” y “A+(arg)” y “raA”, respectivamente.

A continuación se detallan las principales características:

Organizadores: Deutsche Bank Securities Inc y J.P. Morgan Securities, LLC

Monto de la Emisión: U$S 200.000.000

Precio de Emisión: 100%

Fecha de Emisión: 10 de marzo de 2011

Fecha de Vencimiento: 10 de marzo de 2018

Interés: devenga intereses compensatorios pagaderos por períodos de seis meses, a partir de la fecha de la firma y hasta el repago total a una tasa fija del 10% nominal anual. Las fechas de pago serán el 10 de marzo y 10 de septiembre de cada año hasta la fecha de vencimiento, comenzando el 10 de septiembre de 2011.

Amortización: el capital se amortizará en una única cuota el 10 de marzo de 2018

Cotización: las obligaciones negociables cotizan en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y en la Bolsa de Comercio de Luxemburgo.

Rescate opcional con prima: la Sociedad podrá efectuar el rescate total y no parcial, en cualquier momento previo al 10 de marzo de 2015 por un monto igual al 100% del capital, con más los intereses devengados e impagos hasta la fecha de rescate más una Prima.

Rescate opcional sin prima: la Sociedad podrá efectuar el rescate total o parcial, en cualquier momento a partir del 10 de marzo de 2015 a los precios de rescate expresados como porcentajes del monto de capital que se establecen a continuación, con más los intereses devengados e impagos, si los hubiera, hasta la fecha de rescate.

Año	Precio de rescate
2015	105%
2016	103,3%
2017 y posteriores	100%

Destino de los fondos: cancelación de pasivos a largo plazo y de corto plazo e integración de capital de trabajo en el país.

Garantías: sin garantías

Compromisos de la Sociedad y sus subsidiarias restringidas: ver Nota 15 a los estados contables individuales.

En el mes de marzo de 2011 la Sociedad recibió el desembolso total de los fondos provenientes de las Obligaciones Negociables y canceló los siguientes préstamos:

• US$ 238.339.978 Amended and Restated Credit Agreement – Tramo A y Tramo B: capital remanente, intereses y comisiones por el prepago de la deuda;
• US$11.660.022 Amended and Restated Credit Agreement: capital, intereses y comisiones por el prepago de la deuda;
• Credit agreement US$ 10.500.000: capital remanente, intereses y comisiones por el prepago de la deuda;
• Préstamos de corto plazo.

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 30 de abril de 2011 tiene una posición pasiva de $ 30.052.103, de los cuales $ 16.168.689 son corrientes, la cual se encuentra incluida en el rubro otros pasivos con contrapartida en resultados (otros ingresos 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.

Areas de exploración en Río Negro

La Sociedad planea para el curso de este ejercicio la profundización de un pozo en Lago Pellegrini y la perforación de nuevos pozos exploratorios en las áreas de Villa Regina, Loma de Kauffman, Lago Pellegrini y Cerro Chato.

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:

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

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

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

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

En septiembre de 2003 la SE dictó la Resolución Nº 406 que establece mecanismos transitorios para la asignación de los fondos cobrados por CAMMESA, fijando una serie de prioridades, privilegiando el pago de potencia y costos de generadores privados y transportistas, y saldos pendientes de acreencias. Los saldos pendientes de pago de cada mes se consolidarán y serán pagados cuando el fondo de estabilización posea el dinero suficiente.

La vigencia de los mecanismos rige a partir de los vencimientos de septiembre de 2003 y hasta tanto la SE disponga lo contrario.

• 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:

• aporte del 50% del total de sus Acreencias durante el período comprendido entre enero y diciembre 2007 inclusive, o
• 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
• 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:

• Una tasa de interés equivalente al rendimiento medio mensual obtenido por CAMMESA en sus colocaciones financieras.
• 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 abril 2011, por un monto de $ 78,1 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 totalizan $ 45 millones a valor nominal. Los créditos cedidos 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 $ 11,7 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 otro 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 30 de abril de 2011 estas acreencias suman $ 17,9 millones, de las cuales se han cobrado $ 6,0 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.

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.

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, 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 6,3 MW (megawatts) 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 (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 y 6- ensamble e instalación del parque eólico.

La inversión total del proyecto es de aproximadamente US$ 17 millones y se estima comenzará a operar en el segundo semestre del año 2011.

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 generada por el parque será entregada al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), para lo cual en la actualidad se está trabajando en las obras correspondientes. En la medida que se finalice con las obras y se dé comienzo a la operación comercial del parque sin haberse firmado aún el contrato de venta de energía a largo plazo, se procederá a la venta de dicha energía aplicando la regulación vigente para toda generación nueva, con la prioridad de despacho que tienen definida los parques eólicos.

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 anterior 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 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 los accionistas de Hychico

Desde el inicio del proyecto y hasta el mes de mayo de 2011 Hychico ha financiado el desarrollo de sus proyectos con aportes y/o préstamos de sus accionistas, según se detalla a continuación:

En octubre de 2008 se firmaron dos contratos de préstamo, el primero con la Sociedad 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 30 de abril de 2009.

En abril de 2009 Hychico efectuó una cancelación parcial del préstamo otorgado por la Sociedad por US$ 2.033.526 (capital más intereses, equivalentes a $ 7.400.000).

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, compuestos por $ 16.450.000 y $ 7.050.000 en concepto de capital e intereses adeudados a la Sociedad y a SEB respectivamente (equivalentes a US$ 4.420.855 de la Sociedad y a US$ 1.894.652 de SEB). El Directorio de Hychico aprobó los aportes recibidos con fecha 30 de abril de 2009.

Asimismo, el 30 de abril de 2009 se extendió el vencimiento de los saldos no aportados de los préstamos mencionados anteriormente hasta el 27 de octubre de 2009. En dicha fecha, los mismos fueron renovados bajo las mismas condiciones hasta el 29 de enero de 2010.

Adicionalmente, en junio de 2009 Hychico obtuvo dos préstamos, con plazo máximo de desembolso hasta el 31 de enero de 2010, el primero de la Sociedad 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).

En febrero de 2010 Hychico firmó dos contratos de préstamo, el primero con la Sociedad por un monto de US$ 364.000 y el segundo con SEB por un monto de US$ 156.000; ambos devengaron un interés nominal anual del 6,5%, con vencimiento 30 de abril de 2010, fecha en la cual fueron cancelados en su totalidad.

En octubre de 2010 Hychico firmó 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. A la fecha de los presentes estados contables, Hychico recibió $ 4.200.000 de la Sociedad y $ 1.000.000 de SEB.

En noviembre de 2010 Hychico 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. A la fecha de los presentes estados contables, 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 a formar parte del capital. Con fecha 27 de mayo de 2011, han sido capitalizados por 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 Petróleo en miles de bbl	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 30 de abril 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 $ 12,4 millones y un Patrimonio Neto de $ 360,6 millones.

12) Distribución de resultados

En relación con los resultados mencionados, el Directorio propondrá a los Señores Accionistas la absorción de los mismos con la reserva facultativa y reserva legal.

Sin otro particular, saluda a Ud. muy atentamente,

Alejandro Götz

Presidente