PROSPECTO

ROCH S.A.

PROGRAMA DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES SIMPLES NO CONVERTIBLES EN ACCIONES POR UN VALOR NOMINAL DE HASTA

US$ 50.000.000 (O SU EQUIVALENTE EN OTRAS MONEDAS)

El presente prospecto (el “Prospecto”) corresponde al programa de obligaciones negociables no convertibles en acciones por un valor nominal de hasta US$ 50.000.000 (Dólares estadounidenses cincuenta millones) (o su equivalente en otras monedas) creado por ROCH S.A. (“ROCH”, la “Sociedad” o la “Emisora”) para la emisión de obligaciones negociables simples (no convertibles en acciones), de conformidad con la Ley Nº 23.576 de Obligaciones Negociables y sus modificaciones (la “Ley de Obligaciones Negociables”) y demás normas vigentes (el “Programa”), las cuales podrán ser subordinadas o no subordinadas, con garantía especial o común sobre el patrimonio de la Emisora (en forma indistinta, los “Valores Negociables” o las “Obligaciones Negociables”), en todos los casos de acuerdo con lo que sobre el particular se indique en el suplemento de precio correspondiente a una clase y/o serie. Las Obligaciones Negociables podrán estar denominados en pesos, en dólares estadounidenses o en cualquier otra moneda. El plazo de duración del Programa en virtud del cual podrán emitirse Obligaciones Negociables hasta el valor total máximo en circulación permitido será de 5 años contados desde la fecha de la autorización de oferta pública otorgada por la Comisión Nacional de Valores (la “CNV”) y sus renovaciones. Las Obligaciones Negociables emitidos en el marco del Programa serán emitidos en clases (cada una, una “Clase”) y cada clase podrá comprender una o más series (cada una, una “Serie”) de Obligaciones Negociables.

Los plazos y las formas de amortización de las Obligaciones Negociables serán los que se especifiquen en el suplemento de precio correspondiente a cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables (cada uno, un “Suplemento de Precio”). Las Obligaciones Negociables podrán devengar intereses o no, según se especifique en el Suplemento de Precio correspondiente. Los intereses serán pagaderos en las fechas y en las formas que se especifique en el Suplemento de Precio correspondiente.

Antes de tomar decisiones de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversor deberá considerar la totalidad de la información contenida en este Prospecto y en el Suplemento de Precio correspondiente (incluyendo sin limitación lo expuesto bajo “Factores de Riesgo” e “Información sobre la Emisora”)


El Programa no cuenta con calificación de riesgo. La Emisora podrá optar por calificar cada una de las Clases o Series de Obligaciones Negociables a emitirse bajo el Programa, conforme lo determine en cada oportunidad en el respectivo Suplemento de Precio. Las calificaciones de riesgo no constituirán -ni podrán ser consideradas como- una recomendación de adquisición de las Obligaciones Negociables por parte de la Emisora o por parte de cualquier agente colocador participante en una Clase y/o Serie bajo el Programa..

El Programa no cuenta con calificación de riesgo. La Emisora podrá optar por calificar cada una de las Clases o Series de Obligaciones Negociables a emitirse bajo el Programa, conforme lo determine en cada oportunidad en el respectivo Suplemento de Precio. Las calificaciones de riesgo no constituirán -ni podrán ser consideradas como- una recomendación de adquisición de las Obligaciones Negociables por parte de la Emisora o por parte de cualquier agente colocador participante en una Clase y/o Serie bajo el Programa..

De acuerdo con lo que resuelva la Emisora respecto de una Clase y/o una Serie en el respectivo Suplemento de Precio, las Obligaciones Negociables deberán ser listadas y/o negociarse en uno o más mercados autorizados a funcionar por la CNV y/o en mercados de valores del exterior, con sujeción a todas las leyes y reglamentaciones locales y extranjeras que resultaren de aplicación a tales efectos.

La creación del Programa ha sido autorizada por Resolución Nº 17.635 de fecha 9 de abril de 2015 de la CNV. Esta autorización sólo significa que se ha cumplido con los requisitos establecidos en materia de información. La CNV no ha emitido juicio sobre los datos contenidos en el Prospecto. La veracidad de la información contable, financiera y económica, así como de toda otra información suministrada en el presente Prospecto es exclusiva responsabilidad del Directorio y, en lo que les atañe, del órgano de fiscalización de la Sociedad y de los auditores que suscriben sus respectivos informes sobre los estados financieros que se acompañan y demás responsables contemplados en los artículos 119 y 120 de la Ley Nº 26.831 (tal como fuera modificada, la “Ley de Mercado de Capitales”). El Directorio manifiesta, con carácter de declaración jurada, que el presente Prospecto contiene, a la fecha de su publicación, información veraz y suficiente sobre todo hecho relevante que pueda afectar la situación patrimonial, económica y financiera de la Emisora y de toda aquélla que deba ser de conocimiento del público inversor con relación a la presente emisión, conforme las normas vigentes.

De acuerdo con lo previsto en el artículo 119 de la Ley de Mercado de Capitales la Emisora, juntamente con los integrantes de los órganos de administración y fiscalización -estos últimos en materia de su competencia-, y las personas que firmen el Prospecto serán responsables de la información incluida en el mismo. Los agentes colocadores que sean designados en un Suplemento de Precio de acuerdo con lo previsto en el Prospecto deben revisar diligentemente la información contenida en el mismo. Los terceros que opinen sobre ciertas partes del Prospecto sólo serán responsables por la parte de dicha información sobre la que hubieren emitido opinión.

El presente Prospecto se encontrará a disposición de los interesados en las oficinas de la Emisora sitas en la Av. Eduardo Madero 1020, piso 21° (CP1106ACX), Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina y/o de los agentes colocadores en los domicilios designados en relación con una Clase y/o Serie particular. Asimismo, el presente Prospecto podrá ser consultado en la página web de la CNV (www.cnv.gob.ar), sección “Información Financiera”, y en la página web institucional de la Emisora (www.roch.com.ar).

La fecha de este Prospecto es [__] de abril de 2015

CONTENIDO

NOTIFICACIÓN A LOS INVERSORES 4

AVISO A LOS INVERSORES SOBRE NORMATIVA RELATIVA A LA PREVENCIÓN DE LAVADO DE ACTIVOS Y FINANCIAMIENTO EL TERRORISMO 6

RESUMEN DE LA EMISORA 7

DATOS SOBRE DIRECTORES Y ADMINISTRADORES, GERENTES, ASESORES Y MIEMBROS DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN 8

RESUMEN DE LOS DATOS ESTADÍSTICOS Y DEL PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA 15

DATOS ESTADÍSTICOS Y PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA 21

RAZONES PARA LA OFERTA Y DESTINO DE LOS FONDOS 35

FACTORES DE RIESGO 36

Información Clave sobre la EMISORA 52

INFORMACIÓN SOBRE LA EMISORA 55

Marco regulatorio de LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO Y GAS EN ARGENTINA 73

RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA DE LA EMISORA 100

DIRECTORES, ADMINISTRADORES, GERENCIA Y EMPLEADOS 111

PROPIEDAD ACCIONARIA 111

ACCIONISTAS PRINCIPALES Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS 112

INFORMACIÓN CONTABLE 114

DE LA OFERTA Y LA NEGOCIACIÓN 115

INFORMACIÓN ADICIONAL 117

CONTROLES DE CAMBIO 122

CARGA TRIBUTARIA 130

Prevención de lavado de activos y FINANCIAMIENTO DEL terrorismo 138

DOCUMENTOS A DISPOSICIÓN 146

Estados FINANCIEROS de ROCH 147

ANEXO – ESTADOS Financieros anuales AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014 148

NOTIFICACIÓN A LOS INVERSORES

Antes de tomar una decisión de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversor deberá considerar la totalidad de la información contenida en este Prospecto y en el Suplemento de Precio correspondiente (complementados, en su caso, por los avisos correspondientes).

Al tomar decisiones de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversor deberá basarse en su propio análisis de la Emisora, de los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables, y de los beneficios y riesgos involucrados. El contenido de este Prospecto y/o del Suplemento de Precio correspondiente no debe ser interpretado como asesoramiento legal, comercial, financiero, impositivo y/o de otro tipo. El público inversor deberá consultar con sus propios asesores respecto de los aspectos legales, comerciales, financieros, impositivos y/o de otro tipo relacionados con su inversión en las Obligaciones Negociables.

Salvo por lo que se indique en la respectiva Clase de Obligaciones Negociables, no se ha autorizado a ningún organizador, agente colocador y/u otra persona a brindar información y/o efectuar declaraciones respecto de la Emisora y/o de las Obligaciones Negociables que no estén contenidas en el presente Prospecto y/o en el Suplemento de Precio correspondiente, y si se brindara y/o efectuara, dicha información y/o declaraciones no podrán ser consideradas autorizadas y/o consentidas por la Emisora.

Ni este Prospecto ni el Suplemento de Precio correspondiente constituirán una oferta de venta, y/o una invitación a formular ofertas de compra, de las Obligaciones Negociables en aquellas jurisdicciones en que la realización de dicha oferta y/o invitación no fuera permitida por las normas vigentes. El público inversor deberá cumplir con todas las normas vigentes en cualquier jurisdicción en que comprara, ofreciera y/o vendiera las Obligaciones Negociables y/o en la que poseyera y/o distribuyera este Prospecto y/o el Suplemento de Precio correspondiente y deberá obtener los consentimientos, las aprobaciones y/o los permisos para la compra, oferta y/o venta de las Obligaciones Negociables requeridos por las normas vigentes en cualquier jurisdicción a la que se encontraran sujetos y/o en la que se realizaran dichas compras, ofertas y/o ventas. Ni la Emisora, ni los correspondientes agentes colocadores tendrán responsabilidad alguna por incumplimientos a dichas normas vigentes. En relación con las restricciones para la venta de las Obligaciones Negociables, ver Sección “De la Oferta y la Negocación” más adelante en este Prospecto.

Se informa al público inversor que la información contenida sobre la Emisora en este Prospecto es correcta a la fecha del mismo.

EN LAS OFERTAS PÚBLICAS DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES LOS AGENTES COLOCADORES QUE PARTICIPEN EN SU COLOCACIÓN Y DISTRIBUCIÓN POR CUENTA PROPIA O POR CUENTA DE LA EMISORA O TITULAR DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES PODRÁN REALIZAR OPERACIONES DESTINADAS A ESTABILIZAR EL PRECIO DE MERCADO DE DICHAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES CONFORME CON EL ARTÍCULO 11, SECCIÓN III, CAPÍTULO IV DEL TÍTULO VI DE LAS NORMAS DE LA CNV Y DEMÁS NORMAS VIGENTES (LAS CUALES PODRÁN SER SUSPENDIDAS Y/O INTERRUMPIDAS EN CUALQUIER MOMENTO). DICHAS OPERACIONES DEBERÁN AJUSTARSE A LAS SIGUIENTES CONDICIONES: (I) NO PODRÁN EXTENDERSE MÁS ALLÁ DE LOS PRIMEROS 30 DÍAS CORRIDOS DESDE EL PRIMER DÍA EN EL CUAL SE HAYA INICIADO LA NEGOCIACIÓN DE LAS CORRESPONDIENTES OBLIGACIONES NEGOCIABLES EN EL MERCADO; (II) NO PODRÁN SER REALIZADAS POR MÁS DE UN AGENTE COLOCADOR DE LOS INTERVINIENTES EN LA COLOCACIÓN Y DISTRIBUCIÓN; (III) SÓLO PODRÁN REALIZARSE OPERACIONES DE ESTABILIZACIÓN DESTINADAS A EVITAR O MODERAR LAS BAJAS EN EL PRECIO AL CUAL SE NEGOCIEN LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES COMPRENDIDAS EN LA OFERTA PÚBLICA INICIAL EN CUESTIÓN; (IV) NINGUNA OPERACIÓN DE ESTABILIZACIÓN QUE SE REALICE EN EL PERÍODO AUTORIZADO PODRÁ EFECTUARSE A PRECIOS SUPERIORES A AQUELLOS A LOS QUE SE HAYAN NEGOCIADO LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES EN CUESTIÓN EN LOS MERCADOS AUTORIZADOS, EN OPERACIONES ENTRE PARTES NO VINCULADAS CON LA DISTRIBUCIÓN Y COLOCACIÓN; Y (V) NINGUNA OPERACIÓN DE ESTABILIZACIÓN PODRÁ REALIZARSE A UN PRECIO SUPERIOR AL DE LA COLOCACIÓN INICIAL.

En caso que la Sociedad se encontrara sujeta a procesos judiciales de quiebra, concurso, acuerdos preventivos extrajudiciales y/o similares, las normas vigentes que regulan las Obligaciones Negociables (incluyendo, sin limitación, las disposiciones de la Ley de Obligaciones Negociables), y los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables, estarán sujetos a las disposiciones previstas por las leyes de quiebra, concursos, acuerdos preventivos extrajudiciales y/o similares y/o demás normas vigentes que sean aplicables.

A los fines de este Prospecto, salvo donde el contexto requiera otra interpretación, los términos “Compañía”, “nuestra Compañía”, “nuestra empresa”, “nosotros”, “nuestro”, “nuestra”, así como los términos “Sociedad” o la “Emisora” son referencias a ROCH.

A los fines de este Prospecto, “Argentina” significa la República Argentina, “pesos”, “$” o “Ps.” significa la moneda de curso legal en la Argentina; “Estados Unidos” significa los Estados Unidos de América, “dólares”, “dólares estadounidenses”, “USD” o “US$” significa la moneda de curso legal en los Estados Unidos. Las referencias a cualquier norma contenida en el presente Prospecto son referencias a las normas en cuestión incluyendo sus modificatorias y reglamentarias.

Diversos montos y porcentajes incluidos en el presente Prospecto han sido redondeados y, en consecuencia, su sumatoria puede no coincidir debido a dicha circunstancia.

La creación y los términos y condiciones generales del Programa y de las Obligaciones Negociables fueron aprobados en la Asamblea de Accionistas de la Sociedad de fecha 13 de noviembre de 2014, mientras que el Directorio de la Sociedad resolvió aprobar ciertos términos y condiciones específicos del Programa, subdelegar en ciertos de sus miembros la facultad de determinar los términos y condiciones definitivos del Programa y solicitar la autorización para su creación en su reunión de fecha 13 de noviembre de 2014.

AVISO A LOS INVERSORES SOBRE NORMATIVA RELATIVA A LA PREVENCIÓN DE LAVADO DE ACTIVOS Y FINANCIAMIENTO EL TERRORISMO

La Sociedad y/o los agentes colocadores podrán requerir a quienes deseen suscribir y/o a los tenedores de las Obligaciones Negociables, información relacionada con el cumplimiento del régimen aplicable en materia de prevención de lavado de activos y financiamiento del terrorismo conforme con lo dispuesto por la Ley N° 25.246, sus modificaciones y reglamentaciones, o por disposiciones o requerimientos de la Unidad de Información Financiera. La Sociedad podrá rechazar las suscripciones cuando quien desee suscribir las Obligaciones Negociables en cuestión no proporcione, a satisfacción de la Sociedad y de los agentes colocadores, la información solicitada. Para mayor información, véase “Prevención de Lavado de Activos y Financiamiento del Terrorismo” del presente Prospecto.

RESUMEN DE LA EMISORA

La Sociedad se denomina “ROCH S.A.” y fue constituida como una sociedad anónima de conformidad con las leyes de Argentina, en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, el 19 de abril de 1990. Se encuentra sujeta a la Ley de Sociedades Comerciales, y su plazo de duración es hasta el año 2089. La Sociedad fue inscripta en el Registro Público de Comercio de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires con fecha 26 de abril de 1990 bajo el número 2360 del Libro 107 Tomo A de Sociedades Anónimas. La sede social de la Sociedad se encuentra ubicada en Av. Eduardo Madero 1020, Piso 21, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina. Su página web institucional es www.roch.com.ar.

ROCH lleva más de veinte años desarrollando conocimiento para la exploración y producción de yacimientos de petróleo y gas. Su éxito es el resultado de un modelo de negocios que combina una selectiva adquisición de áreas hidrocarburíferas, un eficaz control presupuestario, la exploración continua y el uso de la tecnología adecuada para la explotación eficiente de los yacimientos. Bajo la dirección y el fuerte compromiso de su fundador y principal accionista Ricardo Omar Chacra, ROCH es una de las empresas petroleras independientes más respetadas y confiables de la región.

En la actualidad ROCH realiza la exploración y explotación de las áreas Río Cullen, Las Violetas y Angostura (Tierra del Fuego); Cajón de los Caballos y Agua Botada (Mendoza); Sur Río Deseado Este, Campo Bremen, Océano, Chorrillos, Palermo Aike, Moy Aike, La Carmen y La Tehuelche (Santa Cruz); y Coiron Amargo (Neuquén).

Nuevos desarrollos tecnológicos y significativos descubrimientos exploratorios han otorgado a ROCH participación en los programas Petróleo Plus y Gas Plus aprobados por la Secretaría de Energía de la Nación. ROCH se ubica así dentro del grupo de empresas líderes dedicadas a la integración de nuevos negocios petroleros que satisfacen con producción nacional la creciente demanda energética del país.

La misión de la Emisora es ser una protagonista regional, en la búsqueda y desarrollo de negocios energéticos, rentable, eficiente y sustentable, comprometida con el cuidado de las personas, de las operaciones, de la comunidad y del medio ambiente.

Su estrategia se podría resumir haciendo referencia a los siguientes puntos: (i) incrementar la producción de hidrocarburos de horizontes convencionales en las áreas actuales y futuras; (ii) desarrollar la exploración y explotación de hidrocarburos de horizontes no convencionales, en las áreas de la Emisora, mediante asociaciones estratégicas con compañías líderes; (iii) mantener un nivel de reservas que permita sostener el incremento de producción en el mediano y largo plazo; (iv) adquirir nuevas reservas a través de adquisiciones de activos petroleros; (v) mantener una estructura financiera adecuada que sustente el crecimiento de los negocios actuales y futuros, para además lograr que la Emisora liste en un mercado de capitales relevante; etc.

La Emisora considera que sus principales ventajas competitivas son: su excelente reputación en el mercado local; su sólida presencia y trayectoria en la industria energética, crítica para el desarrollo del país y con fuerte necesidad de crecimiento en los próximos años; su management con una probada experiencia y trayectoria dentro de la industria; su sostenido crecimiento de niveles de producción e inversiones y significativo aumento de reservas y ventas; entre otras.

Para mayor información dirigirse a la Sección “Información sobre la Emisora” del presente Prospecto.

DATOS SOBRE DIRECTORES Y ADMINISTRADORES, GERENTES, ASESORES Y MIEMBROS DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN

DIRECTORES TITULARES Y SUPLENTES

De acuerdo a lo establecido en el artículo 9 del Estatuto Social de la Sociedad y en las normas legales vigentes, la dirección y administración de la Sociedad se encuentra a cargo de un Directorio compuesto por cinco a seis miembros titulares, que serán elegidos por Asamblea Ordinaria de Accionistas, fijando su número para cada ejercicio. El Directorio tiene los más amplios poderes y atribuciones para la dirección, organización y administración de la Sociedad, sin otras limitaciones que las que resultan de la legislación vigente y de los Estatutos Sociales. La elección de los miembros se realizará acorde al procedimiento establecido en el Estatuto Social y, en caso de no presentarse una lista única, se celebrarán asambleas especiales por cada clase de acciones. Por favor ver la Sección “Información Adicional” de este Prospecto.

Los Directores duran un ejercicio en sus funciones, pudiendo ser reelectos indefinidamente, según lo decida la Asamblea Ordinaria de Accionistas. El mandato de cada director se entiende prorrogado hasta el día en que sea reelegido o que sea designado su reemplazante. El Directorio sesiona válidamente con la mayoría absoluta de sus miembros y resuelve por mayoría de miembros presentes.

A continuación se detalla la actual composición del Directorio de la Sociedad designado por la Asamblea Ordinaria de fecha 16 de mayo de 2014, indicando la fecha en la cual sus integrantes fueron designados originalmente para cumplir sus actuales funciones como tales.


Nombre y Apellido	Cargo	Designación Original en el cargo:	Vencimiento del Mandato
Ricardo Omar Chacra	Presidente	19/04/1990	31/12/2014
Iris Méndez	Vicepresidente	31/08/2007	31/12/2014
Ricardo Omar Chacra	Director Titular	19/04/1990	31/12/2014
Iris Méndez	Director Titular	18/07/1997	31/12/2014
Silvana Lorena Chacra	Director Titular	18/07/1997	31/12/2014
Javier Patricio Chacra	Director Titular	16/05/2014	31/12/2014
Ronaldo Emilio Strazzolini	Director Titular	24/10/2013	31/12/2014
Ivana Karina Román	Director Titular	24/10/2013	31/12/2014
Julio César Bravo	Director Suplente	15/04/2014	31/12/2014
Evelyn Soraya Chacra	Director Suplente	24/10/2013	31/12/2014
Fernando Jorge Saudino	Director Suplente	24/10/2013	31/12/2014
Hernán Gabriel Pepa Furfaro	Director Suplente	24/10/2013	31/12/2014
Juan Sebastián Ron	Director Suplente	17/09/2014	31/12/2014

Seguidamente se efectúa una breve descripción que contiene los principales antecedentes profesionales de los Directores de la Sociedad:

Ricardo Omar Chacra: Ocupa el cargo de Presidente del Directorio de la Sociedad. Nacido el 2 de mayo de 1950. Titular de la DNI N° 8.275.823 y del CUIT N° 20-08275723-7, con domicilio en la calle Zabala 2136, piso 15, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Es Ingeniero Industrial graduado en la Universidad de Buenos Aires. Realizó una Maestría en Ingeniería del Petróleo en la Universidad de Buenos Aires. El Ingeniero Chacra comenzó su carrera en 1975 en el departamento de Minería y Geología de la empresa Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) formando parte del grupo de trabajo de recuperación secundaria y terciaria y estudios especiales. En febrero de 1978 formó parte del Departamento Técnico de la compañía petrolera Inalruco. En 1980 fue jefe de Ingeniería de operaciones por recuperación primaria e inyección de agua en las áreas Piedras Coloradas y Estructura Intermedia para O.P.C. En 1981 fue jefe del Departamento de Ingeniería de Reservorios de APCO INC. Argentina estando a cargo de estudios especiales. En 1985 alcanzó la gerencia del sector de Ingeniería de esta compañía, llegando a ser Director suplente de la Petrolera Perez Companc. Luego de esto, formó parte de Compañías Asociadas Petroleras S.A. (CAPSA) como Gerente de Operaciones Petroleras donde estuvo a cargo de la totalidad de las operaciones de la Compañía, en áreas de explotación y exploración tanto on-shore como off-shore. A finales de 1990 el Ing. Chacra fundó ROCH S.A. siendo su Presidente hasta el presente. Comenzó su actividad académica en la Facultad de Ingeniería en la Universidad de Buenos Aires como profesor asistente en las materias “Termodinámica” e “Industrias I”. Posteriormente coordinó el curso introductorio de la Facultad de Ingeniería, dictado en el Centro Argentino de Ingenieros, donde también dictó el curso de Matemáticas. Asimismo, el Sr. Chacra es actualmente vicepresidente de Infoil S.A. y Director de San Enrique Petrolera S.A.

Iris Méndez: Ocupa el cargo de Vicepresidente del Directorio de la Sociedad. Nacida el 21 de junio de 1956. Titular del DNI N° 12.625.425 y del CUIT N° 27-12625425-9, con domicilio en República Árabe Siria 2920 de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Es Contadora Pública graduada en la Universidad de Buenos Aires. Realizó un posgrado en Derecho del Petróleo y Gas Natural en la Universidad de Buenos Aires. Comenzó su carrera profesional en Bridas S.A.P.I.C. – Servoil desempeñándose en los departamentos de Contabilidad, Auditoría Planificación y Control de Gestión. desde el año 1978 a 1984. Entre los años 1985 y 1989 fue Jefe Contable en Pittsburg Argentina. En 1990, formó parte de Compañías Asociadas Petroleras (CAPSA), en el área de Administración y Finanzas. Desde el año 1991 la Sra. Méndez ha sido Gerente de Administración y Finanzas de ROCH, donde es responsable de los departamentos de Contabilidad, Impuestos, Sistemas, Planificación y Control de Gestión. A partir del año 1997 es miembro del Directorio y Vice-presidente de G&A incorporando bajo su responsabilidad las áreas de Legales, Comercial y Desarrollo de negocios. Adicionalmente representa a la compañía en Comités Operativos de UTEs y ante autoridades nacionales, provinciales, organismos multilaterales de crédito (International Financial Corporation), instituciones bancarias y financieras y clientes. Ocupa el cargo de Vice-presidente del Directorio desde el año 2007. La Sra. Méndez no reviste el carácter de integrante de órganos sociales en ninguna otra sociedad.

Silvana Lorena Chacra: Director Titular. Nacida el 18 de junio de 1977. Titular del DNI N° 26.096.214 y del CUIT N° 27-26096214-6, con domicilio en O’Higgins 1865, piso 8, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Es pscicóloga egresada de la Universidad de Belgrano en el año 2004. Ingresó a la compañía en el año 1997 en el sector de Personal, realizando desde entonces un largo recorrido hasta ser nombrada directora de Recursos Humanos y Relaciones Laborales. Sus primeras funciones fueron relacionadas a liquidaciones de sueldo, luego en el año 2002 pasó a ser jefa de liquidaciones y recursos humanos. En el 2006 tomó el cargo de gerente de recursos humanos y relaciones laborales, el cual desempeña hasta el día de hoy. En el 2007 con el ingreso del IFC (International Financial Corporation) sumó a sus responsabilidades la de Líder de Gobierno Corporativo. Fue nombrada directora titular en el año 1997, cargo que ocupa hasta la fecha. La Sra. Chacra no reviste el carácter de integrante de órganos sociales en ninguna otra sociedad.

Javier Patricio Chacra: Director Titular. Nacido el 17 de enero de 1980. Titular del DNI N° 27.940.389 y del CUIT N° 20-27940389-5, con domicilio en Amenabar 1361, piso 3, departamento “A”, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Es Licenciado en Ciencias Antropológicas y Licenciado en Filosofía graduado en la Universidad de Buenos Aires. Entre los años 1998 a 2003 se desempeño en el departamento de compras de la Sociedad. Entre los años 2006 a 2008 pasó a desempeñarse como Responsable de Relaciones Institucionales, cargo que retomó en el año 2011 y que ocupa hasta el presente. El Sr. Chacra no reviste el carácter de integrante de órganos sociales en ninguna otra sociedad.

Ronaldo Emilio Strazzolini: Director Titular. Nacido el 4 de noviembre de 1969. Titular del DNI N° 21.155.569 y del CUIT N° 20-21155569-7, con domicilio en Avenida Del Libertador 7400, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Es Administrador de Empresas egresado de la Universidad Católica Argentina. En 1996 realizó el MBA de Duke University donde se graduó con honores (Distinción Cum Laude). Entre los años 2002 y 2008 trabajó en Citibank N.A. donde se desempeñó en varias posiciones. Entre los años 2005 y 2009 fue Director General de la Banca Corporativa y de Inversión para la región sur; entre los años 2003 y 2004 fue Director de la Banca Corporativa y del Sector Públicos y durante el 2002 estaba a cargo de Sector Público donde lideró varias negociaciones con el Gobierno durante la crisis. Si bien trabajó principalmente desde Argentina, también trabajó en Brasil, Italia y España. Entre los años 1991 y 2001, Ronaldo trabajó para Southern Cross Private Equity Fund. Anteriormente, entre los años 1996 y 1998, fue Director del Boston Consulting Group. El Sr. Strazzolini no reviste el carácter de integrante de órganos sociales en ninguna otra sociedad.

Ivana Karina Román: Director Titular. Nacida el 14 de octubre de 1970. Titular del DNI N° 21.850.380 y del CUIT N° 27-21850380-8, con domicilio en Avenida Del Libertador número 350, piso 9, Partido de Vicente Lopez, Provincia de Buenos Aires. Es Contadora Pública graduada en la Universidad de Buenos Aires y realizó el Programa CEO de la Universidad de Kellog. Comenzó su carrera en 1992 en Arthur Andersen y Procter & Gamble. Ocupó un cargo en el área financier de ITL Holding por 12 años, luego, fue CEO de Exologística por 2 años, CEO de Exolgan por 4 años y CEO de ITL Holding hasta Marzo de 2009. Actualmente es Presidente del Directorio de Puerto Asis Argentina S.A.

Julio César Bravo: Director Suplente. Nacido el 19 de octubre de 1953. Titular del DNI N° 10.891.115 y del CUIL N° 20-10891115-9, con domicilio en Agueda de Medela 435, “B”, Capellán, Cipolletti, Provincia de Río Negro. El Sr. Bravo es Técnico Mecánico. El inicio en la actividad petrolera fue en YPF en 1977 como supervisor de producción en áreas de Plaza Huincul, Neuquén y Río Negro. En 1979 ingresó a Pluspetrol donde se desempeñó como Jefe de Producción en Yacimiento Centenario y Yacimiento Anticlinal Campamento, ambos en la provincia del Neuquén. Entre los años 1982 y 1989 se desempeñó para Apco Argentina Inc., Yacimiento Anticlinal Campamento (Neuquén) como Jefe de Producción. En el año 1989 pasa a Cadipsa donde se desempeñó como Jefe del área Meseta Espinoza en la Provincia de Santa Cruz. En el año 1990 ingresa a Roch donde se desempeñó como Jefe de Producción en Yacimiento Cajón de los Caballos y Molina (Mendoza); Gerente de Yacimiento Bella Vista Oeste (Chubut) y como Gerente del área Sur Río Deseado Este (Santa Cruz). Desde el año 2008 a la fecha se desempeña como Gerente del área Coirón Amargo (Neuquén). El Sr. Bravo no reviste el carácter de integrante de órganos sociales en ninguna otra sociedad.

Evelyn Soraya Chacra: Director Suplente. Nacida el 12 de febrero de 1986. Titular del DNI N° 32.191.836 y del CUIL N° 27-32191836-6, con domicilio en la calle Charlone 555, piso 7° departamento 8° , Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Entre los años 2004 a 2008 se desempeñó en el departamento de compras de la Sociedad. Fue nombrada directora suplente en el año 2013. La Sra. Chacra no reviste el carácter de integrante de órganos sociales en ninguna otra sociedad.

Fernando Jorge Saudino: Director Suplente. Nacido el 2 de agosto de 1946. Titular del DNI N° 8.070.2461 y del CUIL N° 20-08702461-0, con domicilio en la calle 9 de julio 538, Río Grande, Provincia de Tierra del Fuego. Técnico Mecánico. E.N.E.T. Nº 1 Domingo F. Sarmiento, Mar del Plata. El inicio en la actividad petrolera fue en diciembre de 1969 en Halliburton. Además trabajó en YPF y Gas del Estado. En 1976 ingresa en Pérez Companc como supervisor de mantenimiento y desde 1981 hasta 1986 se desempeña como jefe del departamento Mantenimiento en las plantas de captación y tratamiento de gas en Tierra del Fuego. En 1987 pasa a Ingeniería SIMA S.A. como Jefe de obra e interviene en la construcción de distinto gasoductos para YPF y Gas del Estado. Desde 1989 hasta 1991 es Jefe de Base para Astra Evangelista en Río Grande, Tierra del Fuego.En septiembre de 1991 ingresa ROCH S.A. en Tierra de Fuego y se hace cargo de la instalación y manejo de las plantas de gas. Desde 1996 hasta el presente ocupa el cargo de Gerente de Yacimiento para las operaciones de las Áreas Río Cullen, Las Violetas y Angostura. Es destacable su participación como Presidente de la Seccional Tierra del Fuego del IAPG desde el año 1997 hasta marzo de 2010. El Sr. Saudino no reviste el carácter de integrante de órganos sociales en ninguna otra sociedad.

Hernán Gabriel Pepa Furfaro: Director Suplente. Nacido el 10 de mayo de 1973. Titular del DNI N° 23.374.382 y del CUIT N° 20-23374382-9, con domicilio en Avenida Del Libertador 7400, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Es Abogado egresado de la Universidad Católica Argentina. Es miembro del New York State Bar desde el 2002. Entre los años 2002 y 2009 trabajó en Citibank Argentina, primero en el departamento legal para luego formar parte del equipo de Banca de Inversión. El Sr. Pepa Furfaro no reviste el carácter de integrante de órganos sociales en ninguna otra sociedad.

Juan Sebastián Ron: Director Suplente. Nacido el 7 de septiembre de 1977. Titular del DNI N° 26.114.912 y del CUIT N° 20-26114912-6, con domicilio en Avenida Del Libertador 350, piso 9, Vicente Lopez, Provincia de Buenos Aires. Es Contador Público de la Universidad de San Andrés. En el 2000 ingresó en J.P. Morgan en Nueva York como analista financiero para Mercados Emergentes y luego en el grupo de Fusiones y Adquisiciones de Latino América. A finales de 2002, se mudó a Buenos Aires, donde fue Director Ejecutivo responsable del negocio de banca de inversión para el banco en Argentina y Uruguay y otras asignaciones para la región. En 2014, se incorporó a Puerto Asis Argentina S.A. como CEO y Director. El Sr. Ron no reviste el carácter de integrante de órganos sociales en ninguna otra sociedad.

No existen contratos de locación de servicios de los directores con la Sociedad o cualquiera de sus subsidiarias que provean beneficios luego de la terminación de sus mandatos.

Carácter de “Independencia” o “No independencia” de los Directores

A continuación se informa el carácter de “independientes” o “no independientes” que reviste cada uno de los miembros del Directorio de la Sociedad en conformidad con la Ley de Mercado de Capitales y a la normativa vigente de la CNV:


Nombre y Apellido	Carácter
Ricardo Omar Chacra	No independiente
Iris Méndez	No independiente
Silvana Lorena Chacra	No independiente
Javier Patricio Chacra	No independiente
Ronaldo Emilio Strazzolini	Independiente
Ivana Karina Román	No independiente
Julio César Bravo	No independiente
Evelyn Soraya Chacra	No independiente
Fernando Jorge Saudino	No independiente
Hernán Gabriel Pepa Furfaro	Independiente
Juan Sebastián Ron	Independiente

GERENTES


Nombre y Apellido	Cargo	Designación Original en el cargo
Íris Méndez	Vicepresidente de Administración y Finanzas	18/07/1997
Juan Carlos Rodríguez	Vicepresidente de Exploración y Producción	01/08/2007
Silvana Lorena Chacra	Gerente de Recursos Humanos	01/01/2004

Seguidamente se efectúa una breve descripción que contiene los principales antecedentes profesionales de los Gerentes de la Sociedad:

Iris Méndez: Ocupa el cargo de Vicepresidente del Directorio de la Sociedad. Nacida el 21 de junio de 1956. Titular del DNI N° 12.625.425 y del CUIT N° 27-12625425-9, con domicilio en República Árabe Siria 2920 de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Es Contadora Pública graduada en la Universidad de Buenos Aires. Realizó un posgrado en Derecho del Petróleo y Gas Natural en la Universidad de Buenos Aires. Comenzó su carrera profesional en Bridas S.A.P.I.C. – Servoil desempeñándose en los departamentos de Contabilidad, Auditoría Planificación y Control de Gestión. desde el año 1978 a 1984. Entre los años 1985 y 1989 fue Jefe Contable en Pittsburg Argentina. En 1990, formó parte de Compañías Asociadas Petroleras (CAPSA), en el área de Administración y Finanzas. Desde el año 1991 la Sra. Méndez ha sido Gerente de Administración y Finanzas de ROCH, donde es responsable de los departamentos de Contabilidad, Impuestos, Sistemas, Planificación y Control de Gestión. A partir del año 1997 es miembro del Directorio y Vice-presidente de G&A incorporando bajo su responsabilidad las áreas de Legales, Comercial y Desarrollo de negocios. Adicionalmente representa a la compañía en Comités Operativos de UTEs y ante autoridades nacionales, provinciales, organismos multilaterales de crédito (IFC), instituciones bancarias y financieras y clientes. Ocupa el cargo de Vice-presidente del Directorio desde el año 2007. La Sra. Méndez no reviste el carácter de integrante de órganos sociales en ninguna otra sociedad.

Juan Carlos Rodríguez: Nacido el 15 de abril de 1954. Titular DNI N° 10.762.717 y del CUIL N° 20-10762717-1, con domicilio en Av. Santa Fe 1220, piso 2, de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Es Ingeniero en Petróleo graduado de la Universidad Nacional de Cuyo en el año 1977. Comienzó sus actividades profesionales en el año 1978 en YPF como Ingeniero de Reservorios Junior con sede en Plaza Huincul, Provincia de Neuquén, Argentina. Desde 1979 hasta 1988 se desempeñó en el área de reservorios y como Jefe de Ingeniería en la empresa Astra Capsa S.A. Desde 1991 hasta 1995 cumple funciones de Gerente de Operaciones e Ingeniería en Petróleo en Cadipsa S.A. En 1995 ingresa a Vintage Oil Argentina Inc. (subsidiaria de VPI) como Gerente de Producción, llegando a la Vice-Presidencia de Producción. Cuando en el año 2005, la empresa Occidental Argentina Inc. (Oxy) compra Vintage Oil, se desempeña como Vice-Presidente de Operaciones de Campo. En el año 2007, ingresa a la empresa Roch S.A. como Vice-Presidente de Exploración y Producción teniendo a su cargo un equipo de trabajo en Buenos Aires y áreas ubicadas en las provincias de Tierra del Fuego, Mendoza, Santa Cruz y Neuquén. Lideró el equipo de trabajo técnico en el proceso de adquisición de las nuevas áreas de la provincia de Santa Cruz. Entre sus principales tareas, se destaca la supervisión de la producción en todas las áreas, aprobación de planes de perforación, terminación e intervención de pozos. Representa a la compañía en reuniones de Comités Operativos de UTEs con autoridades naciones y provinciales. El Sr. Rodríguez no reviste el carácter de integrante de órganos sociales en ninguna otra sociedad.

ORGANO DE FISCALIZACIÓN

La fiscalización de la Sociedad es ejercida por una Comisión Fiscalizadora compuesta actualmente por 3 Síndicos titulares y 3 Síndicos suplentes, designados por la Asamblea Ordinaria de Accionistas de fecha 16 de mayo de 2014. Los Síndicos duran 1 ejercicio en sus funciones.

Las decisiones se toman con la presencia y el voto favorable de la mayoría de sus miembros.

A continuación se detalla la composición de la Comisión Fiscalizadora de la Sociedad y la fecha en la cual sus integrantes fueron originalmente designados para cumplir funciones como tales:


Nombre y apellido	Cargo	Vencimiento del Mandato	Designación Original
Héctor Horacio Raffo	Síndico Titular	31/12/2014	24/10/2013
Gustavo Félix Arturo Penna	Síndico Titular	31/12/2014	24/10/2013
Gustavo René Chesta	Síndico Titular	31/12/2014	24/10/2013
Eduardo Chehtman	Síndico Suplente	31/12/2014	15/04/2014
Rubén Adrián Ramaioli	Síndico Suplente	31/12/2014	24/10/2013
Gonzalo Urien Berri	Síndico Suplente	31/12/2014	24/10/2013

A continuación se indican los principales antecedentes profesionales de los integrantes de la Comisión Fiscalizadora de la Sociedad y los Órganos de Administración y/o de Fiscalización de otras empresas a los cuales pertenecen actualmente:

Héctor Horacio Raffo: Síndico Titular. Nacido el 7 de mayo de 1950. Titular del DNI 8.400.128 y CUIT 20-08400128-8. Con domicilio real en la calle Ayacucho 1082, piso 6, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Abogado recibido en la Universidad de Buenos Aires en diciembre de 1973. Socio del Estudio Chehtman (Año 1981 a la fecha). Integra el capitulo argentino de Consulegis EEIG, organización internacional de abogados con sede en Suiza y representaciones en más de 60 países del mundo. Asesor de la Secretaría de Planeamiento y Urbanismo de la Municipalidad de la Ciudad de Buenos Aires. (Año 1992). Asesor de la Presidencia del Directorio de Provincia ART S.A. (2001/2002).Gerente de Asuntos Legales Provincia ART S.A. (2002/2003). Director Titular de Instituto Acevedo S.A. (desde el año 2013). Síndico Titular de Dak Americas Argentina S.A. (Desde el año 2011). Síndico Titular de CabelmaPet S.A. (Desde febrero de 2014). Síndico suplente de Europ Assistance Argentina S.A. (Desde marzo de 2012). Actuación en Cámaras Empresariales: Miembro del Consejo Directivo de la Cámara Argentino-Peruana (Año 1998/2000).

Gustavo Félix Arturo Penna: Síndico Titular. Nacido el 28 de abril de 1965. Titular del DNI N° 17.054.403 y del CUIT N° 20-17054403-0, con domicilio en Av. Quintana N° 585 8° Piso, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Es Contador Público egresado de la Universidad de Buenos Aires en el año 1995. Entre los años 1993 y 1997 formó parte del Estudio Urien, de 1997 hasta la actualidad forma parte de la firma Mazars Argentina Estudio Urien & Asociados desempeñándose como socio en el departamento de impuestos. Dentro de su experiencia profesional se destaca en el sector industrial, de servicios, banca y seguros, entre otras. Entre los clientes más importantes a su cargo se destacan: Essilor Argentina S.A., Godrej Group, Inergy Automotive Systems Arg. S.A., Patagonia Bioenergía S.A., Plastic Omnium S.A., SAS Automotriz Argentina S.A., Heil Trailer Internacional S.A., Adecco Argentina S.A., Capgemini Argentina S.A., Sofrecom Argentina S.A., Indra SI S.A., Grupo QBE Argentina, Banco Cetelem S.A., entre otros. El Sr. Penna forma parte del órgano de fiscalización de las siguientes sociedades: Robert Bosch Argentina Industrial S.A., GB Ingredientes S.A., Indra S.A., SAF Argentina S.A. (sindico suplente), Banco Cetelem Argentina S.A., Capdo S.A., Caputo S.A.I.C. y F., Adecco Argentina S.A. (síndico suplente), Adecco Recursos Humanos S.A. (síndico suplente), Adecco Specialties S.A. (síndico suplente), Locadora de Autos S.A. (síndico suplente), Peugeot Citroen Argentina S.A. (síndico suplente), Circulo de Inversores S.A. (síndico suplente), Estilo de Inversores S.A. de ahorro para fines determinados (síndico suplente), Estilo de Inversores S.A. (síndico suplente), PSA Finance Argentina Compañía (síndico suplente), Cardif Seguros S.A. (síndico suplente), HSBC La Buenos Aires S.A., QBE Compañía de Riesgos de Trabajo S.A. y QBE Compañía Argentina de Reaseguros S.A.

Gustavo René Chesta: Síndico Titular. Nacido el 1 de octubre de 1959. Titular del DNI N° 13.712.022 y del CUIT N° 20-13712022-5, con domicilio en Av. Quintana N° 585 8° Piso, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Es Contador Público egresado de la Universidad de Buenos Aires en el año 1980. Entre los años 1981 y 1983 formó parte del Estudio Adolfo Peñalba y Asociados desempeñándose como Senior del departamento de auditoría, entre los años 1983 y 1987 formó parte del Estudio Lisdero y Asociados desempeñándose como Supervisor y Gerente del departamento de auditoría, desde 1987 hasta la actualidad forma parte de la firma Estudio Urien & Asociados (Mazars) desempeñándose como socio de la firma. Dentro de su experiencia profesional se destacan: due dilligences, sindicatura, auditorías financieras, control interno, experiencia en NIIF, con una amplia experiencia profesional en los sectores de energía, retail, construcción, seguros, logística, entre otras. Entre los clientes más importantes a su cargo se destacan: Air Liquide, Peugeot, Google, Aique, Caputo, Central Nuclear Atucha II, Publicis, Schneider Electric, SAF, Rovafarm, Inergy Automotive Systems, Lockwood Greene, entre otros. El Sr. Chesta forma parte del órgano de fiscalización de las siguientes sociedades: Adecco Argentina S.A., Adecco Recursos Humanos S.A., Adecco Specialties S.A., Capdo S.A., Caputo S.A.I.C. y F., Cetelem Gestión S.A., Circulo de Inversores S.A. de ahorro para fines determinados, Estilo de Inversores S.A. de ahorro para fines determinados, Google Argentina S.R.L., Peugeot Citroen Argentina S.A., Indra S.A., Inergy Automotive System Argentina S.A., Locadora de Autos S.A., CH2M Hill Argentina S.A., Empresa Neviera Petrolera Atlántica Argentina S.A., Pierre Fabre Dermo Cosmetique Argentina S.A., Ravofarm Argentina S.A., SES S.A., Sofrecom Argentina S.A., SAF Argentina S.A., Robert Bosch Argentina Industrial S.A. (síndico suplente), GB Ingredientes S.A. (síndico suplente), PSA Finance Argentina Compañía, Cardif Seguros S.A., HSBC La Buenos Aires S.A., QBE Compañía de Riesgos de Trabajo S.A. y QBE Compañía Argentina de Reaseguros S.A.

Eduardo Chehtman: Síndico Suplente. Nacido el 4 de mayo de 1943. Titular del DNI 4.408.770 y del CUIT 20-4408770-8. Domicilio real en Alvear 1848, piso 7º, Ciudad Autónoma de de Buenos Aires. Abogado. Recibido en la Universidad de Buenos Aires en marzo de 1967. Se desempeñó como Profesor Interino en la Cátedra de Derecho Comercial, Parte General, en el año 1973 y como Jefe de Trabajos Prácticos en la Cátedra de Derecho Comercial, Parte General, en 1974.Fue Asesor de la Secretaría de Vivienda y Urbanismo de la Nación (noviembre 1973 a julio 1975) y del Banco Hipotecario Nacional. Tiene a su cargo la dirección del Estudio Jurídico Estudio Chehtman Abogados y está asociado con el Estudio Jurídico Weissberg Gaetjens Ziegenfeuter y Asocies, 1 bis Avenue de Lowendal, París, Francia. Integra el capitulo argentino de Consulegis EEIG, organización internacional de abogados con sede en Suiza y representaciones en más de 60 países del mundo. Miembro de la Inter-American Bar Association. Director de Provincia ART S.A. en los años 2001 a 2003. Director Titular de Dak Americas Argentina S.A. entre los años 2007 al 2011. Director Titular de Europ Assistance Argentina Sociedad Anónima hasta el año 2009. Actualmente se desempeña como: Vice Presidente del Directorio de Layher Sudamericana S.A. Presidente del Directorio de CITO S.A. Presidente del Directorio de Acacia Inversiones S.A. Síndico Suplente de CabelmaPet S.A. Actuación en Cámaras Empresariales: Se desempeñó como Vicepresidente de la Cámara Argentina Portuguesa de Comercio. Miembro del Consejo Directivo de la Cámara Argentino-Peruana (Año 1998/2000). Integra actualmente la Comisión de la Cámara Argentino Mexicana.

Ruben Adrián Ramaioli: Síndico Suplente. Nacido el 12 de marzo de 1974. Titular del DNI N° 23.864.473 y del CUIT N° 23-23864473-9, con domicilio en Av. Quintana N° 585 8° Piso, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Es Contador Público egresado de la Universidad de Morón en el año 1997. Realizó un Master en Finanzas Corporativas en el año 2000 en la Universidad del CEMA. Entre los años 1994 y 1996 formó parte de la firma LUA (Compañía de Seguros) desempeñándose como Administrativo, entre los años 1996 y 2002 formó parte de la firma Arthur Andersen desempeñándose como Senior en el departamento de auditoría, entre los años 2002 y 2004 formó parte de Deloitte desempeñándose como Senior Experimentado en el departamento de auditoría, desde el 2004 hasta la actualidad forma parte de la firma Estudio Urien & Asociados (Mazars) desempeñándose como socio de la firma. Dentro de su experiencia profesional se destacan: los due diligence, auditoría, control interno, con una amplia experiencia profesional en los sectores de banca, electricidad, industria de la pesca, entre otras. Entre los clientes más importantes a su cargo se destacan: Aique, Central Nuclear Atucha II, Publicis, Schneider Electric, SAS, Inergy Automotive Systems, Cetelem, Godrej Group, entre otros. El Sr. Ramaioli forma parte del órgano de fiscalización de las siguientes sociedades: Banco Cetelem Argentina S.A. (síndico suplente), Capdo S.A. (síndico suplente), Círculo de Inversores S.A: de ahorro para fines determinados (síndico suplente), Estilo de Inversores S.A. de ahorro para fines determinados (síndico suplente), Peugeot Citroen Argentina S.A. (síndico suplente), Indra S.A. (síndico suplente), Locadora de Autos S.A. (síndico suplente), HSBC La Buenos aires S.A. (síndico suplente), QBE Compañía de Riesgos de Trabajo S.A. (síndico suplente) y QBE Compañía Argentina de Reaseguros S.A. (síndico suplente).

Gonzalo Urien Berri: Síndico Suplente. Nacido el 26 de diciembre de 1956. Titular del DNI N° 12.902.373 y del CUIT N° 20-12902373-3, con domicilio en Agüero 1330 Piso 3 H, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Es Contador Público egresado de la Universidad de Buenos Aires en el año 1980. Entre los años 1980 y 1982 formó parte de la firma Suizo Argentina Cía. de Seguros S.A. desempeñándose como Supervisor y Gerente del departamento de auditoría, desde 1982 hasta la actualidad forma parte de la firma Estudio Urien & Asociados (Mazars) desempeñándose como socio fundador de la firma. Se destaca su experiencia profesional en due diligences, sindicaturas, auditorías financieras, control interno, con una amplia experiencia en los sectores de seguros, banca, software, retail, comunicaciones y automotriz, entre otras. Entre los clientes más importantes a su cargo se destacan: Axa Assistance, Cetelem - BNP Paribas, Sofrecom, Sun Microsystems, Indra, Cardiff, Inergy Automotive Systems, entre otros. El Sr. Berri forma parte del órgano de fiscalización de las siguientes sociedades: Capdo S.A., Caputo S.A.I.C. y F., Circulo de Inversores S.A., Estilo de Inversores S.A., Peugeot Citroen Argentina S.A., Indra S.A., Locadora de Autos S.A., Sofrecom Argentina S.A. (síndico suplente), Google Argentina S.R.L. (síndico suplente), Inergy Automotive Sustem Argentina S.A. (síndico suplente), Empresa Neviera Petrolera Atlántiva Argentina S.A, (síndico suplente), Pierre Fabre Dermo Cosmetique Argentina S.A. (síndico suplente), Rovafarm Argenitna S.A. (síndico suplente), SBS S.A. (síndico suplente), Banco Cetelem Argentina S.A., PSA Finance Argentina Compañía, Cardif Seguros S.A., HSBC La Buenos Aires S.A., QBE Compañía de Riesgos de Trabajo S.A. y QBE Compañía Argentian de Reaseguro S.A.

Carácter de “Independencia” o “No independencia” de los miembros de la Comisión Fiscalizadora


Nombre y Apellido	Carácter
Héctor Horacio Raffo	Independiente
Gustavo Félix Arturo Penna	Independiente
Gustavo René Chesta	Independiente
Eduardo Chehtman	Independiente
Rubén Adrián Ramasioli	Independiente
Gonzalo Urien Berri	Independiente

ASESORES

El Estudio Bruchou, Fernández Madero & Lombardi, con domicilio en Ing. Butty 275, Piso 12 (C1001AFA), Ciudad Autónoma de Buenos Aires, asesora legalmente a la Emisora en la creación del Programa, su actualización y la emisión de las Obligaciones Negociables.

El Estudio Schindel Consultores Tributarios, con domicilio en la calle Montevideo 496, piso 8 (C1019AB), Ciudad Autónoma de Buenos Aires, asesora impositivamente a la Emisora.

AUDITORES

Deloitte & Co. S.A. (“Deloitte”), con domicilio en Florida 234, piso 5, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, con matrícula profesional del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, han sido auditores externos de la Sociedad durante los tres (3) ejercicios anteriores a la solicitud de oferta pública del Programa. Dichos auditores tienen mandato vigente para auditar a la Emisora. Deloitte se refiere a una de las firmas miembros de Deloitte Touche Tohmatsu Limited, una compañía privada del Reino Unido limitada por garantía, y su red de firmas miembros, cada una como una entidad única e independiente y legalmente separada. Una descripción detallada de la estructura legal de Deloitte Touche Tohmatsu Limited y sus firmas miembros puede verse en el sitio web www.deloitte.com/anout.

Los auditores de los últimos tres (3) ejercicios anuales de la Sociedad fueron los siguientes:


Fecha	Auditor	DNI	CUIT	Estudio contable	Domicilio	Matrícula
31 de diciembre de 2011	Fernando G. Del Pozo	20.250.994	20-20250994-1	Deloitte S.C.	Florida 234, Piso 5°, CABA	T° 254 F°138 – C.P.C.E.C.A.B.A.
31 de diciembre de 2012	Fernando G. Del Pozo	20.250.994	20-20250994-1	Deloitte S.C.	Florida 234, Piso 5°, CABA	T° 254 F°138 – C.P.C.E.C.A.B.A.
31 de diciembre de 2013	Fernando G. Del Pozo	20.250.994	20-20250994-1	Deloitte & Co. S.A	Florida 234, Piso 5°, CABA	T° 254 F°138 – C.P.C.E.C.A.B.A.

C.P.C.E.C.A.B.A.: Consejo de Profesionales de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

RESUMEN DE LOS DATOS ESTADÍSTICOS Y DEL PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA

El siguiente es un resumen de los términos y condiciones generales de las Obligaciones Negociables que se describen en la Sección “Datos Estadísticos y Programa Previsto para la Oferta” del presente, y está condicionado en su totalidad por la información más detallada contenida en este Prospecto. Las palabras y expresiones utilizadas en el presente resumen tendrán el significado otorgado en la sección “Datos Estadísticos y Programa Previsto para la Oferta” del presente o en cualquier otra sección del presente Prospecto.


Emisora	ROCH S.A.
Monto Inicial del Programa	Hasta un monto total de US$ 50.000.000 (o su equivalente en otras monedas) de valor nominal de Obligaciones Negociables en circulación.
Duración del Programa	El plazo de duración del Programa será de 5 años contados desde la fecha de la autorización de oferta pública otorgada por la CNV y sus renovaciones.
Clases y/o Series	Las Obligaciones Negociables serán emitidos en Clases. Cada Clase podrá estar subdividida a su vez en una o más Series emitidas en distintas fechas. Dentro de cada Clase, la Emisora podrá emitir distintas Series de Obligaciones Negociables, sujeto a términos y condiciones idénticos a los de las demás Series de dicha Clase, salvo la fecha de emisión, el precio de emisión, las leyendas de circulación restringida, en su caso, y la fecha de pago de intereses inicial, condiciones que podrán variar. La Emisora determinará los términos específicos de cada Clase en un Suplemento de Precio (el “Suplemento de Precio”) de este Prospecto que suplementan estos términos y condiciones (los “Términos y Condiciones”).
Garantía	Las Obligaciones Negociables se podrán emitir con garantía especial o común sobre el patrimonio de la Emisora, de acuerdo con lo que sobre el particular indique el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie.
Factores de Riesgo	La inversión en las Obligaciones Negociables emitidos bajo el Programa involucra la asunción de determinados riesgos. Los principales factores de riesgo que pudieran afectar la capacidad de la Emisora se consideran bajo la sección “Factores de Riesgo” del presente.
Organizador	La Emisora podrá designar uno o más organizadores en relación con una Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables que se emita bajo el Programa, de acuerdo con lo que sobre el particular indique el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie.
Fiduciario	De acuerdo con lo que sobre el particular indique el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie, se podrá designar un fiduciario, trustee o figura similar que represente los intereses colectivos de los tenedores de las Obligaciones Negociables de dicha Clase y/o Serie (los “Tenedores”), y que tendrá aquellos derechos y obligaciones que surjan del contrato de fideicomiso respectivo.
Agente de Registro y/o de Pago	La Emisora podrá designar a un agente de registro y/o de pago de las Obligaciones Negociables de acuerdo con lo que indique el Suplemento de Precio de la Clase y/o Serie respectiva.
Agentes Colocadores	La Emisora podrá designar uno o más agentes colocadores y subcolocadores de las Obligaciones Negociables que se emitan bajo una Clase y/o Serie bajo el Programa, los que podrán ser entidades locales o extranjeras, de acuerdo con lo que sobre el particular indique el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie.
Listado, Negociación y Oferta	De acuerdo con lo que resuelva la Emisora respecto de una Clase y/o una Serie en el respectivo Suplemento de Precio, las Obligaciones Negociables deberán ser listadas y/o negociarse en uno o más mercados autorizados a funcionar por la CNV y/o en mercados de valores del exterior, con sujeción a todas las leyes y reglamentaciones locales y extranjeras que resultaren de aplicación a tales efectos. Cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables que se emitan en el marco del Programa podrán ser colocadas utilizando el mecanismo de colocación que se determine en el Suplemento de Precio respectivo, de conformidad con lo dispuesto por la Ley de Mercado de Capitales, la Ley de Obligaciones Negociables y las Normas de la CNV (Texto aprobado por la Resolución General N° 622/2013 de la CNV, las “Normas de la CNV”) y cualquier otra norma que las modifique o complemente.
Sistemas de compensación	Caja de Valores S.A. (la “CVSA”) y/o Euroclear y/o Clearstream, Luxemburgo y/o, con relación a cualquier Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables, cualquier otra entidad autorizada por la CNV, según se especifique en el Suplemento de Precio respectivo.
Emisiones Adicionales	A menos que el Suplemento de Precio respectivo establezca lo contrario, en forma periódica y sin el consentimiento de los tenedores de cualesquiera de las Obligaciones Negociables en circulación, la Emisora podrá, previa autorización por parte de la CNV, emitir Clases y/o Series adicionales de aquellas que se amorticen dentro de los plazos previstos en este Programa, siempre que el monto de capital de las Clases y/o Series que se encuentren en circulación dentro del Programa no supere el monto total máximo de US$50.000.000 o su equivalente en otras monedas.
Forma de las Obligaciones Negociables. Título Ejecutivo	Las Obligaciones Negociables de cada Clase y/o Serie podrán ser escriturales, estar representadas en títulos cartulares definitivos al portador o nominativos (y en este último caso, ser endosables o no) o estar respresantadas en certificados o títulos globales, en caso de que así lo permita la normativa vigente y según se especifique en el Suplemento de Precio aplicable. Las Obligaciones Negociables representadas en títulos globales o emitidas en forma escritural podrán ser depositadas y/o registradas en sistemas de depósito colectivo aceptados por la CNV. Véase “Datos Estadísticos y Programa Previsto para la Oferta” en el presente Prospecto. De acuerdo a lo dispuesto por la Ley Nº 24.587 de Nominatividad de las Obligaciones Negociables Valores Privados, vigente desde el 22 de noviembre de 1995, y su decreto reglamentario Nº 259/96, a las emisoras argentinas no se les permite la emisión de valores negociables al portador o transferibles mediante endoso. Sin embargo, de acuerdo a lo dispuesto por dicha normativa, en el caso de títulos valores representativos de deuda o asimilables a ellos, con oferta pública autorizada, se considerará cumplido el requisito de la nominatividad cuando se encuentren representados en certificados globales o parciales, inscriptos o depositados en regímenes de depósito colectivo nacionales o extranjeros, reconocidos por la CNV, a cuyo fin se considerarán definitivos, negociables y divisibles. A través de la Resolución General Nº 622/2013 de la CNV, texto ordenado, CVSA, el Banco Euroclear, SA/NV, Clearstream Banking, Société Anonyme, The Depositary Trust Company (DTC) y SEGA-Schweitzerische Effekten Giro A.G. - Swiss Securities Clearing Corporation, fueron reconocidas como entidades de depósito colectivo a dichos fines. En tal sentido, mientras se encuentren vigentes dichas normativas, la Emisora sólo emitirá Obligaciones Negociables bajo el Programa en un todo de acuerdo con las mismas. Asimismo, la Emisora causará que las Obligaciones Negociables cumplan con el artículo 7 de la Ley de Obligaciones Negociables. De acuerdo con lo previsto por el artículo 29 de la Ley de Obligaciones Negociables, los títulos representativos de las Obligaciones Negociables otorgan acción ejecutiva a sus tenedores para reclamar el capital e intereses impagos bajo las Obligaciones Negociables. De conformidad con lo previsto por el artículo 129 inciso (e) de la Ley de Mercado de Capitales, se podrán expedir comprobantes del saldo de cuenta a efectos de legitimar al titular para reclamar judicialmente, o ante jurisdicción arbitral en su caso, incluso mediante acción ejecutiva si correspondiere. Por otra parte, se podrán expedir comprobantes de los valores representados en certificados globales a favor de las personas que tengan una participación en los mismos, a los efectos y con el alcance antes indicado. Los comprobantes podrán ser emitidos por la entidad del país o del exterior que administre el sistema de depósito colectivo en el cual se encuentren inscriptos los certificados globales. Cuando entidades administradoras de sistemas de depósito colectivo tengan participaciones en certificados globales inscriptos en sistemas de depósito colectivo administrados por otra entidad, los comprobantes podrán ser emitidos directamente por las primeras.
Monedas	Las Obligaciones Negociables podrán estar denominados en cualquier moneda, sujeto al cumplimiento de todos los requerimientos legales. Los pagos con relación a las Obligaciones Negociables podrán, sujeto a dicho cumplimiento, ser efectuados en y/o vinculados a, cualquier moneda distinta a aquella en que se encuentren denominados las Obligaciones Negociables.
Rango de las Obligaciones Negociables	Las Obligaciones Negociables constituirán obligaciones negociables bajo la Ley de Obligaciones Negociables. Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidos con carácter subordinado o no subordinado. Las Obligaciones Negociables no subordinados constituirán, sujeto a las leyes argentinas aplicables, obligaciones directas, generales e incondicionales de la Emisora, teniendo en todo momento el mismo grado de privilegio entre sí y al menos el mismo grado de privilegio que todas las demás obligaciones con garantía común sobre el patrimonio de la Emisora presentes o futuras, salvo respecto de ciertas obligaciones a las que las leyes argentinas le otorgan tratamiento preferencial y a excepción de las Obligaciones Negociables que se emitan con garantía especial, fija o flotante. Las Obligaciones Negociables subordinados serán emitidos bajo los términos y condiciones de subordinación que se especifiquen en el Suplemento de Precio respectivo.
Rango de la Garantía	En el caso en que las Obligaciones Negociables se encuentren garantizadas, el rango de la garantía se fijará en el Suplemento de Precio correspondiente a la Clase y/o Serie particular.
Precio de Emisión	Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidos a cualquier precio e incluso a la par o con descuento, según se especifique en el Suplemento de Precio correspondiente.
Amortización	Las Obligaciones Negociables podrán ser amortizados en cualquier plazo no inferior a siete (7) días ni superior al plazo máximo que establezcan las regulaciones de la CNV y/o cualquier otra normativa aplicable a la Emisora.
Rescate Opcional	Las Obligaciones Negociables podrán ser rescatados antes de su vencimiento a opción de la Emisora (en todo o en parte) y/o de los Tenedores de Obligaciones Negociables (si fuere el caso) según se indique en el Suplemento de Precio respectivo, respetando el trato igualitario entre inversores y el principio de transparencia.
Rescate por razones impositivas	Con excepción de lo descripto en el párrafo “Rescate Opcional” precedente, el rescate anticipado sólo será permitido por razones impositivas, según se describe en la Subsección 7(b) (Rescate y compra - Rescate por razones impositivas)de la Sección “Datos Estadísticos y Programa Previsto para la Oferta”, respetando el trato igualitario entre inversores y el principio de transparencia..
Intereses	Las Obligaciones Negociables podrán devengar intereses o no. Los intereses (si fuere el caso) podrán devengarse a una tasa fija o a tasa variable, o a una tasa ajustable en función de la evolución de activos financieros, acciones, opciones de cualquier tipo y naturaleza u otros activos, inversiones e índices, sujeto a lo que las normas aplicables permitan, de acuerdo con lo que indique el Suplemento de Precio respectivo, y el método de cálculo de los intereses podrá variar entre la Fecha de Emisión y la Fecha de Vencimiento de las Clases respectivas.
Denominaciones	Las Obligaciones Negociables serán emitidos en las denominaciones que se especifiquen en el Suplemento de Precio respectivo, sujeto al cumplimiento de todos los requerimientos legales y regulatorios.
Calificaciones	La Emisora ha optado por no calificar el Programa. Las calificaciones de riesgo se gestionarán en relación con cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables que se emita bajo el Programa.
Compromisos	La Emisora ha asumido ciertos compromisos según se describe en la Subsección 5 (Compromisos) de la Sección “Datos Estadísticos y Programa Previsto para la Oferta” del presente Prospecto.
Incumplimiento de otras obligaciones	Las Obligaciones Negociables se encontrarán sujetos al cumplimiento de otras obligaciones por parte de la Emisora, según se describe en la Subsección 10 (Supuestos de Incumplimiento) de la Sección “Datos Estadísticos y Programa Previsto para la Oferta” del presente Prospecto.
Impuestos	Todos los pagos con relación a las Obligaciones Negociables se efectuarán libres de toda retención por impuestos u otros tributos, presentes o futuros, de Argentina, salvo que dicha retención sea requerida por ley. En tal caso, la Emisora deberá (de acuerdo a lo establecido en la Subsección 9 (Impuestos) de la Sección “Datos Estadísticos y Programa Previsto para la Oferta” del presente Prospecto) pagar dichos montos adicionales de modo que los Tenedores de Obligaciones Negociables reciban los montos que correspondieran como si las referidas retenciones no hubieren sido realizadas.
Ley Aplicable	La ley argentina resultará de exclusiva aplicación a las Obligaciones Negociables y a todas las obligaciones de la Emisora y los derechos de los tenedores en relación con cualquier emisión de Obligaciones Negociables bajo el Programa. En particular, la Ley de Obligaciones Negociables resultará aplicable con relación a los requisitos necesarios para que las Obligaciones Negociables califiquen como tales bajo dicha ley. Por su parte, la Ley de Sociedades Comerciales y demás normativa argentina aplicable -incluyendo pero no limitado a la Ley de Mercado de Capitales y a las Normas de la CNV- resultarán de aplicación con relación a la capacidad de la Emisora para emitir y colocar las Obligaciones Negociables, a los requisitos para que dichos títulos califiquen como Obligaciones Negociables, a las cuestiones relativas a la celebración de las asambleas de Tenedores y a la autorización para la oferta pública de las Obligaciones Negociables por parte de la CNV. Asimismo, los términos y condiciones de una Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables podrán regirse por las leyes del Estado de Nueva York, Estados Unidos de Norteamérica o por la ley de cualquier otra jurisdicción, según se especifique en el Suplemento de Precio correspondiente, y en cada contrato de fideicomiso (indenture) que se celebre de acuerdo con la estructura específica de la transacción de que se trate, con excepción de las cuestiones relacionadas con los requisitos necesarios para que las Obligaciones Negociables y las cuestiones relativas a los requisitos legales necesarios para que las Obligaciones Negociables califiquen como tales de conformidad con la Ley de Obligaciones Negociables, así como aquellas cuestiones relacionadas con la autorización de oferta pública de las mismas y aquellas relativas a las asambleas, las cuales se regirán por la legislación argentina.
Jurisdicción	Según se indica en la Subsección 17(b) (Ley aplicable y jurisdicción) de la Sección “Datos Estadísticos y Programa Previsto para la Oferta” del presente Prospecto, sujeto a lo previsto en la Subsección 17(c) (Ley aplicable y jurisdicción), los tribunales de Argentina tendrán jurisdicción para dirimir cualquier controversia originada en, o con relación a, las Obligaciones Negociables. Sin perjuicio de ello, en virtud de lo previsto por el Artículo 46 de la Ley de Mercado de Capitales y según se indica en dicha Subsección 17(c), los Tenedores de Obligaciones Negociables podrán someter cualquier Controversia por ante el Tribunal de Arbitraje del mercado en el que listen o se negocien las Obligaciones Negociables. Asimismo, las controversias que se originen con relación a las Clases y/o Series de Obligaciones Negociables podrán supeditarse por la jurisdicción del Estado de Nueva York, Estados Unidos de Norteamérica, según se especifique en el Suplemento de Precio correspondiente, y en cada contrato de fideicomiso (indenture) que se celebre.
Restricciones a la Venta	Las restricciones a la venta de una determinada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables, de existir, se especificarán en el Suplemento de Precio relativo a la Clase y/o Serie particular respecto de la cual existiera tal restricción.

DATOS ESTADÍSTICOS Y PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA

A continuación se detallan los términos y condiciones generales de las Obligaciones Negociables que podrán ser emitidas por la Sociedad en el marco del Programa. En los Suplementos de Precio correspondientes se detallarán los términos y condiciones específicos de las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie en cuestión, los cuales complementarán estos términos y condiciones generales con respecto a las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie en cuestión.

1. Introducción

(a) Programa: ROCH ha creado un Programa de Obligaciones Negociables (el “Programa”) para la emisión de títulos conforme la Ley Nº 23.576 de Obligaciones Negociables y sus modificatorias, por un valor nominal total máximo de US$50.000.000 o su equivalente en otras monedas (en forma indistinta, los “Valores Negociables” o las “Obligaciones Negociables”) con garantía especial o común sobre el patrimonio de la Emisora según se indicare en el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie particular.

(b) Clases y/o Series: Las Obligaciones Negociables emitidos conforme al Programa serán emitidos en clases (cada uno una “Clase”) y cada Clase podrá comprender una o más series (cada una, una “Serie”) de Obligaciones Negociables. Cada Clase será objeto de un Suplemento de Precio (el “Suplemento de Precio”) que complementa estos términos y condiciones (los “Términos y Condiciones”). Los términos y condiciones aplicables a una Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables en particular son estos Términos y Condiciones con los complementarios y específicos introducidos por el Suplemento de Precio pertinente.

(c) Otros términos y condiciones: El Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables podrá complementar los términos y condiciones incluidos en la presente Sección, o agregar nuevos términos y condiciones, los que resultarán aplicables a la Clase y/o Serie particular de que se trate. Cuando se modificare un elemento esencial del Programa, dicha modificación será efectuada a través de un prospecto que modifique el Prospecto del Programa.

2. Interpretación

Definiciones: En estos Términos y Condiciones las siguientes expresiones tienen los significados -tanto en singular como en plural- que se indican a continuación:

“AIF” significa Autopista de la Información Financiera.

“Agente de Cálculo” significa cualquier Persona especificada en el Suplemento de Precio pertinente como la parte responsable de calcular la(s) Tasa(s) de Interés y el(los) Monto(s) de Interés y/o cualquier otro monto(s) que pueda consignarse en el Suplemento de Precio pertinente.

“Argentina” significa la República Argentina.

“CNV” significa la Comisión Nacional de Valores.

“Denominación Mínima” tiene el significado que se le asigne en el Suplemento de Precio pertinente.

“Día Hábil” significa un día en el que los bancos comerciales minoristas en Argentina y los mercados autorizados en donde listen o se negocien las Obligaciones Negociables y, en su caso, el agente de registro, se encuentran abiertos al público.

“Endeudamiento Relevante” significa todo endeudamiento por dinero en préstamo o toda garantía directa o indirecta y toda obligación (contingente o de otro tipo) de la Emisora por la suma en total de US$6.000.000 (Dólares estadounidenses seis millones) o superior, con la salvedad de que el término “Endeudamiento Relevante” no incluirá el endeudamiento incurrido por la Emisora en el curso habitual de los negocios.

“Fecha de Comienzo de Intereses” significa la Fecha de Emisión de las Obligaciones Negociables o cualquier otra fecha indicada como la Fecha de Comienzo de Intereses en el Suplemento de Precio pertinente.

“Fecha de Emisión” tiene el significado establecido en el Suplemento de Precio pertinente.

“Fecha de Pago de Intereses” significa la fecha o las fechas especificadas en el Suplemento de Precio pertinente.

“Fecha de Registro” tiene el significado que se le asigna en la Sección 8 (g).

“Fecha de Rescate Opcional (Compra)” tiene el significado que se le asigne en el Suplemento de Precio pertinente.

“Fecha de Vencimiento” tiene el significado indicado en el Suplemento de Precio pertinente.

“Ley de Mercado de Capitales” significa la ley Nº 26.831 de mercado de capitales y sus modificatorias.

“Ley de Obligaciones Negociables” significa la ley Nº 23.576 de Obligaciones Negociables y sus modificatorias.

“Montos Adicionales” tiene el significado que se le asigna en la Sección 9 (a).

“Monto de Rescate” significa, según corresponda el Monto de Rescate Anticipado (Rescate por Razones Impositivas), el Monto de Rescate Opcional (Rescate a Opción de la Emisora), el Monto de Rescisión Anticipada o cualquier otro monto que revista el carácter de monto de rescate cuando así lo indique el Suplemento de Precio pertinente o se determine de conformidad con sus cláusulas.

“Monto de Rescisión Anticipada” significa, con respecto a cualquier Valor Negociable, su valor nominal o cualquier otro monto que pueda especificarse en estos Términos y Condiciones o en el Suplemento de Precio pertinente o determinarse conforme a ellos.

“Monto de Intereses” será, en relación con un Valor Negociable y un Período de Intereses, el monto de intereses a pagar con respecto de dicho Valor Negociable para dicho Período de Intereses.

“Monto de Rescate Opcional” significa, con respecto a cualquier Valor Negociable, su valor nominal o cualquier otro monto que pueda especificarse en el Suplemento de Precio pertinente o determinarse conforme a dicho documento.

“Monto de Rescate Anticipado (Rescate por Razones Impositivas)” significa, con respecto a cualquier Valor Negociable, su valor nominal o cualquier otro monto especificado en el Suplemento de Precio pertinente o determinado de conformidad con dicho documento.

“PCGA” significa principios contables generalmente aceptados,

“Período de Intereses” significa cada período comprendido entre la Fecha de Comienzo de Intereses (inclusive) o cualquier Fecha de Pago de Intereses y la Fecha de Pago de Intereses siguiente (exclusive).

“Persona” será una persona física, empresa, sociedad anónima, sociedad de personas, joint venture, asociación, organización, estado o dependencia de un estado u otra entidad, ya sea que tengan o no personería jurídica independiente.

“Registro” tiene el significado asignado en la Sección 3(e).

“Tasa de Interés o Tasa de Interés del Valor Negociable” significa la tasa o las tasas (expresadas como un porcentaje anual) de intereses pagaderos con respecto a las Obligaciones Negociables que se especifique en el Suplemento de Precio respectivo, calculada de acuerdo con lo previsto en estos Términos y Condiciones y/o en el Suplemento de Precio pertinente.

“Tenedor” tiene el significado asignado en la Sección 3(e).

En estos Términos y Condiciones: (i) se considerará que toda referencia a capital incluye el Monto de Rescate, cualquier monto adicional que la Emisora deba pagar conforme a la Subsección 9 (Impuestos), cualquier prima pagadera en relación con un Valor Negociable y cualquier otro monto en concepto de capital pagadero conforme a estos Términos y Condiciones; y (ii) toda referencia a intereses se considerará que incluye cualquier monto adicional con respecto a intereses que pueda resultar pagadero conforme a la Subsección 9 (Impuestos) y cualquier otro monto en concepto de intereses pagaderos conforme a estos Términos y Condiciones.

3. Forma, denominación mínima, emisiones adicionales, rango, garantía y titularidad de las Obligaciones Negociables

(a) Forma y denominación mínima: Las Obligaciones Negociables de cada Clase y/o Serie podrán ser escriturales, estar representadas en títulos cartulares definitivos al portador o nominativos (y en este último caso, ser endosables o no) o estar representadas en certificados o títulos globales, en caso de que así lo permita la normativa vigente y según se especifique en el Suplemento de Precio aplicable. Las Obligaciones Negociables representadas en títulos globales o emitidas en forma escritural podrán ser depositadas y/o registradas en sistemas de depósito colectivo reconocidos por la CNV.

De acuerdo a lo dispuesto por la Ley Nº 24.587 de Nominatividad de las Obligaciones Negociables Valores Privados, vigente desde el 22 de noviembre de 1995, y su decreto reglamentario Nº 259/96, a las emisoras argentinas no se les permite la emisión de valores negociables al portador o transferibles mediante endoso. Sin embargo, de acuerdo a lo dispuesto por dicha normativa, en el caso de títulos valores representativos de deuda o asimilables a ellos, con oferta pública autorizada, se considerará cumplido el requisito de la nominatividad cuando se encuentren representados en certificados globales o parciales, inscriptos o depositados en regímenes de depósito colectivo nacionales o extranjeros, reconocidos por la CNV, a cuyo fin se considerarán definitivos, negociables y divisibles. A través de la Resolución General Nº 622/2013 de la CNV, texto ordenado, CVSA, el Banco Euroclear, SA/NV, Clearstream Banking, Société Anonyme, The Depositary Trust Company (DTC) y SEGA-Schweitzerische Effekten Giro A.G. - Swiss Securities Clearing Corporation, fueron reconocidos como entidades de depósito colectivo a dichos fines. En tal sentido, mientras se encuentren vigentes dichas normativas, la Emisora sólo emitirá Obligaciones Negociables bajo el Programa en un todo de acuerdo con las mismas. Asimismo, la Emisora causará que las Obligaciones Negociables cumplan con el artículo 7 de la Ley de Obligaciones Negociables.

Las Obligaciones Negociables tendrán las denominaciones mínimas especificadas en el Suplemento de Precio pertinente, de conformidad con la normativa aplicable. La tenencia de Obligaciones Negociables solamente podrá ser por el valor nominal total de la denominación mínima especificada en el Suplemento de Precio pertinente y en múltiplos enteros de dicha denominación en exceso de la misma.

Las Obligaciones Negociables serán obligaciones negociables simples, no convertibles en acciones, subordinadas o no, con garantía especial o común, según se especifique en el respectivo Suplemento de Precio, y cumplirán con los requisitos establecidos por el artículo 7 de la Ley de Obligaciones Negociables.

Ante el acaecimiento de un Supuesto de Incumplimiento y la exigibilidad de un pago bajo las Obligaciones Negociables conforme lo previsto más adelante en esta Sección (a) los Tenedores de Obligaciones Negociables representadas por certificados globales depositados y/o registrados en sistemas de depósito colectivo podrán solicitar la entrega de las Obligaciones Negociables contra presentación del comprobante de tenencia (con bloqueo de la cuenta), salvo que en el Suplemento de Precio respectivo se encuentre previsto de otra manera, en la sede de la Emisora previa cancelación de la cuenta respectiva y (b) los Tenedores de Obligaciones Negociables emitidas en forma escritural, podrán solicitar directamente al agente de registro el correspondiente comprobante del saldo de cuenta previsto en el inciso e) del artículo 129 de la Ley de Mercado de Capitales (con bloqueo de la cuenta) a efectos de efectuar cualquier tipo de reclamo. En el supuesto del inciso (a), las Obligaciones Negociables se encontrarán a disposición del peticionante en la sede social dentro de los siguientes treinta (30) Días Hábiles de la presentación del pedido.

Conforme a lo dispuesto por el artículo 129 “in fine” de la Ley de Mercado de Capitales, los certificados de tenencia podrán ser emitidos por la entidad que administre el sistema de depósito colectivo en el cual se encuentren inscriptos los certificados globales, o bien por la entidad administradora de sistemas de depósito colectivo que tenga participaciones en el certificado global inscripto en un sistema de depósito colectivo administrado por otra entidad.

Acción ejecutiva. De acuerdo con lo previsto por el artículo 29 de la Ley de Obligaciones Negociables, los títulos representativos de las Obligaciones Negociables otorgan acción ejecutiva a sus tenedores para reclamar el capital e intereses impagos bajo las Obligaciones Negociables. De conformidad con lo previsto por el artículo 129 inciso (e) de la Ley de Mercado de Capitales, se podrán expedir comprobantes del saldo de cuenta a efectos de legitimar al titular para reclamar judicialmente, o ante jurisdicción arbitral en su caso, incluso mediante acción ejecutiva si correspondiere. Por otra parte, se podrán expedir comprobantes de los valores representados en certificados globales a favor de las personas que tengan una participación en los mismos, a los efectos y con el alcance antes indicado. Los comprobantes podrán ser emitidos por la entidad del país o del exterior que administre el sistema de depósito colectivo en el cual se encuentren inscriptos los certificados globales. Cuando entidades administradoras de sistemas de depósito colectivo tengan participaciones en certificados globales inscriptos en sistemas de depósito colectivo administrados por otra entidad, los comprobantes podrán ser emitidos directamente por las primeras.

(b) Emisiones Adicionales: A menos que el Suplemento de Precio respectivo establezca lo contrario, en forma periódica y sin el consentimiento de los tenedores de cualesquiera de las Obligaciones Negociables en circulación, la Emisora podrá, previa autorización de la CNV, emitir Clases y/o Series adicionales que se amorticen dentro de los plazos previstos en este Programa, siempre que el monto de capital de las Clases y/o Series que se encuentren en circulación dentro del Programa no supere el monto total máximo de US$50.000.000 o su equivalente en otras monedas.

(c) Rango de las Obligaciones Negociables: Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidos con carácter subordinado o no subordinado. Los valores negociables constituirán obligaciones negociables bajo la Ley de Obligaciones Negociables. Los títulos no subordinados constituirán, sujeto a las leyes argentinas aplicables, obligaciones directas, generales e incondicionales de la Emisora, teniendo en todo momento el mismo grado de privilegio entre sí y al menos el mismo grado de privilegio que todas las demás obligaciones no garantizadas presentes o futuras de la Emisora, salvo respecto de ciertas obligaciones a las que las leyes argentinas le otorgan tratamiento preferencial y a excepción de las Obligaciones Negociables que se emitan con garantía especial, fija o flotante. Los títulos subordinados serán emitidos bajo los términos y condiciones de subordinación que se especifiquen en el Suplemento de Precio respectivo.

(d) Garantía de las Obligaciones Negociables: Las Obligaciones Negociables se podrán emitir con garantía o sin garantía, de acuerdo con lo que sobre el particular indique el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie.

(e) Titularidad de las Obligaciones Negociables: La titularidad de las Obligaciones Negociables Nominativas se transferirá mediante la inscripción de dicha transferencia en el libro de registro (el “Registro”) que lleve la Emisora o el agente de registro designado por la Emisora para actuar como agente de registro para una Clase y/o Serie particular. La Emisora y aquella persona que la Emisora pueda designar como agente de pago podrán considerar y tratar al Tenedor de cualquier Obligación Negociable, registrado de conformidad con las normas y procedimientos aplicables, como su titular absoluto.

Obligaciones Negociables Globales u Obligaciones Negociables Escriturales. En el supuesto que las Obligaciones Negociables se encontraren representadas en títulos globales o llevadas en forma escritural, las mismas podrán ser depositadas y/o registradas en la CVSA, Clearstream, Euroclear y The Depositary Trust Company o cualquier otro sistema de depósito colectivo que la CNV oportunamente autorice, según lo determine el Suplemento de Prospecto aplicable.

Registro. La Emisora o cualquier entidad que éste designe a tal efecto, mantendrá el Registro con respecto a las Obligaciones Negociables de acuerdo con la normativa vigente aplicable. El Tenedor de una Obligación Negociable Nominativa significa la persona a cuyo nombre esa Obligación Negociable Nominativa aparece en un momento determinado inscripta en el Registro. En el caso que las Obligaciones Negociables estén representadas por títulos globales o sean emitidas en forma escritural, y las mismas sean depositadas y/o registradas en la CVSA, de conformidad al régimen de depósito colectivo establecido por la Ley de Depósito Colectivo Nº 20.643 y el Reglamento Operativo de la CVSA, el Registro de dichas Obligaciones Negociables será llevado por dicha CVSA.

Transferencia de las Obligaciones Negociables Nominativas. Las Obligaciones Negociables Nominativas se transferirán mediante la entrega de la Obligación Negociable Nominativa correspondiente, en la oficina que establezca la Emisora bajo el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie particular y la inscripción prevista en el Registro que se llevará a tal efecto. Las Obligaciones Negociables Nominativas podrán transferirse únicamente en múltiplos integrales según las denominaciones mínimas autorizadas de cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables. Cuando se encuentre inscripta en el Registro cualquier prenda, carga o gravamen con respecto a una Obligación Negociable Nominativa y dicha Obligación Negociable Nominativa se transfiera, dicha transferencia quedará sujeta a esa prenda, carga o gravamen (que permanecerá en el Registro respecto de dicha Obligación Negociable Nominativa), y figurará en el reverso de dicha Obligación Negociable Nominativa, salvo que, o hasta tanto, un tribunal competente o el beneficiario de dicha prenda, carga o gravamen instruya u ordene lo contrario.

En los casos en que las Obligaciones Negociables Nominativas estén representadas en Certificados Globales o sean llevadas en forma escritural y se encuentren depositadas y/o registradas en CVSA, Clearstream, Euroclear y The Depositary Trust Company o cualquier otro sistema de depósito colectivo que la CNV oportunamente autorice y según se determine en el Suplemento de Precio, la transferencia de la titularidad de dichas Obligaciones Negociables se efectuará de conformidad con los procedimientos aplicables del sistema en el cual las Obligaciones Negociables se encuentren depositadas y/o registradas.

4. Colocación, Negociación y Oferta de las Obligaciones Negociables

De acuerdo con lo que resuelva la Emisora respecto de una Clase y/o una Serie en un Suplemento de Precio, las Obligaciones Negociables deberán ser listadas y/o negociarse en uno o más mercados autorizados por la CNV y/o en mercados de valores del exterior, con sujeción a todas las leyes y reglamentaciones locales y extranjeras que resultaren de aplicación a tales efectos.

5. Compromisos

Mientras exista algún Valor Negociable sin amortizar:

La Emisora deberá cumplir los términos de los compromisos que se indican a continuación:

Pago de capital e intereses: La Emisora deberá pagar puntualmente a su vencimiento todo capital, interés o monto adicional relacionado con el capital, que deba pagarse en virtud de la Subsección 9 (Impuestos) sobre las Obligaciones Negociables de acuerdo con los Términos y Condiciones de las Obligaciones Negociables.
Mantenimiento de la personería jurídica; Bienes: La Emisora deberá cumplir las siguientes obligaciones: (a) mantener en vigencia su personería jurídica y todas las inscripciones que sean necesarias a tal fin, realizar todos los actos que sean necesarios para mantener todos sus derechos, prerrogativas, bienes o licencias necesarias para el desarrollo normal de su actividad y (b) conservar todos los bienes que sean utilizados o útiles para realizar su actividad en buen estado de uso; quedando entendido que esta obligación no tendrá por efecto exigir que la Emisora mantenga dicho derecho, prerrogativa, titularidad sobre los bienes o licencia, si el directorio de la Emisora determina de buena fe que su mantenimiento o conservación ya no resulta necesaria o conveniente para el desarrollo de la actividad de la Emisora.
Cumplimiento de la ley: La Emisora cumplirá todas las leyes, normas, reglamentos, disposiciones y resoluciones de cualquier organismo gubernamental con autoridad sobre la misma o sobre su negocio.
Notificación de incumplimiento: La Emisora notificará por escrito a los Tenedores de Obligaciones Negociables, inmediatamente después de que la Emisora tome conocimiento del acontecimiento y la continuación de cualquiera de las circunstancias previstas en la Subsección 10 (Supuestos de Incumplimiento), acompañando la notificación con una certificación de funcionario donde se indicarán en detalle dichas circunstancias y la medida que la Emisora se propone adoptar al respecto.
Mantenimiento de libros y registros: La Emisora llevará libros, cuentas y registros de acuerdo con los PCGA argentinos.
Estados Financieros y otra información contable y financiera: La Emisora suministrará por los medios informativos habituales permitidos por la legislación aplicable la información contable y financiera requerida por las normas y regulaciones correspondientes.
Seguros: La Emisora asegurará en compañías aseguradoras sólidas, responsables y de primera línea, los montos pertinentes, cubriendo los riesgos que normalmente cubren las compañías que desarrollan negocios similares y que son titulares y/u operan bienes similares a los que poseen y/u operan la Emisora en las mismas áreas en las que la Emisora poseen y/u operan sus bienes.
Rango de las Obligaciones Negociables: A menos que un Suplemento de Precio indicara que el pago de las Obligaciones Negociables queda subordinado al cumplimiento de otras obligaciones de la Emisora, la Emisora asegurará que las obligaciones a su cargo en virtud de las Obligaciones Negociables tengan el mismo grado de privilegio para el pago que todas las demás deudas, no garantizadas y no subordinadas, presentes o futuras, de la Emisora, salvo respecto de ciertas obligaciones a las que las leyes argentinas le otorgan tratamiento preferencial y a excepción de las Obligaciones Negociables que se emitan con garantía especial, fija o flotante.

6. Intereses

(a) Obligaciones Negociables a Tasa Fija

(ii) Devengamiento de intereses: Las Obligaciones Negociables devengan intereses a partir de la Fecha de Comienzo de Intereses a la Tasa de Interés, a pagarse en forma vencida en cada Fecha de Pago de Intereses. Cada Obligación Negociable dejará de devengar intereses a partir de la fecha en que el respectivo Tenedor de Obligaciones Negociables o su representante reciba todas las sumas adeudadas en concepto de dicha Obligación Negociable o de la fecha en la que cualquier agente de pago hubiere recibido todos los montos adeudados en virtud de las Obligaciones Negociables.

(b) Obligaciones Negociables a Tasa Variable o con Interés Sujeto a la Evolución de un Activo Financiero

(i) Aplicación: La presente será aplicable a las Obligaciones Negociables sólo si en el Suplemento de Precio se establece la aplicabilidad de las Disposiciones para Obligaciones Negociables a Tasa Variable o de las Disposiciones para Obligaciones Negociables con Interés Sujeto a la Evolución de un Activo Financiero.

(ii) Devengamiento de intereses: Las Obligaciones Negociables devengan intereses a partir de la Fecha de Comienzo de Intereses a la Tasa de Interés, a pagarse por período vencido en cada Fecha de Pago de Intereses. Cada Obligación Negociable dejará de devengar intereses a partir de la fecha en que el respectivo Tenedor de Obligaciones Negociables o su representante reciba todas las sumas adeudadas con respecto a dicha Obligación Negociable o la fecha en la que cualquier agente de pago hubiere recibido todos los montos adeudados en virtud de las Obligaciones Negociables.

(iii) Interés sujeto a la Evolución de un Activo Financiero: Si en el respectivo Suplemento de Precio se indica que son aplicables las Disposiciones para Obligaciones Negociables con Interés Sujeto a la Evolución de un Activo Financiero, la(s) Tasa(s) de Interés aplicables a las Obligaciones Negociables para cada Período de Intereses se determinará(n) en la forma indicada en el respectivo Suplemento de Precio.

(iv) Tasa de interés máxima o mínima: Si en el respectivo Suplemento de Precio se indica cualquier tasa de interés máxima o mínima, dicha Tasa de Interés en ningún caso podrá ser mayor que el máximo o menor que el mínimo indicado.

(v) Cálculo del monto de intereses: El agente de cálculo, en su caso, tan pronto como sea posible a partir del momento en que deba determinarse la Tasa de Interés con relación a cada Período de Intereses, deberá calcular el Monto de Intereses a pagar con respecto a cada Obligación Negociable por dicho Período de Intereses. El Monto de Intereses se calculará aplicando la Tasa de Interés de dicho Período de Intereses al monto de capital pendiente de pago de dicha Obligación Negociable durante dicho Período de Intereses.

(vi) Cálculo de otros montos: Cuando el respectivo Suplemento de Precio indique que cualquier otro monto debe ser calculado por el agente de cálculo, el agente de cálculo, tan pronto como sea posible a partir del momento en que deba determinarse dicho monto, deberá calcular el monto respectivo. Dicho monto respectivo deberá ser calculado por el agente de cálculo en la forma que se indique en el respectivo Suplemento de Precio.

(vii) Notificaciones, etc: Toda notificación, dictamen, determinación, certificación, cálculo, tasación o decisión dada, expresada, realizada u obtenida por el agente de cálculo a los efectos de la presente Subsección, (salvo error manifiesto) obligará a la Emisora, a los agentes de pago y a los Tenedores de Obligaciones Negociables, quedando entendido que el agente de cálculo no incurrirá en responsabilidad alguna frente a dicha Persona con relación al ejercicio o falta de ejercicio por parte del agente de cálculo de sus facultades, deberes y discrecionalidad para dichos fines, salvo en caso de incumplimiento doloso. Toda notificación que deba hacer el agente de cálculo conforme lo aquí previsto será cumplida a través de su publicación en el boletín del mercado autorizado correspondiente.

El Suplemento de Precio particular con relación a una Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables bajo el Programa podrá determinar el pago de intereses punitorios a una tasa determinada a partir de la mora en el cumplimiento de las obligaciones de la Emisora, de acuerdo con lo con lo estipulado en un Suplemento de Precio particular.

7. Rescate y compra

1. Cancelación de las Obligaciones Negociables: Salvo que las Obligaciones Negociables se hayan rescatado, comprado o cancelado con anterioridad, las Obligaciones Negociables se pagarán en la Fecha de Vencimiento.
Rescate por razones impositivas: Las Obligaciones Negociables podrán rescatarse en forma total, pero no parcial, a opción de la Emisora en cualquier momento mediante notificación a los Tenedores de Obligaciones Negociables con una anticipación mínima de 30 días y máxima de 60 días (notificación que será irrevocable), a su Monto de Rescate Anticipado (Rescate por Razones Impositivas), junto con los intereses devengados (si los hubiera) hasta la fecha fijada para el rescate, si:

(i) la Emisora está o estuviera obligada a pagar Montos Adicionales según lo establecido o referido en la Subsección 9 (Impuestos) como resultado de cualquier cambio o reforma de las leyes o reglamentos de la República Argentina o de cualquier subdivisión política o autoridad de o dentro de la misma con facultades tributarias, o cualquier cambio en la aplicación o interpretación oficial de dichas leyes o reglamentos (inclusive cualquier fallo dictado por un tribunal competente), o cualquier cambio en virtud de cualquier dictamen u opinión de cualquier autoridad fiscal competente, cuando dicho cambio o reforma entre en vigencia o la Emisora considerase que dicho cambio o reforma entrará en vigencia, en o después de la fecha de emisión de una determinada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables; y

la Emisora no pudiera evitar incurrir en dicha obligación mediante la adopción razonable de medidas a su disposición.

La Emisora deberá poner a disposición de los Tenedores de Obligaciones Negociables un dictamen de asesores independientes de reconocido prestigio, expresando que la Emisora está o estará razonablemente obligada a pagar tales Montos Adicionales como resultado de dicho cambio o reforma.

La Emisora respetará el trato igualitario entre inversores y el principio de transparencia.

(c) Rescate a opción de la Emisora: Las Obligaciones Negociables podrán ser rescatados antes de su vencimiento a opción de la Emisora (en todo o en parte) y/o de los Tenedores de Obligaciones Negociables (si fuere el caso) según los términos y condiciones que se se indiquen en el Suplemento de Precio respectivo. La Emisora respetará el trato igualitario entre inversores y el principio de transparencia.

(d) Cancelación luego del rescate: Todas las Obligaciones Negociables rescatadas por la Emisora se cancelarán y no podrán ser revendidas ni podrán emitirse en Clases y/o Series correspondiente a dichos valores negociables rescatados.

(e) Compra: A menos que se especifique lo contrario en el Suplemento de Precio correspondiente, la Emisora y/o cualquier parte relacionada de la Emisora podrá, de acuerdo con las normas vigentes y en la medida permitida por dichas normas, en cualquier momento y de cualquier forma, comprar en el mercado abierto y/o de cualquier otra forma adquirir Obligaciones Negociables en circulación en condiciones de mercado y realizar con ellas cualquier acto jurídico, pudiendo en tal caso la Emisora y/o dicha parte relacionada de la Emisora, sin carácter limitativo, mantener en cartera, transferir a terceros y/o cancelar tales Obligaciones Negociables. Las Obligaciones Negociables así adquiridas por la Emisora (y/o por cualquier parte relacionada de la Emisora), mientras no sean transferidas a un tercero (que no sea una parte relacionada de la Emisora), no serán consideradas en circulación a los efectos de calcular el quórum y/o las mayorías en las Asambleas de Tenedores de las Obligaciones Negociables en cuestión y no darán a la Emisora ni a dicha parte relacionada de la Emisora derecho a voto en tales Asambleas ni tampoco serán consideradas a los fines de computar los porcentajes referidos en la sección “Datos Estadísticos y Programa previsto para la Oferta-Supuestos de Incumplimiento” de este Prospecto y/o cualquier otro porcentaje de tenedores referido en el presente y/o en los Suplementos de Precio correspondientes.

8. Pagos

Capital: Los pagos de capital se efectuarán en la Fecha de Vencimiento conforme se estipule en el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables bajo el Programa.
Intereses: Los pagos de intereses se efectuarán en la Fecha de Vencimiento conforme se estipule en el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables bajo el Programa.
Fechas de Pago: Si la Fecha de Vencimiento establecida para el pago de capital o de intereses recayera en un día que no fuera un Día Hábil, el pago será efectuado el primer Día Hábil siguiente, en cuyo caso no se generarán intereses durante el período comprendido entre la Fecha de Vencimiento y la fecha efectiva de pago.
Domicilio y forma del Pago. Agente de pago: Excepto que se establezca lo contrario en un Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie bajo el Programa, los pagos serán realizados por la Emisora en su domicilio, en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina, o en el domicilio que la Emisora designe en un Suplemento de Precio particular, o en el domicilio del agente de pago que designare la Emisora en relación con una Clase y/o Serie particular bajo el Programa. Los pagos podrán realizarse mediante cheque o transferencia de cualquier tipo o mediante acreditación de las sumas en las cuentas de los Tenedores, de acuerdo con lo que establezca sobre el particular el Suplemento de Precio respectivo.
Procedimiento para el Pago: En el caso en que la Emisora hubiere designado en el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie bajo el Programa un agente de pago, éste efectuará el pago a los Tenedores, en el supuesto en que previamente la Emisora le hubiere provisto de los fondos suficientes a tales efectos, en la moneda de que se trate.
Pagos sujetos a leyes tributarias: Todos los pagos que deban efectuarse con respecto a las Obligaciones Negociables estarán sujetos en todos los casos a las leyes argentinas, sin perjuicio de lo dispuesto en la Subsección 9 (Impuestos).
Fecha de Registro: Cada pago que deba realizarse con respecto a un Valor Negociable se efectuará a la persona indicada como Tenedor en el Registro en el momento de la apertura de las operaciones en el domicilio del agente de registro, el Día Hábil inmediato anterior a la Fecha de Vencimiento de dicho pago (la “Fecha de Registro”). Los pagos finales de capital de cualquier Obligación Negociable emitida conforme al Programa se efectuarán contra la presentación y entrega de las Obligaciones Negociables Nominativas. En el caso de que se trate de Obligaciones Negociables registradas en sistemas de depósito colectivo, los pagos se realizarán conforme a los procedimientos aplicables al sistema de que se trate.
Pagos de Obligaciones Negociables en moneda extranjera: En el caso de que en cualquier fecha de pago respecto de las Obligaciones Negociables denominadas en una moneda que no fuera el peso, existieran restricciones o prohibiciones para acceder al mercado de cambios argentino, la Emisora pagará tanto el capital como los intereses de las Obligaciones Negociables, en la medida de lo permitido por la normativa aplicable, en la moneda extranjera en la que se hubieran emitido las Obligaciones Negociables, a través de la compra, con pesos, de bonos de la Argentina denominados en dicha moneda, y la transferencia y venta de dichos instrumentos fuera de la Argentina; o mediante cualquier otro procedimiento legal permitido por la ley en la Argentina para la compra de moneda extranjera y su transferencia al exterior, quedando todos los costos e impuestos en relación con estos procedimientos a cargo de la Emisora.

9. Impuestos

1. Montos Adicionales: Todo pago de capital e intereses efectuado con respecto a las Obligaciones Negociables, efectuado por la Emisora por sí o por intermedio de su representante deberá efectuarse libre de, y sin retención o deducción alguna en concepto de, cualquier impuesto, derecho o carga presente o futura establecida, impuesta, cobrada, retenida o dispuesta por la autoridad pública de cualquier forma que sea, por o en representación de la Argentina o cualquier subdivisión política de la misma o autoridad situada en o dentro de la misma, con facultades tributarias, salvo que dicha retención o deducción de dicho impuesto, derecho o carga de la autoridad pública sea exigida por la ley y sus normas reglamentarias. En tal caso, la Emisora pagará los montos adicionales que resulten necesarios de modo que los Tenedores de Obligaciones Negociables reciban, una vez efectuada dicha retención o deducción, la misma cantidad que hubieran recibido si no se hubiera exigido dicha retención o deducción (los “Montos Adicionales”).
Excepciones: Los Montos Adicionales se considerarán, a todos los efectos, como una suma pagadera bajo las Obligaciones Negociables, con la salvedad de que no se pagarán Montos Adicionales sobre pagos adeudados respecto de ninguna de las Obligaciones Negociables: (i) a un Tenedor o titular beneficiario de una Obligación Negociable, o en su favor, responsable del pago de Impuestos Argentinos en relación con dicha Obligación Negociable por tener alguna relación actual o anterior con la Argentina; y/o (ii) cuando los impuestos no habrían sido aplicados de no haber sido por el incumplimiento de los requisitos de certificación, información o provisión de información respecto de la nacionalidad, residencia o identidad del Tenedor o titular de una participación en esas Obligaciones Negociables, exigidos por la Emisora con anticipación a la Fecha de Vencimiento, si dicho cumplimiento fuera exigido por ley o reglamentación de la Argentina o cualquier subdivisión política o autoridad impositiva de la misma como una condición previa a la desgravación fiscal o exención de esos impuestos; y/o (iii) respecto de cualquier impuesto sucesorio, a los activos, a las herencias, a las donaciones, a las ventas, a la transferencia o sobre los bienes personales o cualquier impuesto, contribución o carga gubernamental similar; y/o (iv) cuando haya impuestos sobre una Obligación Negociable presentada para el pago más de treinta (30) días después de la fecha en que dicho pago se hizo exigible o de la fecha en que se disponga debidamente y se notifique el pago de la misma a los Tenedores, lo que ocurra en último lugar, salvo en la medida en que el Tenedor de esa Obligación Negociable hubiera tenido derecho a esos Montos Adicionales contra presentación de la misma para el pago en cualquier fecha durante tal período de treinta (30) días.

10. Supuestos de Incumplimiento

En el caso de que ocurra y subsista cualquiera de los siguientes acontecimientos:

1. Falta de pago: que la Emisora no pague cualquier monto de capital con respecto a las Obligaciones Negociables dentro de los quince (15) días de la Fecha de Vencimiento para el pago del mismo, o no pague cualquier monto de intereses con respecto a las Obligaciones Negociables dentro de los quince (15) días de la Fecha de Vencimiento del pago de los mismos, o
Incumplimiento de otras obligaciones: que la Emisora deje de cumplir o realizar cualquiera de las demás obligaciones a su cargo en virtud de las Obligaciones Negociables y dicho incumplimiento no sea subsanado dentro de los treinta (30) días de recibir notificación escrita del hecho, dirigida por Tenedores que representen por lo menos el 25% del capital impago de las Obligaciones Negociables en cuestión en circulación; o
Incumplimiento de otras deudas de la Emisora:
que la Emisora no pagara a su vencimiento, el capital, prima los gastos de precancelación (si correspondieran) o los intereses bajo cualquier Endeudamiento Relevante de la Emisora dentro de los quince (15) días posteriores a su vencimiento o (según sea el caso), dentro de cualquier plazo de gracia que se haya convenido inicialmente;
que la Emisora no pague dentro de los quince (15) días posteriores a su vencimiento, cualquier monto que deba pagar en virtud de una garantía otorgada por un Endeudamiento Relevante de la Emisora; o
Falta de cumplimiento de una sentencia: que se dicte una o más sentencias o resoluciones condenando a efectuar el pago a la Emisora por un monto superior a US$6.000.000 (Dólares estadounidenses seis millones), y continúe sin ser satisfecha o suspendida en sus efectos por el plazo de 30 días a partir de la fecha de la misma; o
Ejecución de una garantía: que cualquier persona garantizada tome posesión, o se designe un síndico, administrador o funcionario similar, para tomar posesión de la totalidad o una parte significativa del negocio, de los bienes o de los ingresos de la Emisora; o
Quiebra, etc: que la Emisora (a) presentaran una petición de quiebra o concurso conforme a cualquier ley aplicable en materia de quiebras, concursos u otra ley similar vigente actualmente o en el futuro, (b) aceptaran la designación o la toma de posesión por parte de un administrador, síndico o interventor de la Emisora para todos o sustancialmente todos los bienes de la Emisora, o (c) efectuara cualquier cesión general en beneficio de los acreedores; o
Ilegalidad: que sea o se torne ilícito para la Emisora realizar o cumplir con cualquiera de las obligaciones a su cargo en virtud de, o con respecto a, las Obligaciones Negociables; o
Garantía no vigente: que las Obligaciones Negociables sean indicados en el respectivo Suplemento de Precio como Obligaciones Negociables con garantía, y dicha garantía no se encuentre en plena vigencia
Hechos del Estado: que el Estado Nacional expropie una cantidad de acciones ordinarias que permitan poseer participación en el capital accionario de la Emisora que le otorgue los votos necesarios para formar la voluntad social de la misma, siempre que dicha acción pueda tener un efecto sustancialmente adverso sobre los negocios de la Sociedad y/o la capacidad de la Sociedad de cumplir con sus obligaciones bajo las Obligaciones Negociables.

En caso de que se configure un supuesto de incumplimiento, y sin perjuicio de lo que oportunamente se especifique en los Suplementos de Precio correspondientes a cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables, los Tenedores que totalicen al menos el veinticinco por ciento (25%) del capital impago de las Obligaciones Negociables en circulación emitidas bajo una Clase y/o Serie, mediante notificación escrita dirigida a la Emisora, podrán declarar las Obligaciones Negociables respectivas de plazo vencido y pagaderas de inmediato. En caso que hubiera ocurrido el supuesto de incumplimiento establecido en el inciso (f) precedente, las Obligaciones Negociables en circulación vencerán y serán pagaderas en forma inmediata. En dichos supuestos, las Obligaciones Negociables respectivas serán pagaderas de inmediato al Monto de Rescisión Anticipada, junto con los intereses devengados (si hubieran), sin necesidad de otro acto o formalidad alguna.

11. Prescripción

El derecho al pago de capital e intereses bajo las Obligaciones Negociables contra la Emisora prescribirá a los diez (10) y cuatro (4) años respectivamente, contados desde la fecha a partir de la cual dicho capital o intereses hubieran debido ser pagados por la Emisora y/o en los plazos que la normativa aplicable establezca, prevaleciendo en caso de contradicción el plazo de menor duración.

12. Agentes

Los agentes que la Emisora designe respecto de una Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables bajo el Programa actúan exclusivamente como representantes de la Emisora no asumiendo obligación alguna hacia, ni relación de representación o fideicomiso alguno con, Tenedor de Obligaciones Negociables alguno.

La Emisora se reserva en todo momento el derecho a variar o rescindir la designación de cualquier agente, y a designar agentes adicionales o sucesores; estableciéndose, sin embargo, que:

1. la Emisora deberá tener en todo momento un agente de registro; y
si se indicara un agente de cálculo en el respectivo Suplemento de Precio, la Emisora deberá tener en todo momento un agente de cálculo; y
si y mientras los Valores Negociables se encuentren aceptados para su listado, comercialización y/o tasación por parte de cualquier autoridad competente, bolsa de valores y/o sistema de listado que requiera la designación de un agente de pago y/o un agente de transferencia en cualquier lugar en particular, la Emisora deberá tener un agente de pago y/o un agente de transferencia en el lugar exigido por dicha autoridad competente, bolsa de valores y/o sistema de listado.

Cualquier cambio de cualquiera de los agentes deberá notificarse de inmediato a los Tenedores de Obligaciones Negociables mediante publicación en el Boletín del mercado autorizado correspondientes.

13. Asambleas de Tenedores de Obligaciones Negociables. Decisiones de los Tenedores, Modificación y Dispensa

1. Convocatoria: Cualquier tema que deba ser tratado por los Tenedores deberá ser resuelto por una asamblea de Tenedores. Una asamblea puede ser y será convocada por la Emisora cuando lo juzgue necesario y/o le fuera solicitado por Tenedores de Obligaciones Negociables que representen, por lo menos, el 5% del monto total de capital de las Obligaciones Negociables de la Clase en cuestión en circulación. En este último supuesto, la solicitud indicará los temas a tratar y la asamblea deberá ser convocada para que se celebre dentro de los cuarenta (40) días de recibida la solicitud de los tenedores en cuestión.

Las asambleas serán convocadas con una anticipación no menor a 10 días y no mayor a 30 días contados a partir de la última publicación. Las convocatorias deberán efectuarse mediante publicaciones en (i) el Boletín Oficial de la República Argentina y en el Boletín del mercado autorizado correspondiente y (ii) uno de los diarios de mayor circulación general en la Argentina; durante 5 (cinco) días hábiles consecutivos. En las publicaciones deberá mencionarse la fecha, hora, lugar de reunión, orden del día y requisitos de asistencia.

Cuando las Obligaciones Negociables sean listadas o se negociaren en otras bolsas y mercados, la Emisora publicará los avisos de convocatoria en el medio informativo que dicha bolsa o mercado pudiere tener.

(b) Constitución. Quórum: La constitución de las asambleas en primera convocatoria requiere la presencia de Tenedores de Obligaciones Negociables, por sí o por representación, que representen por lo menos el 60% del monto total de capital de las Obligaciones Negociables de la Clase en cuestión en circulación, y la constitución de las asambleas en segunda convocatoria requiere la presencia de Tenedores de Obligaciones Negociables que representen, por sí o por representación, por lo menos el 30% del monto total de capital de las Obligaciones Negociables de la Clase en cuestión en circulación.

Las asambleas en segunda convocatoria por haber fracasado la primera deberán celebrarse dentro de los 30 (treinta) días siguientes a la primera convocatoria, y las publicaciones se efectuarán por 3 (tres) días con 8 (ocho) de anticipación como mínimo. Ambas convocatorias podrán realizarse simultáneamente, pudiendo celebrarse la segunda convocatoria con un intervalo no inferior a una hora del horario fijado para la primera convocatoria.

Cuarto intermedio. Las asambleas podrán pasar a cuarto intermedio por una vez a fin de continuar dentro de los 30 (treinta) días siguientes. Sólo podrán participar en la segunda reunión los Tenedores de Obligaciones Negociables que hubieran efectuado la comunicación a la Emisora referida más arriba.

(c) Asambleas unánimes. Las asambleas podrán celebrarse sin publicación de la convocatoria cuando se reúnan tenedores que representen el monto total de capital de las Obligaciones Negociables de la Clase en cuestión en circulación y las decisiones se adopten por unanimidad de dichos tenedores. La decisión de convocar a asamblea será publicada como Hecho Relevante en la Autopista de la Información Financiera (www.cnv.gob.ar).

(d) Lugar de deliberación. Las asambleas se celebrarán sólo en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Para asistir a las asambleas los Tenedores de Obligaciones Negociables deberán, con no menos de 3 (tres) días hábiles de anticipación al de la fecha fijada para la asamblea en cuestión, comunicar por escrito a la Emisora que asistirán a tal asamblea, adjuntando aquella documentación que acredite el derecho del Tenedor a asistir al a asamblea. Los Tenedores de Obligaciones Negociables no podrán disponer de las Obligaciones Negociables a los cuales correspondan dichas comunicaciones hasta después de realizada la asamblea, hasta tanto la asamblea no hubiere sido celebrada o la comunicación relativa a tales Obligaciones Negociables cancelada.

Presidencia. Las asambleas podrán será presidida por un representante de los Tenedores y en su defecto por un miembro de la Comisión Fiscalizadora de la Emisora o por un representante de la CNV o por quien designe un juez interviniente con competencia en el asunto (conforme artículo 14 de la Ley de Obligaciones Negociables. Si ninguna elección se efectuara en este sentido, la Emisora podrá designar una persona para que presida la asamblea. El presidente de una asamblea que se continúa luego de haber pasado a cuarto intermedio, puede no ser el mismo que aquél que presidió la asamblea inicialmente.

(e) Mayorías. Unanimidad para modificar condiciones esenciales de emisión. Las resoluciones en cualquier asamblea serán tomadas por mayoría absoluta de los votos presentes; estableciéndose, sin embargo, que para poder modificar cualquier condición fundamental de las Obligaciones Negociables de la Clase en cuestión, se requerirá el voto afirmativo de Tenedores de Obligaciones Negociables que representen la totalidad del monto de capital de las Obligaciones Negociables de dicha Clase en circulación. La determinación en cuanto a la naturaleza fundamental de una condición de emisión se evaluará de acuerdo con el derecho argentino en vigencia. Entre otras, serán condiciones fundamentales de emisión: (i) (A) cualquier cambio de las fechas de pago de capital, intereses y cualquier otro monto adeudado en una fecha bajo las Obligaciones Negociables de la Clase en cuestión; (B) cualquier reducción del monto de capital y/o intereses y de cualquier otro monto pagadero en una fecha bajo las Obligaciones Negociables de la Clase en cuestión; (C) cualquier cambio en el método de cálculo del monto de cualquier pago bajo las Obligaciones Negociables de la Clase por rescate o vencimiento o la fecha de cualquiera de dichos pagos; (ii) cualquier cambio del lugar de pago y/o de la moneda de los pagos bajo las Obligaciones Negociables de la Clase en cuestión; (iii) cualquier cambio al quórum y mayorías antes indicado en esta Sección requerido para la adopción de resoluciones en una asamblea y (iv) cualquier cambio a realizar al presente párrafo.

(f) Efectos de las decisiones asamblearias. Todas las decisiones adoptadas por las asambleas serán concluyentes y vinculantes para todos los Tenedores de Obligaciones Negociables de la Clase en cuestión, independientemente de si se encontraban o no presentes en las asambleas en cuestión. Las decisiones así adoptadas serán instrumentadas mediante resoluciones escritas, las que serán válidas y con plenos efectos.

Las Obligaciones Negociables que hayan sido rescatados y/o adquiridos por la Emisora, mientras no sean transferidos a un tercero por la misma, no serán considerados en circulación a los efectos de calcular el quórum y/o las mayorías en las asambleas.

(g) Modificación para la corrección de errores: Las Obligaciones Negociables, los presentes Términos y Condiciones y, en el caso de Obligaciones Negociables indicados en el respectivo Suplemento de Precio como Obligaciones Negociables con garantía, el respectivo contrato de garantía podrá modificarse sin el consentimiento de los Tenedores de Obligaciones Negociables para corregir errores manifiestos o formales, menores o técnicos, cuya corrección no cause un perjuicio significativo a los intereses de los Tenedores de Obligaciones Negociables.

(h) Otras modificaciones sin el consentimiento de los Tenedores: Sin el voto o consentimiento de los Tenedores de Obligaciones Negociables de cualquier clase, la Emisora, en exclusivo beneficio de los Tenedores, podrá modificar o reformar las Obligaciones Negociables con el objeto de:

agregar compromisos, restricciones, condiciones o disposiciones que sean en beneficio de los tenedores de dichas Obligaciones Negociables;
garantizar las Obligaciones Negociables de cualquier clase de acuerdo con sus requisitos o de otra forma;
acreditar su sucesión en otra persona y la asunción por parte de dicho sucesor de sus compromisos y obligaciones en las Obligaciones Negociables en virtud de cualquier fusión por absorción, consolidación o venta de activos;
cumplir cualquier requisito de la CNV; y
realizar toda otra modificación u otorgar alguna dispensa o autorización de cualquier incumplimiento o incumplimiento propuesto, de los términos y condiciones de una clase de Obligaciones Negociables de forma tal que no afecte los derechos de los Tenedores de Obligaciones Negociables en cualquier aspecto sustancial, en exclusivo beneficio de los Tenedores.

Las modificaciones adoptadas de acuerdo al procedimiento antes descriptos serán informadas a los Tenedores de acuerdo a lo estipulado en el punto 15 infra.

14. Otras emisiones. Reapertura de una Clase de Obligaciones Negociables ya emitida bajo el Programa

La Emisora podrá oportunamente, sin el consentimiento de los Tenedores de Obligaciones Negociables de una determinada Clase y/o Serie ya emitida bajo el Programa, crear y emitir Obligaciones Negociables bajo otra Clase y/o Serie, las que podrán tener los mismos términos y condiciones de emisión que las Obligaciones Negociables emitidos respecto de una determinada Clase y/o Serie (con excepción del plazo).

A su vez, la Emisora podrá, con la previa autorización de la CNV, reabrir una determinada Clase de Obligaciones Negociables ya emitida bajo el Programa, ampliando el monto de emisión de dicha Clase, siéndole aplicables a las nuevas Obligaciones Negociables que se emitieran como resultado de la reapertura de la Clase términos idénticos a los de las demás Series de dicha clase, salvo la fecha de emisión, el precio de emisión, las leyendas de circulación restringida, en su caso, y la fecha de pago de intereses inicial, condiciones que podrán variar. La Emisora determinará los términos específicos de cada Clase y/o Serie en un Suplemento de Precio de este Prospecto.

15. Notificaciones

Las notificaciones dirigidas a los Tenedores de Obligaciones Negociables serán válidas si se publican en el boletín correspondiente al mercado en donde se listen y/o negocien las Obligaciones Negociables. Asimismo, dichas notificaciones deberán ser publicadas en la Autopista de Información Financiera de la CNV (AIF) y a través de la página institucional de la Emisora (www.roch.com.ar). Los gastos de publicación de cualquier convocatoria correrán por cuenta de la Emisora. Sin perjuicio de ello, la Emisora deberá efectuar todas las publicaciones que requieran las normas de la CNV y las demás normas vigentes, y asimismo, en su caso, todas las publicaciones que requieran las normas vigentes de las bolsas y/o mercados autorizados por la CNV del país y/o mercados de valores del exterior donde se listen y/o negocien las Obligaciones Negociables, si hubieran.

16. Redondeo

A los fines de cualquier cálculo referido en los presentes Términos y Condiciones todos los porcentajes que resulten de dichos cálculos se podrán redondear, de ser necesario, de acuerdo con lo que disponga el Suplemento de Precio particular correspondiente a una Clase.

17. Ley aplicable y jurisdicción

- - - 1. Ley aplicable: Salvo que se establezca lo contrario en un Suplemento de Precio, la ley argentina resultará de exclusiva aplicación a las Obligaciones Negociables y a todas las obligaciones de la Emisora y los derechos de los tenedores en relación con cualquier emisión de Obligaciones Negociables bajo el Programa. En particular, la Ley de Obligaciones Negociables resultará aplicable con relación a los requisitos necesarios para que las Obligaciones Negociables califiquen como tales bajo dicha ley. Por su parte, la Ley de Sociedades Comerciales y demás normativa argentina aplicable -incluyendo pero no limitado a la Ley de Mercado de Capitales y a las Normas de la CNV- resultarán de aplicación con relación a la capacidad de la Emisora para emitir y colocar las Obligaciones Negociables, las cuestiones relativas a la celebración de las asambleas de Tenedores de Obligaciones Negociables y a la autorización para la oferta pública de las Obligaciones Negociables por parte de la CNV.

Asimismo, los términos y condiciones de una Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables podrán regirse por las leyes del Estado de Nueva York, Estados Unidos de Norteamérica o por la ley de cualquier otra jurisdicción, según se especifique en el Suplemento de Precio correspondiente, y en cada contrato de fideicomiso (indenture) que se celebre de acuerdo con la estructura específica de la transacción de que se trate, con excepción de las cuestiones relacionadas con los requisitos necesarios para que las Obligaciones Negociables y las cuestiones relativas a los requisitos legales necesarios para que las Obligaciones Negociables califiquen como tales de conformidad con la Ley de Obligaciones Negociables, así como aquellas cuestiones relacionadas con la autorización de oferta pública de las mismas y aquellas relativas a las asambleas, las cuales se regirán por la legislación argentina.

- - - 1. Tribunales: Salvo que se establezca lo contrario en el Suplemento de Precio aplicable a una Clase y/o Serie, y sujeto a lo previsto en la Subsección 17(c) (Derecho de los Tenedores de Obligaciones Negociables a iniciar acciones legales), los tribunales de Argentina tendrán jurisdicción exclusiva para dirimir cualquier controversia (una “Controversia”) originada en, o con relación a, las Obligaciones Negociables.

Derecho de los Tenedores de Obligaciones Negociables a iniciar acciones legales: Sin perjuicio de lo dispuesto precedentemente, en virtud de lo previsto por el Artículo 46 de la Ley de Mercado de Capitales, los Tenedores de Obligaciones Negociables podrán someter cualquier Controversia por ante el Tribunal de Arbitraje del mercado en el que listen o se negocien las Obligaciones Negociables.

RAZONES PARA LA OFERTA Y DESTINO DE LOS FONDOS

En el Suplemento de Precio correspondiente se especificará el destino que la Emisora dará a los fondos netos que reciba en virtud de la colocación de las Obligaciones Negociables.

Los fondos obtenidos por la colocación de las Obligaciones Negociables emitidas bajo el Programa serán destinados para uno o más de los destinos previstos en el artículo 36 de la Ley N° 23.576 de Obligaciones Negociables (según fuera modificada y complementada) y/o los que se establezcan en las regulaciones aplicables, correspondiendo al Directorio, o en su caso a los funcionarios subdelegados por el mismo, determinar dentro de este marco general a qué destino en particular se afectará el producido neto de la colocación de cada Clase y/o Serie.

FACTORES DE RIESGO

Se aconseja al inversor considerar cuidadosamente los factores de riesgo enumerados a continuación así como la restante información contenida en el presente Prospecto, junto con sus modificaciones y agregados, en oportunidad de tomar cualquier decisión referente a la inversión en las Obligaciones Negociables, a la Emisora y a la Argentina.

Cualquiera de los siguientes riesgos podría afectar negativamente la situación financiera o los resultados de las operaciones comerciales de la Emisora. En tal caso, el inversor podría perder toda o parte de su inversión original.

Riesgos relacionados con la Argentina

Las operaciones de la Emisora se encuentran en Argentina

La totalidad de las operaciones, bienes y clientes de la Emisora se encuentran en la Argentina o dependen de actividades llevadas a cabo en la Argentina. Por lo tanto, la calidad de los activos de la Emisora, su situación financiera y patrimonial, y los resultados de las operaciones dependen en gran medida de las condiciones macroeconómicas, sociales y políticas de la Argentina. Estas condiciones incluyen las tasas de crecimiento, la tasa de inflación, el tipo de cambio, las restricciones cambiarias, las variaciones en la tasa de interés, los cambios en las políticas de gobierno, la inestabilidad social y otros cambios políticos o económicos así como eventos internacionales que puedan ocurrir o de otra forma afectar a la Argentina.

En las últimas décadas, la economía argentina ha experimentado significativa volatilidad, con períodos de crecimiento bajo o negativo, altos índices de inflación y devaluación de su moneda. Durante 2001 y 2002 Argentina atravesó un período de grave crisis política, económica y social que provocó una contracción económica significativa y generó la introducción de cambios radicales en las políticas adoptadas por el gobierno argentino (el “Gobierno”). Si bien la economía se ha recuperado significativamente desde entonces, persiste la incertidumbre con respecto a si el crecimiento reciente será sustentable dado que ha dependido, en gran medida, de los tipos de cambio favorables, los altos precios de los commodities y el exceso de capacidad instalada. Sin embargo, como consecuencia de la recuperación se registran índices de inflación y se intensifica la necesidad del país de inversiones de capital. Las tasas de crecimiento de la economía argentina para los ejercicios 2009 y 2010 disminuyeron debido, entre otras razones, a la crisis financiera global. A pesar de que la tasa de crecimiento se ha recuperado, con un crecimiento del 8,9% para el ejercicio 2011, durante 2012 dicha tasa ha disminuido sensiblemente logrando alcanzar el 1,9% mientras que en el 2013 alcanzó un 3%. Dicho crecimiento y dicha estabilidad, y por ende los negocios y los resultados de las operaciones de la Emisora, podrían resultar afectados por los siguientes factores:

agravamiento de la crisis financiera en las principales economías desarrolladas y los sucesos recientes del mercado financiero estadounidense y europeo;
alteraciones abruptas de las políticas monetarias y fiscales de las principales economías del mundo y a los recientes sucesos en el mercado internacional, particularmente el estadounidense y el europeo;
retroceso de los flujos de capital debido a la incertidumbre local e internacional;
incertidumbre con respecto a la capacidad de pago del sector público argentino y las posibilidades de obtener financiamiento internacional;
bajo nivel de inversiones;
incremento de la inflación que afecte la competitividad y el crecimiento de la economía;
evolución del tipo de cambio;
incremento del gasto público que afecte la economía y las cuentas fiscales;
posibilidad de que se revierta el resultado de la balanza comercial;
disminución significativa de los precios de los principales commodities exportados por Argentina;
controles salariales y de precios;
tensiones políticas y sociales, en particular las disputas entre la oposición y el Gobierno;
incertidumbre respecto al marco regulatorio aplicable a la Emisora;
restricciones a la adquisición y transferencia de divisas al exterior;
la aplicación de restricciones a las importaciones y exportaciones de productos y la creación de nuevos impuestos a la exportación de determinados productos o el incremento de las alícuotas vigentes;
una mayor regulación y control sobre la economía, sobre todo en materia cambiaria;
incremento exponencial de importes reclamados judicialmente en materia medioambiental; y
creciente afectación de las actividades de las empresas por la acción de los sindicatos.

Cualquiera de dichas situaciones podría dar lugar a tensiones sociales y políticas y mayores niveles de pobreza y desempleo. Las políticas estatales orientadas a prevenir o enfrentar el malestar social pueden incluir expropiaciones, nacionalizaciones, la renegociación o modificación forzada de contratos existentes, la suspensión de la ejecución de los derechos de acreedores y accionistas, nuevas políticas fiscales y cambios en las leyes, reglamentaciones y políticas que afecten el comercio exterior y las inversiones. Las políticas de esta naturaleza podrían afectar la actual tasa de crecimiento y la relativa estabilidad del país, afectando así en forma adversa y significativa a la economía argentina y en consecuencia los negocios, la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Emisora.

La inflación podría acelerarse provocando efectos adversos en la economía argentina en general y en los mercados argentinos de crédito a largo plazo

La Argentina tiene antecedentes de altos índices inflacionarios que incidieron negativamente en su economía y dificultaron la capacidad del Gobierno para crear condiciones que permitieran el crecimiento. Según las estadísticas oficiales, los precios al consumidor en el área metropolitana de Buenos Aires aumentaron un 11,1% entre enero de 2012 y enero de 2013, y un 10,9% entre diciembre de 2012 y diciembre de 2013. El retorno a un ambiente de alta inflación podría generar inestabilidad macroeconómica, lo que incidiría negativamente sobre el nivel de actividad económica y de empleo.

Existe una discrepancia entre los datos estadísticos publicados por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (“INDEC”) en relación con el índice de precios al consumidor para el área de Gran Buenos Aires, los índices de índice de precios al consumidor correspondientes a las diferentes regiones y provincias argentinas y las estimaciones privadas. De acuerdo con el INDEC, las tasas de inflación para 2010, 2011, 2012 y 2013 fueron de 10,9%, 9,5%, 10,8 y 10,54%, respectivamente. La incertidumbre con respecto a las tasas de inflación futuras puede afectar el ritmo de crecimiento de la inversión. La inflación en la Argentina podría ser significativamente mayor que las tasas que indican los informes oficiales recientes. En tal sentido, desde junio de 2011, ciertos diputados miembros de bloques opositores de la Cámara de Diputados de la Nación exponen un nuevo índice de inflación vinculado con los índices de inflación promedio provistos por consultoras privadas. Conforme a este índice, el índice de precios al consumidor aumentó un 25,6% en el año finalizado el 31 de diciembre de 2012 y un 28,3% en el año finalizado el 31 de diciembre de 2013.

Estos eventos han afectado negativamente la credibilidad del índice de precios al consumidor publicado por el INDEC, así como de otros índices publicados por dicho organismo que requieren la utilización del índice de precios al consumidor para realizar su cálculo, incluyendo la tasa de pobreza, la tasa de desempleo y el producto bruto interno. El Fondo Monetario Internacional (el “FMI”) está monitoreando al Gobierno para mejorar la recolección y el cálculo de la información de la inflación. A principios de 2013, dicho organismo determinó que es necesario corregir el índice de precios al consumidor y los demás índices del INDEC obtenidas a partir del índice de precios al consumidor. En febrero de 2014, el Gobierno anunció un nuevo índice de precios al consumidor denominado índice de precios al consumidor nacional urbano (“IPCNu”) que, según el INDEC, consiste sustancialmente en un indicador a nivel nacional para medir las variaciones de los precios del consumo final de los hogares, a partir de una canasta fija de bienes y servicios. El IPCNu correspondiente a los meses de febrero a agosto de 2014 fue de 3,7%, 3,4%, 2,6%, 1,8%, 1,4%, 1,3% y 1,4% en cada caso respecto del mes inmediatamente anterior.

El 6 de junio de 2014 el FMI reconoció la implementación por la Argentina de un conjunto inicial de medidas específicas que le habían sido requeridas para asegurar la calidad de los datos oficiales sobre el índice de precios y el PBI. Dada la reciente publicación del IPCNu no podemos asegurar que, el mismo, no sufra cuestionamientos en el futuro lo que podría generar un impacto negativo sobre la economía.

No existen certezas sobre la evolución de la inflación y sobre la capacidad del Gobierno de mantener e implementar los acuerdos de precios. En el pasado la inflación afectó sustancialmente la economía argentina y la capacidad del Gobierno de crear las condiciones que permitieran el crecimiento. Retornar a un entorno de alta inflación haría más lenta la recuperación en las financiaciones a largo plazo y también podría debilitar paulatinamente la competitividad de Argentina en el exterior, diluyendo los efectos positivos de la devaluación del Peso impactando negativamente en el nivel de actividad económica y en el empleo. Aumentos generalizados de salarios, del gasto público y el ajuste de las tarifas de los servicios públicos, como consecuencia de las quitas de los subsidios, podrían tener un impacto directo sobre la inflación. Asimismo, los acuerdos sobre precios máximos firmados por el Gobierno y algunos sectores clave de la economía podrían también tener un impacto directo sobre la inflación en tanto los mismos no se prorroguen. Una retracción o recesión de la economía podría afectar el nivel adquisitivo de los clientes de la Sociedad, hecho que a su vez, podría traer aparejada una reducción en la demanda de los servicios provistos por la Sociedad, afectando adversamente la situación patrimonial y financiera y los negocios de ROCH.

Dada la limitada capacidad de Argentina de obtener financiamiento en los mercados internacionales, el país podría verse impedido de reingresar a los mercados de capitales internacionales

Entre los años 2005 y 2010, el Gobierno reestructuró aproximadamente U$S 127 mil millones de su deuda soberana (93 % de la deuda total como resultado de las dos ofertas de canje lanzadas en el 2005 y en el 2010), la cual se encontraba impaga desde fines del año 2001.

Adicionalmente el 29 de mayo de 2014 el Gobierno y los representantes de los acreedores del Club de París llegaron a un acuerdo sobre el monto consolidado de la deuda, que al 30 de abril de 2014 ascendía a U$S 9,7 mil millones.

Actualmente, los tenedores de bonos que se negaron a participar en las dos ofertas de canje (conocidos como holdouts) se encuentran llevando adelante acciones legales contra Argentina que persiguen el cobro de los montos adeudados. En relación con uno de estos casos (“NML Capital Ltd. et. al v. Republic of Argentina”), el juez federal de primera instancia del Distrito Sur de Nueva York, en virtud de una orden de fecha 23 de febrero de 2012, modificada por otra orden del 21 de noviembre de 2012, haciendo una interpretación de la cláusula que exige tratamiento igualitario de acreedores en cuanto a la deuda que permanece impaga, instruyó a la Argentina a abstenerse de realizar pagos de sus bonos de deuda soberana reestructurados sin antes o de manera simultánea efectuar los pagos de los bonos en manos de los litigantes en el citado caso. Posteriormente la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York confirmó este fallo aunque dictó una medida cautelar (stay) para que la instrucción del juez federal de primera instancia del Distrito Sur de Nueva York no hiciera efectiva hasta tanto la Corte Suprema de los Estados Unidos de América resuelva si tomaba o no el caso. El 16 de junio de 2014 la Corte Suprema de los Estados Unidos rechazó la petición de la Argentina para entender en el caso y, seguidamente la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York levantó la medida cautelar que pesaba sobre la decisión del juez federal de primera instancia del Distrito Sur de Nueva York. Por lo tanto, la orden del juez federal de primera instancia del Distrito Sur de Nueva York se tornó efectiva.

Con posterioridad, el juez federal de primera instancia del Distrito Sur de Nueva York nombró a un mediadorpara que colabore con la Argentina y los demandantes en el citado casocon el fin de alcanzar un acuerdo. El 26 de junio de 2014 el mismo tribunal denegó un pedido de la Argentina para que se restablezca la medida cautelar (stay) y así suspender los efectos de la orden. En esa misma fecha, no obstante el rechazo, la Argentina depositó US$ 539 millones en el Bank of New York Mellon, en su carácter de fiduciario, con el objetivo de cumplir con el pago debido bajo los bonos reestructurados conforme al cronograma de pagos previsto. Seguidamente, el juez federal de primera instancia del Distrito Sur de Nueva York impidió continuar con la cadena de pagos bajo los bonos reestructurados, lo cual derivó en que los beneficiarios finales no recibieran los fondos, y ordenó al Bank of New York Mellon no transferir los fondos a dichos beneficiarios, así como también ordenó que continuaran las instancias de negociación entre el Gobierno y los bonistas litigantes, que no han arrojado resultados positivos.

Como resultado de las órdenes del juez federal de primera instancia del Distrito Sur de Nueva York, los tenedores de los bonos reestructurados no recibieron los fondos depositados por el Gobierno conforme a los pagos adeudados bajo dichos bonos y como consecuencia de ello las calificadoras de riesgo han considerado que la Argentina se encuentra bajo una situación de "incumplimiento selectivo”. Por su parte, el Gobierno ha manifestado que no se ha configurado tal situación de “incumplimiento selectivo”, toda vez que ha depositado los fondos necesarios para el pago en tiempo y forma.

El 10 de septiembre de 2014 fue aprobado con fuerza de ley el proyecto del Poder Ejecutivo mediante el cual se declara de interés público el pago de la deuda y se permite el cambio del lugar de pago a tenedores de bonos, para poder abrir una alternativa de cobro para aquellos que adhirieron a los canjes de los años 2005 y 2010.

A la fecha del presente Prospecto no se ha arribado a una solución en relación a los bonos reestructurados y el cobro de los montos correspondientes por los bonistas.

No puede garantizarse cómo se resolverá esta situación, ni cómo la misma afectará la economía nacional, la condición económica y financiera de la Sociedad y su posible acceso a los mercados de crédito internacionales para financiar sus operaciones.

Argentina es parte demandada en juicios iniciados por accionistas extranjeros de sociedades argentinas, que podrían limitar sus recursos financieros y afectar su capacidad de implementar reformas e impulsar el crecimiento económico

Los accionistas extranjeros de ciertas empresas argentinas han instaurado reclamos que superan los US$ 17 mil millones ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (“CIADI”) alegando que ciertas medidas tomadas por el Gobierno no son coherentes con las normas sobre tratamiento justo y equitativo estipuladas en diversos tratados bilaterales de los que Argentina es parte. A la fecha, el CIADI se ha pronunciado contra Argentina en varias causas.

En octubre de 2013 el Gobierno, a través de la Resolución N° 598/2013 del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, oficializó acuerdos con cinco empresas que mantenían reclamos contra la Argentina. El acuerdo de pago es con las empresas Blue Ridge Investments L.L.C, CC-WB Holdings LLC, Vivendi Universal S.A. y Compañía de Aguas del Aconquija S.A., Azurix Corp y NG-Un Holdings LLC, la cancelación de las acreencias será exclusivamente con títulos de deuda pública interna y dichos acuerdos permitirán la normalización de deudas por un monto total de US$667 millones.

Al 31 de marzo de 2014, el Gobierno aún se encontraba en situación de incumplimiento en relación con el pago de la deuda externa de más de US$ 6,8 mil millones a los tenedores de bonos, y U$S 6,6 mil de millones adeudados al Club de París. Al 31 de diciembre de 2013, la deuda pública total de Argentina ascendía a $197,4 miles de millones (excluyendo los montos adeudados a los tenedores de bonos que permanecían impagos). Con fecha 29 de mayo de 2014 el Gobierno anunció un principio de acuerdo con el Club de París para cancelar la deuda y los intereses adeudados que totalizan al 30 de abril de 2014 la suma aproximada de US$ 9,7 mil millones. De acuerdo al comunicado del Gobierno, el acuerdo con el Club de Paris será cumplido en un período de cinco años, incluyendo un pago inicial de US$ 650 millones en julio de 2014, y el pago mínimo de US$ 1.150 millones a pagar antes de mayo de 2015.

Por otra parte, al amparo de las normas de arbitraje de la Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional (“CNUDMI”), ciertos tribunales arbitrales condenaron a Argentina, a pagarle a (i) British Gas a pagar US$ 185 millones y (ii) National Grid plc. la suma de US$ 53,5 millones, entre otros.

Tanto los litigios como los reclamos instaurados ante el CIADI y la CNUDMI contra el Gobierno han derivado en sentencias sustanciales y podrían derivar en nuevas sentencias sustanciales contra el Gobierno que a su vez podrían ocasionar la traba de embargos, o la imposición de medidas cautelares, sobre activos de la Argentina que el Gobierno haya destinado a otros usos. Como consecuencia de esta situación, podría suceder que el Gobierno no cuente con los recursos financieros necesarios para implementar reformas y fomentar el crecimiento y ello a su vez puede tener un efecto adverso sustancial sobre la economía del país, y en consecuencia, sobre la situación patrimonial de la Emisora.

El crecimiento económico de Argentina podría no ser sostenible

La economía experimentó un crecimiento promedio anual de 8,9% durante los años 2003-2007. A partir de la segunda mitad de 2008, en gran parte como consecuencia de la crisis internacional, la actividad económica experimentó una marcada desaceleración, incluyendo dos trimestres consecutivos de crecimiento negativo (el cuarto de 2008 y el primero de 2009). A partir de la segunda parte de 2009 tuvo lugar una marcada recuperación que se extendió hasta la primera mitad de 2011. En los años posteriores la economía experimentó una disminución en su tasa de crecimiento, mostrando un crecimiento promedio anual del 1,9% en 2012 y un 3% en 2013.

Esto tuvo lugar en un contexto de recuperación de la actividad económica a nivel global y regional que podría encontrarse amenazada por los recientes sucesos en los principales mercados financieros internacionales que podrían derivar en un decaimiento de los niveles de actividad o eventualmente en una recesión de la economía de los principales países desarrollados. En consecuencia, no es posible asegurar que Argentina podrá sostener tasas de crecimiento similares a las del período 2003-2007 o la que ha mostrado en los años siguientes.

Una disminución significativa en el superávit primario podría afectar adversamente a la economía argentina en general y el acceso a los mercados financieros en particular

A partir de 2005, el gasto primario comenzó a crecer más abruptamente que el ingreso fiscal. De tal modo, la balanza primaria del sector público se ha reducido de 5,2% del PBI en 2004 a 2,2% del PBI en 2010 y a 0,28% del PBI en 2012. Por otra parte, la balanza primaria podría verse afectada negativamente en el futuro si el nivel del gasto público continúa aumentando, en particular debido a las deudas previsionales, la asistencia a las provincias con problemas económicos, el otorgamiento de subsidios a diversas actividades económicas.

Adicionalmente, la intervención del Gobierno en el comercio exterior para evitar agotar las reservas internacionales ha resultado en menores niveles de exportaciones, y escasez de ciertos productos y bienes intermedios por restricciones a las importaciones afectando negativamente el crecimiento de la economía y los ingresos fiscales de Argentina.

En consecuencia, el decrecimiento de la balanza primaria ante el aumento del gasto primario podría afectar adversamente la capacidad futura del Gobierno para acceder a los mercados financieros con su correlativo impacto en la economía, lo cual indirectamente podría deteriorar la situación financiera, económica, las operaciones y los resultados de la Sociedad.

Una significativa alteración del valor del peso contra el dólar estadounidense u otras monedas podría afectar adversamente a la economía argentina y al desempeño financiero de la Emisora

A pesar de los efectos positivos de la devaluación real del peso en 2002 sobre la competitividad de la economía argentina, en especial los relacionados con la exportación y la sustitución de importaciones, la misma ha tenido un impacto negativo importante sobre otros sectores de la economía argentina y sobre la situación financiera de gran cantidad de personas y empresas, entre las cuales se incluyen aquellas empresas argentinas deudoras de empréstitos denominados en moneda extranjera.

Adicionalmente, la devaluación del peso generó, en el período inmediato a su ocurrencia, una inflación muy alta, redujo los salarios reales en forma significativa, tuvo un impacto negativo sobre empresas orientadas al mercado interno, como ser las empresas de servicios públicos y la industria financiera, y afectó adversamente la capacidad del Gobierno de dar cumplimiento a sus obligaciones de deuda soberana. Una nueva devaluación de magnitud podría resultar en la repetición de estas circunstancias acarreando consecuencias adversas para el negocio de la Emisora.

Por otro lado, un aumento sustancial en el valor del peso frente al dólar estadounidense también presenta riesgos para la economía argentina. La apreciación del peso frente al dólar estadounidense impactaría negativamente en la situación financiera de entidades cuyos activos denominados en moneda extranjera superan sus pasivos denominados en moneda extranjera. Asimismo, en el corto plazo, una apreciación real significativa del peso afectaría adversamente las exportaciones y, por consiguiente, alteraría la balanza de pagos y la financiación del Estado a través de los impuestos a las exportaciones, afectando negativamente el crecimiento del PBI y el empleo.

En suma, la Argentina experimentó en el pasado desdoblamientos en el tipo de cambio aplicables a los sectores comerciales y financieros por lo cual no puede asegurarse que el Gobierno no tomará en el futuro medidas similares.

En consecuencia, la Emisora no puede garantizar que las variaciones del tipo de cambio no tendrán un efecto adverso sobre la economía argentina. En caso que sí lo tuvieran, la situación patrimonial o financiera, los resultados, las operaciones y los negocios de la Emisora podrían verse afectados adversamente.

Podría suceder que como consecuencia de medidas adoptadas por el Gobierno, reclamos instaurados por trabajadores individuales o de carácter sindical, surjan presiones por aumentos salariales o beneficios adicionales, todo lo cual podría incrementar los costos operativos de las empresas

En el pasado, el Gobierno ha sancionado leyes y normas reglamentarias obligando a empresas del sector privado a mantener ciertos niveles salariales y a brindar beneficios adicionales a sus empleados. Además, los empleadores tanto del sector público como del sector privado se han visto expuestos a intensas presiones por parte de su personal, o de los sindicatos que los representan, en demanda de subas salariales y ciertos beneficios para los trabajadores. No podemos asegurar que en el futuro el Gobierno no adoptará nuevas medidas exigiendo el pago de subas salariales o estableciendo beneficios adicionales para los trabajadores ni que los empleados o sus sindicatos no ejercerán presión en demanda de dichas medidas. Toda suba salarial, así como todo beneficio adicional podría derivar en un aumento de los costos y una disminución de los resultados de las operaciones de las empresas argentinas, incluida la Emisora.

Acontecimientos de origen político podrían afectar negativamente el desempeño de la economía

Diferentes hechos de origen político pueden tener impacto en la economía argentina y generar volatilidad en los mercados financieros. Varios hechos de este tipo han tenido lugar en los últimos años y no es posible garantizar que no vuelvan a suceder.

En 2012 fue sancionada la Ley N° 26.741 mediante la cual declaró de interés público el autoabastecimiento de hidrocarburos y determinó la expropiación del 51% de las acciones clase D de YPF S.A., una sociedad de hidrocarburos que se encuentra bajo el régimen de oferta pública y que era controlada en ese momento indirectamente por Repsol S.A., una compañía española.

Tras intensas negociaciones, en el mes de febrero de 2014 la Argentina y Repsol S.A. llegaron a un acuerdo en virtud del cual Argentina pagará a Repsol la suma de US$ 5.000 millones en contraprestación por las acciones de YPF S.A. expropiadas en virtud de la ley 26.471, tal como se explica más adelante. A efectos de la cancelación de dicho monto la Argentina entregará bonos públicos argentinos por un valor nominal de US$ 5.000 millones (ampliables hasta un monto adicional de US$ 1.000 millones). Dicho acuerdo fue aprobado por el Congreso Argentino con fecha 23 de abril de 2014 y consecuentemente Repsol ya ha recibido los bonos acordados.

En virtud de ello, la intervención de compañías por parte del Gobierno podría tener un efecto adverso en los niveles de seguridad jurídica y de inversión extranjera en la Argentina, en las relaciones comerciales y diplomáticas de la Argentina con otros países y en la economía argentina al limitar el acceso al financiamiento externo tanto para empresas como para los gobiernos provinciales y el Gobierno. Por lo tanto, es imposible asegurar que no tendrán lugar nuevos conflictos o debates políticos que conlleven un aumento del nivel de incertidumbre y, eventualmente, un retiro de depósitos.

La economía argentina podría verse adversamente afectada por acontecimientos económicos en otros mercados globales

Los mercados financieros en la Argentina se ven influenciados, en diverso grado, por las condiciones económicas y de mercado en otros mercados globales. Si bien las condiciones económicas varían de país a país, la percepción de los inversores respecto a los eventos que se producen en un país puede afectar sustancialmente los flujos de capital con destino a otros países, incluyendo la Argentina, así como la disponibilidad de fondos para emisores en dichos países. La contracción de los flujos de ingresos de capital y la tendencia a la baja de los precios de los títulos valores afectan en forma adversa la economía real de un país a través de incrementos de la tasa de interés o volatilidad en el tipo de cambio.

En este marco, la economía argentina podría resultar afectada por los acontecimientos que se suscitan en las economías de sus principales socios regionales, como consecuencia de, por ejemplo, las devaluaciones de moneda originadas por la crisis económica global y por los acontecimientos que tengan lugar en economías desarrolladas que sean socios comerciales o que tengan impacto en la economía global.

En el pasado la economía argentina se vio negativamente afectada por eventos políticos y económicos que ocurrieron en diversas economías emergentes en la década de 1990, incluyendo los de México en 1994, el colapso de diversas economías asiáticas entre 1997 y 1998, la crisis económica en Rusia en 1998, la devaluación en Brasil en 1999, la crisis “sub-prime” experimentada en Estados Unidos a mediados de 2007 y la crisis del sistema financiero internacional en 2011.

La contracción económica mundial y la consecuente inestabilidad del sistema financiero internacional han tenido y podrían continuar teniendo un efecto negativo sobre el crecimiento económico de Argentina. Las importantes pérdidas sufridas recientemente en los mercados financieros mundiales, entre ellos Argentina, podrían dar lugar a una recesión económica mundial extendida o incluso a una depresión. Una caída prolongada en la actividad económica de Argentina podría afectar negativamente los resultados de las operaciones de la Emisora.

La caída de los precios internacionales de los principales commodities argentinos podría afectar de modo adverso el crecimiento de la economía argentina

La economía argentina históricamente se ha basado en la exportación de commodities, cuyos precios han sido volátiles en el pasado. La recuperación argentina de la crisis del 2001 y 2002 dependió significativamente del aumento del precio de los commodities, particularmente por el aumento del precio de la soja, su principal commodity de exportación. La competitividad de los precios de los commodities ha contribuido significativamente al incremento en las ganancias del Gobierno, como consecuencia de una mayor recaudación de los impuestos y/o retenciones sobre las exportaciones. Algunos de estos precios han disminuido durante el año 2014, si los precios de los commodities disminuyeran nuevamente en el futuro, el crecimiento de la economía argentina podría verse afectado adversamente. Dicho supuesto tendría un efecto negativo sobre los niveles de ingresos del Gobierno, su capacidad para repagar sus deudas y en consecuencia se podrían ver afectados los negocios de la Emisora y su capacidad de pagar sus obligaciones financieras.

Una mayor intervención del estado en la economía, el aumento de controles cambiarios y restricciones sobre las transferencias al exterior y al ingreso de capitales han limitado, y se prevé que continúen limitando, la disponibilidad del crédito internacional

A fines del año 2011 y durante el transcurso de los años 2012 y 2013, el Gobierno implementó nuevas medidas que restringieron el acceso al mercado único y libre de cambios (el “MULC”), limitando la venta de moneda extranjera a no residentes para la repatriación de inversiones directas, y la formación de activos externos para residentes. Además, el Gobierno ha obligado a las empresas mineras y a las empresas petroleras a liquidar en el MULC la totalidad de las divisas generadas por exportaciones, como así también ha obligado a las empresas aseguradoras a repatriar sus inversiones en el exterior.

El Gobierno podría imponer nuevos controles de cambio o restricciones al traslado de capitales, modificar y adoptar otras medidas que podrían limitar la capacidad de la Sociedad de acceder al mercado de capitales internacional, afectar la capacidad de la Sociedad de efectuar pagos de capital e intereses de deuda y otros montos adicionales al exterior (de existir esa necesidad, incluyendo pagos relacionados con las Obligaciones Negociables) o afectar de otra forma los negocios y los resultados de las operaciones de la Sociedad.

Riesgos relacionados con la industria del petróleo y del gas en Argentina

La industria del petróleo y del gas se encuentra sujeta a riesgos operativos y económicos particulares

Las actividades de producción y exploración del petróleo y gas se encuentran sujetas a riesgos operativos específicos de la industria y a riesgos económicos particulares, incluyendo varios que escapan al control de la Sociedad, tales como los riesgos de producción, equipamiento y transporte, los peligros naturales y otras incertidumbres, como por ejemplo la incertidumbre respecto de las características físicas de los yacimientos de petróleo y gas natural. Las operaciones de la Sociedad pueden verse restringidas, demoradas o canceladas en virtud de malas condiciones meteorológicas, dificultades mecánicas, derrames de petróleo o fugas de gas, escasez o demoras en la entrega de equipos, cumplimiento con los requisitos gubernamentales, incendios, explosiones, blow-outs, fallas en los ductos, presiones anormales en las formaciones y peligros ambientales tales como pérdidas de petróleo, escapes de gas, rupturas o emanaciones de gases tóxicos. Si estos riesgos se materializan, la Sociedad podría sufrir pérdidas operativas sustanciales, interrupciones en sus operaciones y daño reputacional. Las perforaciones podrían no ser rentables, no solamente con respecto a los pozos secos, sino también con respecto a pozos que son productivos pero que no generan los suficientes ingresos netos como para obtener ganancias después de considerar los costos de perforación, los costos operativos y otros costos.

Las operaciones de la Sociedad están sujetas a extensas regulaciones

La industria del petróleo y del gas se encuentra sujeta a regulaciones y control gubernamental. Como consecuencia de ello, el negocio de la Sociedad depende en gran medida de las condiciones regulatorias y políticas prevalecientes en Argentina y los resultados de sus operaciones podrían verse adversamente afectados por los cambios regulatorios y políticos en Argentina. Por lo tanto, la Sociedad enfrenta riesgos y desafíos vinculados a la regulación y al control del Gobierno sobre el sector energético, incluidos aquellos detallados a continuación así como también en otras partes dentro de este apartado de factores de riesgo:

limitaciones a la capacidad de la Sociedad de trasladar los incrementos en impuestos, incrementos en costos de producción o en los precios internacionales del petróleo crudo y en otros combustibles y en las fluctuaciones del tipo de cambio a los precios locales, o de aumentar los precios locales del gas natural (en especial para los clientes residenciales);
mayores impuestos sobre las exportaciones de hidrocarburos;
restricciones a los volúmenes de exportaciones de hidrocarburos, debidas principalmente al requerimiento de satisfacer la demanda interna;
en relación con la política del Gobierno de brindar prioridad absoluta a la demanda interna, las órdenes regulatorias para suministrar gas natural y otros productos hidrocarburíferos al mercado minorista local en exceso de los montos previamente contratados;
restricciones a la importación de bienes que podrían afectar la capacidad de la Sociedad para cumplir con sus compromisos de entrega o los planes de crecimiento, según sea el caso;
la implementación o imposición de requerimientos más estrictos con respecto a la calidad de productos derivados del petróleo en Argentina;
restricción o eliminación de políticas por parte del Gobierno destinadas al fomento a la producción de petróleo y gas natural, como por ejemplo el programa Petróleo Plus y Gas Plus;
reducción o eliminación de subsidios por parte del Gobierno destinados a tarifas o servicios públicos; y
reclamos del Gobierno en concepto de cargos originados en virtud la Resolución No. 1982 de ENARGAS.

El Gobierno ha introducido ciertos cambios en las regulaciones y las políticas que rigen el sector energético con el objetivo de otorgarle absoluta prioridad a la demanda interna a precios estables a fin de sostener la recuperación económica. Como resultado de estos cambios, por ejemplo, en los días en los cuales existe escasez de gas, las exportaciones de gas natural (que también se ven afectadas por otras órdenes gubernamentales restrictivas) y el abastecimiento de gas a las industrias, plantas generadoras de electricidad y estaciones de servicio que venden gas natural comprimido se ven interrumpidas por la prioridad brindada a los clientes residenciales a precios menores.

En enero de 2007, fue promulgada la Ley Nº 26.197, que, de acuerdo con el Artículo 124 de la Constitución Nacional, estableció que las provincias argentinas serán las propietarias de los reservorios de hidrocarburos ubicados dentro de sus territorios. Conforme a derecho, el Congreso de la Nación Argentina tiene el deber de sancionar leyes y regulaciones que tengan por finalidad el desarrollo de recursos minerales dentro de Argentina, mientras que los gobiernos provinciales son responsables de hacer cumplir estas leyes y administrar los yacimientos de hidrocarburos que se encuentran dentro de los territorios de sus respectivas provincias. Sin embargo, ciertos gobiernos provinciales han interpretado las disposiciones de la Ley Nº 26.197 y el Artículo 124 de la Constitución Nacional como un otorgamiento a las provincias de facultades para sancionar sus propias regulaciones relativas a la exploración y producción de petróleo y gas dentro de sus territorios. La Sociedad no puede asegurar que las regulaciones o los impuestos (incluyendo regalías) sancionados o administrados por las provincias no entrarán en conflicto con las leyes nacionales, ni que dichos impuestos o regulaciones no puedan afectar en forma adversa sus operaciones y situación financiera.

Recientemente, la Ley N° 26.741 ha declarado de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de garantizar el desarrollo económico social equitativo, la creación de empleos, el aumento de la competitividad de diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sostenible de las provincias y regiones. Asimismo, estableció como principios de la política hidrocarburífera de la República Argentina, entre otros, los siguientes: a) La promoción del empleo de los hidrocarburos y sus derivados como factor de desarrollo e incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y de las provincias y regiones; b) La conversión de los recursos hidrocarburíferos en reservas comprobadas y su explotación y la restitución de reservas; c) La maximización de las inversiones y de los recursos empleados para el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos en el corto, mediano y largo plazo; d) La protección de los intereses de los consumidores relacionados con el precio, calidad y disponibilidad de los derivados de hidrocarburos (Véase “Marco Regulatorio de la Industria del Petróleo y Gas en Argentina”).

La Ley Nº 26.741 fue reglamentada por el Decreto 1277/12, a través del cual se creó el Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, que tiene como ejes estratégicos el incremento y la maximización de las inversiones y de los recursos empleados en exploración, explotación, refinación, transporte y comercialización de hidrocarburos para garantizar el autoabastecimiento y la sustentabilidad de la actividad en el mediano y largo plazo, entre otros. Asimismo, se instituyó la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, la que tiene a su cargo la elaboración y presentación anual del Plan mencionado, donde se establecerán los presupuestos mínimos y las metas en materia de inversiones en exploración, explotación, refinación, transporte y comercialización de hidrocarburos para el logro de los objetivos de la Política Hidrocarburífera Nacional. Se prevé, por otro lado, la entrega por parte de los sujetos que realicen actividades de exploración, explotación, refinación, transporte y comercialización de hidrocarburos, de la información técnica, cuantitativa y/o económica que resulte necesaria para evaluar el desempeño del sector y para el diseño del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas; debiendo dichos sujetos, además, presentar antes del 30 de septiembre de cada año su Plan Anual de Inversiones. Por otro lado, a los fines de asegurar precios comerciales razonables, se previó el establecimiento de los criterios que regirán las operaciones en el mercado interno, publicándose periódicamente precios de referencia de cada uno de los componentes de los costos y los precios de referencia de venta de hidrocarburos y combustibles. Por último, se derogó la normativa que preveía para las empresas del sector la libre disponibilidad de los hidrocarburos que produjesen (Véase “Marco Regulatorio de la Industria del Petróleo y Gas en Argentina”).

Asimismo en los últimos años, las autoridades argentinas han adoptado un número de medidas dentro de las que se incluyen la revocación de algunas concesiones, la suspensión temporal de ciertos beneficios, cambios de criterio en relación con certificados de crédito fiscal previamente asignados en el marco de sus programas de incentivos, el retraso del pago de las sumas correspondientes a los subisidios promovidos y la implementación de un nuevo procedimiento en los precios del combustible de aviación cobrado a ciertas compañías nacionales y de los precios del gasoil cobrados a las compañías de transporte público de pasajeros.

Del mismo modo, no podemos asegurar que los cambios operados en las leyes y regulaciones aplicables, o las eventuales interpretaciones judiciales o administrativas de dichas leyes y regulaciones, no afectarán adversamente los resultados de las operaciones de la sociedad.

La Sociedad podría estar expuesta a fluctuaciones del tipo de cambio

Los resultados de las operaciones de la Sociedad se encuentran expuestos a la fluctuación de la moneda por lo cual cualquier devaluación del peso contra el dólar estadounidense y otras monedas fuertes podría afectar en forma adversa sus negocios y los resultados de sus operaciones. El valor del peso ha fluctuado significativamente en el pasado y puede también hacerlo en el futuro. La Sociedad no puede predecir respecto a la ocurrencia o no, y en su caso en qué medida, el valor del peso podría depreciarse o apreciarse contra el dólar estadounidense y la forma en que cualquiera de tales fluctuaciones podría verse reflejado en la situación económica de la Sociedad y su negocio.

La volatilidad de los precios del petróleo y gas pueden disminuir los proyectos de inversión de la Sociedad y una caída sustancial de dichos precios puede afectar en forma adversa los resultados de sus operaciones

La demanda y el precio del petróleo y el gas dependen fuertemente de una diversidad de factores, entre ellos, la oferta y la demanda internacional, el nivel de demanda de productos de los consumidores, las condiciones climáticas, el precio y la disponibilidad de combustibles alternativos, las medidas adoptadas por gobiernos y carteles internacionales, y acontecimientos económicos y políticos de orden mundial. Los precios internacionales del petróleo han fluctuado ampliamente en los últimos años y es probable que continúen fluctuando significativamente en el futuro. Durante los últimos años, las fluctuaciones en el precio del petróleo han sido originadas por diversos factores, entre los que se incluyen los permanentes conflictos en Medio Oriente, huracanes y otros desastres naturales, el aumento de la demanda de petróleo de parte de países tales como China e India y, más recientemente, los efectos de la crisis financiera mundial. La volatilidad en los precios del petróleo y del gas restringen los proyectos de inversiones a largo plazo ya que el retorno esperado de dichas inversiones resulta impredecible.

En particular, una caída sustancial del precio del petróleo o de los precios domésticos del gas en Argentina o en otras regiones puede tener un efecto sustancial adverso sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Sociedad, ya que una parte sustancial de sus ingresos se obtiene de las ventas de petróleo crudo y gas. En el supuesto de que prevalezcan o disminuyan los actuales precios locales o de otras regiones para ciertos productos, la capacidad de la Sociedad para mejorar su tasa de recuperación de hidrocarburos, encontrar nuevas reservas e implementar sus planes de inversión en bienes de capital podría verse afectada en forma adversa lo que, a su vez, podría afectar adversamente los resultados de las operaciones de la Sociedad.

Los controles de precios podrían afectar los resultados de las operaciones de la Sociedad

Recientemente, debido a ciertos factores regulatorios, económicos y de política de gubernamental, los precios locales del petróleo y del gas se han visto significativamente rezagados respecto de los precios internacionales y regionales de dichos productos, y la capacidad de la Emisora de aumentar los precios ha sido limitada. Desde 2002, el Gobierno ha impuesto derechos de exportación al petróleo crudo, lo que ha reducido el precio de venta de dicho producto en el mercado interno. Sin embargo, ciertos costos de la Emisora siguen a los precios internacionales del petróleo, y como resultado, si dichas políticas gubernamentales continuaran, ello podría afectar adversamente la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Sociedad.

A su vez, de acuerdo al artículo 27 del Decreto 1277/12 la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas podrá fijar los precios de referencia de cada uno de los componentes de los costos y precios de referencia de venta de hidrocarburos, los cuales deberían permitir los costos de producción atribuibles a la actividad y la obtención de un margen de ganancia razonable. A la fecha de emisión de este Prospecto, no es posible predecir qué efecto tendrá esta facultad en las operaciones de la Sociedad.

La Sociedad está sujeta a restricciones directas e indirectas a las exportaciones, lo que ha afectado los resultados de sus operaciones

La Ley N° 17.319 (la “Ley de Hidrocarburos”) permite las exportaciones de hidrocarburos en tanto y en cuanto éstos no se requieran para el mercado local y siempre que se vendan a precios razonables. En el caso del gas natural, la Ley Nº 24.076 de gas natural y las regulaciones vinculadas exigen que se tomen en cuenta las necesidades del mercado local al momento de autorizar las exportaciones de gas natural a largo plazo.

Durante los últimos años, las autoridades argentinas adoptaron ciertas medidas que resultaron en restricciones a las exportaciones de gas natural y gas licuado de petróleo (“GLP”) de Argentina. En virtud de lo precedente, la Sociedad se ha visto obligada a vender una parte de su producción de GLP originariamente destinada al mercado de exportación en el mercado local.

Las exportaciones de petróleo crudo, como también la exportación de la mayor parte de los productos hidrocarburíferos, actualmente requieren la autorización previa por la Secretaría de Energía (según el régimen establecido bajo la Resolución S.E. N° 1679/04 y sus modificatorias y complementarias). Las compañías petroleras que tienen la intención de exportar petróleo crudo o GLP deben primero demostrar que la demanda local de dicho producto ha sido satisfecha o que la oferta de venta del producto a los compradores locales ya fue realizada y rechazada.

La Sociedad no puede predecir durante cuánto tiempo se mantendrán vigentes estas restricciones a las exportaciones, o si se adoptarán medidas en el futuro que afecten en forma adversa su capacidad de exportar gas, petróleo crudo, gasolina y GLP u otros productos y, en consecuencia, los resultados de sus operaciones.

La implementación de nuevos derechos de exportación y otros impuestos podría afectar de modo adverso los resultados de la Sociedad

Desde 2002, nuevos gravámenes a las exportaciones han sido implementados y han sido progresivamente incrementados a lo largo de los años. La Resolución 394/2007 del Ministerio de Economía y Producción, publicada el 16 de noviembre de 2007, modificó los derechos de exportación de petróleo crudo y otros productos derivados del petróleo crudo establecidos en años anteriores. La resolución mencionada fue luego modificada por la Resolución 1/2013 del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas de la Nación, la cual, si bien mantuvo la fórmula para el cálculo de los derechos de exportación, modificó los valores aplicables a ésta. El nuevo régimen dispone que cuando el precio internacional West Texas Intermediate (“WTI”) exceda el precio de referencia, que se fija en US$ 80 por barril, el productor podrá cobrar US$ 70 por barril, quedando el resto retenido por el Gobierno en carácter de derecho de exportación. Si el precio internacional WTI está por debajo del precio de referencia, pero por encima de US$ 45 por barril, se aplicará una retención del 45%. Si dicho precio está por debajo de los US$ 45 por barril, el derecho de exportación correspondiente será determinado por el Gobierno dentro del plazo de 90 días hábiles. El porcentaje de retención determinado en la forma precedente también se aplica actualmente al gasoil, a la nafta y a otros productos derivados del petróleo crudo. Asimismo, el procedimiento de cálculo descrito precedentemente también se aplica a otros productos derivados del petróleo y lubricantes en base a las diferentes alícuotas de retención, precios de referencia y precios permitidos a los productores. Véase “Marco Regulatorio de la Industria del Petróleo y Gas en Argentina”.

Con relación al gas natural, la Resolución N° 127/08 del Ministerio de Economía y Producción dispuso incrementos en los derechos de exportación de gas natural, elevando la alícuota del 45% al 100%, tomando como base de cálculo el precio más alto establecido en los contratos de importación de gas natural por parte de cualquier importador del país. Respecto del GLP (incluyendo propano, butano y mezcla) la Resolución 127/08 dispuso que en caso que el precio internacional del producto, según informe diariamente la Secretaría de Energía, se mantenga por debajo del valor de referencia que establece la Resolución 127/08 para cada producto (US$ 338/m³ para propano, US$ 393/m³ para butano, y US$ 363/m³ para la mezcla de ambos), la alícuota aplicable será el 45%. En caso que el precio internacional supere al valor de referencia, el productor podrá cobrar el monto máximo establecido por la Resolución 127/08 para el producto en cuestión (US$ 233/m³ para propano, US$ 271/m³ para butano, y US$ 250/m³ para la mezcla de ambos), siendo retenida la diferencia por el Gobierno en concepto de derechos de exportación.

La imposición de estos derechos de exportación podrá afectar en forma adversa los resultados de las operaciones de la Sociedad, y la Sociedad no puede asegurar que estos impuestos no continuarán vigentes, que no serán incrementados, o que no se establecerán nuevos impuestos.

La incertidumbre sobre las estimaciones de reservas de petróleo y gas pueden afectar en forma adversa la situación financiera de la Sociedad

La ingeniería de reservas de petróleo y gas es un proceso subjetivo de estimación de acumulaciones de petróleo y gas que no pueden ser medidas de manera exacta, y las estimaciones de otros ingenieros podrían diferir significativamente de las que se incluyen en el presente. Existen numerosos presupuestos e incertidumbres que son inherentes a la estimación de las cantidades de reservas probadas de petróleo y gas, entre ellos la proyección de las tasas futuras de producción, la oportunidad y los montos de las inversiones para desarrollo y los precios del gas y el petróleo, muchas de las cuales escapan al control de la Sociedad. Los resultados de las perforaciones, pruebas y producción después de la fecha de la estimación pueden requerir la realización de revisiones. En consecuencia, las estimaciones de reservas son con frecuencia significativamente diferentes a las cantidades de petróleo y gas que en última instancia se recuperan y, en la medida en que resulten sustancialmente inferiores a las estimadas, podrían tener un impacto adverso sobre la situación financiera de la Sociedad.

La incertidumbre sobre la posibilidad de la Sociedad de adquirir, desarrollar y explotar nuevas reservas puede afectar en forma adversa los resultados de sus operaciones

El éxito futuro de la Sociedad dependerá, entre otras cosas, de su capacidad de producir petróleo y gas a partir de las reservas existentes, descubrir reservas adicionales de petróleo y gas, y explotar económicamente el petróleo y el gas de dichas reservas. Salvo que la Sociedad tenga éxito en su exploración en busca de reservas de petróleo y gas y el desarrollo de éstos, o que de otro modo adquiera reservas adicionales, sus reservas en general disminuirían a medida que se produzca petróleo y gas.

No puede asegurarse que las actividades futuras de exploración y desarrollo de la Sociedad tendrán éxito, o que la Sociedad estará en condiciones de implementar su programa de inversiones de capital, adquirir reservas adicionales o que podrá explotar económicamente dichas reservas. Tales hechos podrían afectar adversamente la situación patrimonial y financiera y los resultados de las operaciones de la Sociedad.

La falta de disponibilidad de capacidad de transporte puede limitar la posibilidad de la Sociedad de aumentar la producción de petróleo y gas y puede afectar en forma adversa su situación patrimonial y financiera y los resultados de sus operaciones

La capacidad de la Sociedad para explotar económicamente sus reservas de petróleo y gas depende, entre otros factores, de la disponibilidad de la infraestructura de transporte necesaria en condiciones comercialmente aceptables para transportar el petróleo y el gas producidos por la Sociedad hasta los mercados en los que se venden. Habitualmente, el petróleo se transporta por oleoductos y buques cisterna hasta las refinerías, y el gas habitualmente se transporta mediante gasoductos hasta los clientes. La falta de infraestructura de almacenamiento o carga adecuada o alternativa o de capacidad disponible en los sistemas existentes de transporte de gas de largo alcance puede afectar en forma adversa la situación patrimonial y financiera y los resultados de las operaciones de la Sociedad.

Los riesgos operativos relativos a la exploración de petróleo y gas y la producción pueden afectar en forma adversa su situación patrimonial y financiera y los resultados de sus operaciones

Las actividades de exploración y producción de petróleo y gas se encuentran sujetas a riesgos e incertidumbres naturales, incluidas las que se relacionan con las características físicas de las áreas de petróleo y gas. Las operaciones de la Sociedad están sujetas a todos los riesgos generalmente inherentes a la exploración y producción de petróleo y gas, incluyendo estallidos, incendios, fallas de equipos, condiciones meteorológicas y desastres naturales, huelgas, medidas de fuerza de superficiarios, y otros riesgos que pueden tener por consecuencia lesiones personales, pérdida de vidas y bienes y daño ambiental. Las actividades de perforación se encuentran también sujetas a numerosos riesgos y pueden implicar esfuerzos no rentables, no solamente con respecto a pozos secos sino también con respecto a pozos que son productivos pero no producen suficiente utilidad neta como para derivar ganancias después de cubrir los costos de perforación, costos operativos y otros. La finalización de un pozo no asegura un retorno sobre la inversión ni una recuperación de los costos de perforación, terminación y costos operativos. Por otra parte, la operación por parte de la Sociedad de plantas de endulzado, compresión y tratamiento de gas, almacenamiento, alistamiento y carga de petróleo, se hallan sujetas a todos los riesgos inherentes en general a dichas operaciones. El acaecimiento de cualquiera de estos riesgos operativos puede impedir que la Sociedad recupere su inversión inicial y puede afectar en forma adversa la situación patrimonial y financiera y los resultados de las operaciones de la Sociedad.

Asimismo, las actividades de exploración y producción de la Sociedad en ciertas áreas se llevan a cabo con socios bajo la forma de Joint Operating Agreements. En ciertos contratos de la Sociedad con socios, la operación de estas áreas es ejecutada por los socios y no por la Sociedad. Aún cuando la Sociedad procura asegurar que las normas operativas de dichos operadores estén de acuerdo con sus propias normas operativas, la Sociedad tiene uncontrol limitado sobre la operación de estas áreas.

Las concesiones y licencias de la Sociedad pueden cancelarse o no ser prorrogadas, lo que podría tener un efecto adverso sobre su situación patrimonial y financiera y los resultados de sus operaciones

Los términos de las concesiones y licencias en el marco de las cuales opera la Sociedad requieren que el operador cumpla con requisitos especificados y mantenga criterios mínimos de calidad y servicio, así como efectuar las inversiones acordadas al momento de otorgarse la concesión o permiso. A su vez, la sociedad podría asumir nuevas obligaciones que condicionen la continuidad de la concesión o el permiso al presentar su plan anual de inversiones. El incumplimiento de estos criterios podría resultar en la imposición de multas u otras acciones del Gobierno. Asimismo, en ciertos casos, las concesiones o licencias de la Sociedad podrían ser rescindidas o revocadas. Aunque la Sociedad entiende que en el pasado ha cumplido y actualmente se encuentra en cumplimiento en todos los aspectos sustanciales con los términos y condiciones de sus concesiones y licencias, no puede asegurarse que la Sociedad podrá cumplir íntegramente con los términos y condiciones de sus concesiones y licencias en el futuro o que las mismas serán prorrogadas. Por ejemplo, en enero de 2016 expirará la concesión a favor de la UTE Lago Cardiel de las áreas La Carmen, La Tehuelche, Corpren Aike y Guer Aike. La extinción, revocación o imposibilidad de obtener prórrogas de concesiones o licencias puede afectar en forma adversa la situación patrimonial y financiera y los resultados de las operaciones de la Sociedad.

La intensa competencia en la industria de exploración y producción de petróleo y gas pueden afectar en forma adversa la situación patrimonial y financiera y los resultados de las operaciones de la Sociedad

La actividad de exploración y producción de petróleo y gas es altamente competitiva y se prevé que seguirá siendo competitiva en el futuro. La Sociedad compite con otras empresas, incluyendo grandes compañías de petróleo y gas. Algunas de estas empresas cuentan con mayores recursos financieros y de otra índole que la Sociedad y, como consecuencia, pueden hallarse en mejor posición para competir por futuras oportunidades comerciales. Por otra parte, podrían entrar en operación en el futuro otras fuentes competitivas de energía. En consecuencia, la Sociedad prevé que la competencia en el sector de petróleo y gas continuará siendo altamente competitiva o aumentará, y esto podría tener un efecto adverso sobre su situación patrimonial y financiera y los resultados de sus operaciones.

Riesgos relacionados con la Emisora

La Sociedad podría soportar medidas significativas de parte de los sindicatos de trabajadores

A pesar que la Sociedad mantiene buenas relaciones con sus empleados, ha experimentado en el pasado interrupciones de trabajo organizadas, medidas de fuerza con abstencion generalizada de tareas y conflictos entre sindicatos (incluyendo, por ejemplo, un conflicto entre el Sindicato Petroleros Privados de Santa Cruz y el Sindicato de Petróleo, Gas y Biocombustible Cuenca Austral Santa Cruz que derivó en la imposibilidad temporal de utilizar un equipo de pulling de la UTE “Santa Cruz Sur”) y no puede garantizarse que no experimentará tales suspensiones o medidas de fuerza en el futuro. Los reclamos laborales en el rubro energético son habituales en la República Argentina y empleados sindicalizados en todo el país y, en particular en la Provincia de Santa Cruz han adoptado medidas de fuerza, bloqueado el acceso y han ocasionados daños a las instalaciones de distintas compañías del sector en el pasado, aunque esto último nunca le ha ocurrido a la Sociedad.

Adicionalmente, la Sociedad no mantiene una cobertura de seguro por interrupciones de la actividad originadas por medidas de los trabajadores, lo que podría tener un efecto adverso en los resultados de sus operaciones.

La actividad de la Sociedad requiere sustanciales inversiones de capital

La actividad de la Sociedad requiere de sustanciales inversiones de capital. Específicamente, la exploración y explotación de reservas de hidrocarburos, la producción y procesamiento de los mismos y el mantenimiento de maquinarias y equipos exigen fuertes inversiones en bienes de capital. La Sociedad debe continuar invirtiendo capital para mantener o aumentar la cantidad de reservas hidrocarburíferas que produce. La capacidad de la Sociedad de financiar sus inversiones de capital, sin embargo, es limitada dados sus actuales niveles de acceso al financiamiento y flujo de fondos. No puede asegurarse que la Sociedad podrá mantener sus niveles de producción o generar suficiente flujo de fondos, ni que tendrá acceso a financiamiento suficiente para continuar con sus actividades de exploración y explotación a los niveles actuales o a niveles superiores.

La Sociedad podría incurrir en responsabilidad laboral en relación con su tercerización de actividades

La Sociedad terceriza una serie de actividades relacionadas con sus negocios mediante la contratación de terceros contratistas con el objeto de mantener una base de costos flexible que le permita mantener costos más bajos y, al mismo tiempo, responder más rápidamente a las variaciones en el mercado. Al 31 de diciembre de 2013, las Uniones Transitorias de Empresas que la Sociedad opera contaban con 330 empleados de terceros contratistas contratados. Si bien la Sociedad cuenta con políticas muy estrictas respecto del cumplimiento de las obligaciones en materia laboral y de seguridad social por parte de sus contratistas, no está en condiciones de garantizar que los empleados de los contratistas no inicien acciones judiciales para procurar una indemnización de las Uniones Transitorias de Empresas en función de determinados fallos judiciales dictados por los tribunales nacionales con competencia en materia laboral de la República Argentina que reconocen responsabilidad solidaria entre el contratista y la entidad a la cual le prestan servicios bajo determinadas circunstancias. En caso de que alguna de las Uniones Transitorias de Empresas en las que la Sociedad posee participación sea demandada y no pudiera obtener un fallo favorable en estos eventuales procedimientos, podría incurrir en una responsabilidad laboral significativa, que podría tener un efecto adverso en la situación financiera y sobre los resultados de las operaciones de la Sociedad en función de su porcentaje de participación en las mismas y sobre su capacidad de cancelar sus deudas, incluidas las Obligaciones Negociables.

Las ventas de la Sociedad están concentradas en un limitado numero de clientes

Las ventas de la Sociedad están concentradas en un limitado número de clientes. A septiembre de 2014 los despachos de de crudo y gasolina se destinan casi en su totalidad a Oil Combustibles S.A., Axion Energy Argentina S.A. e YPF S.A. y las ventas de gas natural se colocan en su mayor parte a Rafael Albanesi S.A. Si bien la Sociedad no ha experimentado eventos de incumplimiento y/o retrasos en las cobranzas en el pasado, no puede asegurarse ni inferirse que esta situación se mantenga en el futuro. Retrasos en los pagos de sus clientes que deriven en mora o incobrabilidad podría tener un efecto significativo adverso sobre los ingresos de la Sociedad y, consecuentemente, sobre el resultado de sus operaciones, su condición financiera y afectar así su capacidad de repagar las Obligaciones Negociables.

La sociedad participa de actividades exploratorias para el desarrollo de reservas de petróleo y gas no convencionales

Debido a la estrategia de asociación con socios para el desarrollo de las reservas de petróleo y gas no convencionales en sus yacimientos, el peso de las inversiones en actividades de exploración es mayor que en el pasado. No se puede asegurar que estas actividades exploratorias no convencionales tengan éxito en descubrir nuevas reservas adicionales de petróleo y gas y consecuentemente la posibilidad de su explotación económica.. En este sentido, las actividades de exploración se encuentran sujetas a numerosos riesgos y pueden implicar esfuerzos no rentables que deriven en insuficiente utilidad neta como para derivar ganancias después de cubrir los costos exploratorios y de explotación.

No puede asegurarse que las actividades futuras de exploración y desarrollo de recursos no convencionales de la Sociedad tendrán éxito o que podrá explotar económicamente dichas recursos. Tales hechos podrían afectar adversamente la condición financiera y los resultados de las operaciones de la Sociedad y su capacidad de pago de las Obligaciones Negociables.

La falta de alternativas financieras podría afectar adversamente los resultados de las operaciones y la situación patrimonial y financiera de la Sociedad, así como la implementación de su estrategia comercial

A causa de la crisis financiera mundial, las compañías han tenido cada vez menos acceso a los recursos financieros locales e internacionales y sus costos se han visto incrementados. El deterioro de los mercados financieros internacionales podría resultar en una mayor disminución de la disponibilidad de los recursos financieros y en un consecuente aumento de los costos financieros para las compañías, incluida la Sociedad. La Sociedad podría tener dificultades para satisfacer sus necesidades de financiamiento para cubrir sus inversiones y llevar a cabo su estrategia comercial. De tornarse imposible obtener acceso a los mercados financieros y de capitales para solventar su plan de inversión a costos razonables o en condiciones adecuadas, la Sociedad podría verse obligada a reducir sus inversiones y erogaciones de capital proyectadas, lo cual, a su vez, podría afectar adversamente su situación patrimonial y financiera y los resultados de sus operaciones, así como la implementación de su estrategia comercial.

Los negocios de la Sociedad dependen en gran medida de sus actividades de explotación de yacimientos de gas y petróleo, de sus establecimientos de tratamiento y de su red de transporte

A pesar que la Sociedad ha asegurado sus propiedades en condiciones que considera prudentes y consistentes con las prácticas de la industria y ha adoptado y mantiene medidas adecuadas de seguridad, cualquier daño significativo, accidente o suspensión de la producción en los establecimientos o en los yacimientos de la Sociedad podría afectar adversamente la capacidad productiva, la situación financiera, los resultados de las operaciones de la Sociedad y afectar así su capacidad de repagar las Obligaciones Negociables.

La Sociedad es parte de varios procedimientos legales y reclamos administrativos

La Sociedad es parte de una serie de procedimientos legales y reclamos administrativos. Para mayor información véase la sección “Información Contable—Procedimientos Legales y Reclamos Administrativos” del presente. Si bien ROCH considera, en consulta con sus asesores legales, que las contingencias mencionadas son remotas la resolución total o parcialmente desfavorable de los mismos podrían tener un efecto sustancial adverso sobre sus negocios, situación financiera o los resultados de sus operaciones

La regulación ambiental podría afectar adversamente la situación patrimonial y financiera y las operaciones de la Sociedad

La Sociedad se encuentra sujeta a leyes y regulaciones ambientales en relación con sus operaciones, el incumplimiento de las cuales podría resultar en la imposición de multas o el incurrimiento de obligaciones importantes. Las operaciones de la Sociedad involucran ciertos riesgos inherentes, tales como derrames accidentales, escapes u otras circunstancias imprevistas. Es posible que la Sociedad no pueda cumplir en todo momento con dichas leyes y regulaciones ambientales. Asimismo, Argentina ha adoptado regulaciones que exigirán que las operaciones de la Sociedad cumplan normas ambientales más estrictas y las autoridades locales, provinciales y nacionales están apuntando hacia la exigencia más estricta de las leyes existentes, lo cual podría aumentar el costo de la Sociedad de llevar a cabo sus negocios o afectar sus operaciones en cualquier área. No puede asegurarse que la Sociedad no incurrirá en mayores costos en relación con leyes o regulaciones ambientales en el futuro. En la medida en que la Sociedad incurra en gastos para cumplir con dichas leyes que superen sus gastos históricos en este rubro, o el cumplimiento requiera que se disminuyan los niveles de producción, podría existir un efecto adverso sobre la situación patrimonial y financiera y los resultados de las operaciones de la Sociedad.

Riesgos relacionados con las Obligaciones Negociables

Las Obligaciones Negociables estarán efectivamente subordinadas al pago del endeudamiento garantizado de la Sociedad

Salvo que se especifique de modo distinto en el respectivo suplemento de precio, las Obligaciones Negociables tendrán por lo menos igual prioridad de pago que toda la demás deuda existente y futura no garantizada y no subordinada de la Sociedad, salvo respecto de ciertas obligaciones a las que las leyes argentinas le otorgan tratamiento preferencial (incluyendo, entre otras, los créditos fiscales y laborales) y a excepción de las Obligaciones Negociables que se emitan con garantía especial, fija o flotante. Salvo que se especifique de modo distinto en el Suplemento de Precio pertinente, las Obligaciones Negociables contendrán una cláusula que prohíba que incurramos en endeudamiento adicional, y contendrá excepciones significativas a la restricción sobre la posibilidad de la Sociedad de incurrir en deuda garantizada. Si la Sociedad se declarara en quiebra o fuera liquidada, los prestamistas garantizados tendrán prioridad sobre los reclamos de pago de las Obligaciones Negociables en la medida de los activos que constituyan su garantía. Si quedaran activos luego del pago de los prestamistas garantizados, esos activos podrían resultar insuficientes para satisfacer los créditos de los Tenedores de las Obligaciones Negociables y otra deuda no garantizada, así como los créditos de otros acreedores generales quienes tendrán derecho a participar a prorrata con los Tenedores de las Obligaciones Negociables.

La Sociedad también podrá emitir Obligaciones Negociables subordinadas en el marco del Programa. En ese caso, además de la prioridad de ciertos otros acreedores descriptos en los párrafos precedentes, las Obligaciones Negociables subordinadas también estarán sujetas en todo momento al pago de cierta deuda no garantizada y no subordinada, según describa el respectivo Suplemento de Precio.

Es posible que no se desarrolle un mercado activo para las Obligaciones Negociables

Cada Clase de Obligaciones Negociables emitida conforme al Programa constituirá una nueva emisión de Obligaciones Negociables para la que puede no haber un mercado de negociación establecido. La Sociedad puede solicitar que las Obligaciones Negociables de una Clase sean admitidas en diferentes bolsas o mercados, pero no puede garantizar que, de ser efectuadas, esas solicitudes serán aprobadas. Además, también puede suceder que la Sociedad decida no listar las obligaciones de una clase en ninguna bolsa ni sistema de negociación. Es más, aún en el caso de que pueda obtenerse una listado respecto de una emisión de Obligaciones Negociables, la Sociedad no puede brindar garantías acerca de su liquidez ni garantizar que se desarrollará o se mantendrá vigente un mercado de negociación para las Obligaciones Negociables. Si no se desarrollara o se mantuviera vigente un mercado de negociación activo para las Obligaciones Negociables, el precio de mercado y la liquidez de las obligaciones negociables podrían verse negativamente afectados. Si las Obligaciones Negociables se negociaran, puede suceder que se negocien con un descuento sobre su precio de oferta inicial, dependiendo de las tasas de interés vigentes, el mercado para títulos valores similares, el desempeño operativo y la situación patrimonial de la Sociedad, las condiciones económicas generales y otros factores.

Riesgo relacionado con la volatilidad y los acontecimientos en otros países

El mercado para los títulos valores emitidos por sociedades argentinas está influenciado por las condiciones económicas, políticas y de mercado imperantes en la Argentina y, en diverso grado, por las de otros países con mercados emergentes. Aunque las condiciones económicas son diferentes en cada país, el valor de las Obligaciones Negociables también podría verse afectado en forma adversa por los acontecimientos económicos, políticos y/o de mercado en uno o más de los otros países con mercados emergentes. No es posible asegurar que el mercado financiero argentino no será afectado en forma adversa por los acontecimientos de otros países con mercados emergentes, o que tales acontecimientos no afectarán en forma adversa el valor de las Obligaciones Negociables.

La Emisora podrá rescatar las Obligaciones Negociables antes del vencimiento

En caso que así se especifique en el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie, las Obligaciones Negociables podrán ser rescatadas, en forma total o parcial, a opción de la Emisora (ver Sección “Rescate y compra - Rescate a Opción de la Emisora - Datos Estadísticos y Programa Previsto para la Oferta” en el presente Prospecto, para mayor detalle) en determinadas condiciones, en forma total o parcial. En consecuencia, un inversor podrá no estar en posición de reinvertir los fondos provenientes del rescate en un título similar a una tasa de interés efectiva similar a la de las Obligaciones Negociables.

Es posible que la calificación de crédito de la Sociedad no refleje todos los riesgos de invertir en las Obligaciones Negociables

La(s) calificación(es) de crédito de la Sociedad son una evaluación realizada por las sociedades calificadoras de su capacidad para pagar sus deudas a su vencimiento. En consecuencia, cambios reales o previstos en las calificaciones de crédito de la Sociedad generalmente afectarán el valor de mercado de las Obligaciones Negociables. Estas calificaciones de crédito podrán no reflejar el potencial impacto de riesgos relacionados con la estructuración o comercialización de las Obligaciones Negociables. Las calificaciones no constituyen una recomendación para comprar, vender o mantener títulos valores, y podrán ser revisadas o retiradas en cualquier momento por la entidad calificadora. La calificación de cada sociedad debe ser evaluada en forma independiente de la calificación de cualquier otra sociedad calificadora.

En caso de concurso preventivo o acuerdo preventivo extrajudicial los tenedores de las Obligaciones Negociables emitirán su voto en forma diferente a los demás acreedores quirografarios

En caso que la Sociedad se encontrare sujeta a concurso preventivo o acuerdo preventivo extrajudicial, las normas vigentes que regulan las Obligaciones Negociables (incluyendo, sin limitación las disposiciones de la Ley de Obligaciones Negociables), y los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables emitidas bajo cualquier Clase y/o Serie, estarán sujetos a las disposiciones previstas por la Ley de Concursos y Quiebras, Ley N° 24.522 y sus modificatorias (la “Ley de Concursos y Quiebras”), y demás normas aplicables a procesos de reestructuración empresariales y, consecuentemente, algunas disposiciones de las Obligaciones Negociables no se aplicarán.

La normativa de la Ley de Concursos y Quiebras establece en su artículo 45 un procedimiento de votación diferencial al de los restantes acreedores quirografarios a los efectos del cómputo de las dobles mayorías requeridas (de personas y de capital) por la Ley de Concursos y Quiebras, las cuales exigen mayoría absoluta de acreedores que representen 2/3 partes del capital quirografario. Conforme este sistema diferencial, el poder de negociación de los titulares de las Obligaciones Negociables puede ser significativamente menor al de los demás acreedores de la Sociedad.

En particular, la Ley de Concursos y Quiebras establece en su artículo 45 que en el caso de títulos emitidos en serie, tales como las Obligaciones Negociables, los titulares de las mismas que representen créditos contra el concursado participarán de la obtención de conformidades para la aprobación de una propuesta concordataria y/o de un acuerdo de reestructuración de dichos créditos conforme un sistema que difiere de la forma del cómputo de las mayorías para los demás acreedores quirografarios. Dicho procedimiento establece entre otros, que: (i) se reunirán en asamblea convocada por el fiduciario o por el juez en su caso; (ii) en ella los participantes expresarán su conformidad o rechazo a la propuesta de acuerdo preventivo que les corresponda, y manifestarán a qué alternativa adhieren para el caso que la propuesta fuere aprobada; y (iii) la conformidad se computará por el capital que representen todos los que hayan dado su aceptación a la propuesta, y como si fuera otorgada por una sola persona; las negativas también serán computadas como una sola persona.

En adición a ello, ciertos precedentes jurisprudenciales han sostenido que aquellos titulares de las Obligaciones Negociables que no asistan a la asamblea para expresar su voto o que se abstengan de votar, no serán computados a los efectos de los cálculos que corresponden realizar para determinar dichas mayorías. Sin perjuicio de ello, la Corte Suprema de Justicia de la Nación ha revocado una decisión en ese sentido, con lo cual la cuestión se encuentra controvertida a nivel jurisprudencial.

La consecuencia del régimen de obtención de mayorías antes descripto y de los precedentes judiciales mencionados hace que, en caso que la Sociedad entre en un proceso concursal o de reestructuración de sus pasivos, el poder de negociación de los tenedores de las Obligaciones Negociables con relación al de los restantes acreedores financieros y comerciales pueda verse disminuido.

Información Clave sobre la EMISORA

Información contable y financiera

El presente Prospecto incluye como Anexo A, los Estados Financieros de la Emisora para los ejercicios económicos finalizados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011.

Los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 de la Sociedad han sido auditados por Deloitte & Co. S.Ay Deloitte S.C. de acuerdo al detalle incluido en la Subsección “Auditores - Datos sobre Directores y Administradores, Gerentes, Asesores y miembros del Organo de Fiscalización”.

Los Estados Financieros de la Sociedad incluidos en el presente Prospecto se presentan expresados en pesos argentinos y están preparados de conformidad con las normas contables profesionales aprobadas por la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas con aplicación para aquellas sociedades que están bajo la órbita de fiscalización de la Inspección General de Justicia.

SÍNTESIS DE RESULTADOS

(Cifras expresadas en miles de pesos)


	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre
	2013	2012	2011

Ventas netas e IVA liberado	223.516	194.033	141.634
Costo de ventas	(184.448)	(174.323)	(128.428)
Utilidad bruta	39.068	19.710	13.206
Resultado de inversiones en entes relacionados	63	(1.686)	-
Resultado por valuación de bienes de cambio a su valor neto de realización	1.794	4.981	14.864
Gastos de comercialización	(10.385)	(10.495)	(8.938)
Gastos de administración	(18.666)	(11.923)	(7.890)
Gastos exploratorios	(2.030)	-	(57)
Otros ingresos, netos	87.375	2.006	581
Resultados financieros y por tenencia, netos	(24.045)	(18.125)	(9.254)
Ganancia (pérdida) antes de impuesto a las ganancias	73.174	(15.532)	2.512
Impuesto a las ganancias	(21.368)	-	(334)
Ganancia (pérdida) del ejercicio	51.806	(15.532)	2.178

SÍNTESIS DE LA SITUACION PATRIMONIAL

(Cifras expresadas en miles de pesos)

	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre
	2013	2012	2011
Total del activo	301.820	206.190	189.332
Total del pasivo	79.163	147.690	115.059
Aportes de los propietarios	-	-	-
Capital social	12.051	9.478	9.478
Primas de emisión	146.330	36.516	36.516
Ganancias reservadas	12.470	28.038	26.101
Resultados no asignados	51.806	(15.532)	2.178
Diferencia de Conversión	-	-	-
Participación no controlante	-	-	-
Total del patrimonio	222.657	58.500	74.273

INDICADORES

La siguiente información contable y operativa consolidada seleccionada de la Sociedad correspondiente a los ejercicios económicos finalizados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 ha sido extraída, se encuentra condicionada y debe leerse junto con los estados financieros auditados de la Sociedad correspondientes a dichos ejercicios y las notas a dichos estados financieros.

A partir del año 2002, la CNV dispuso la aplicación del ajuste por inflación a los estados contables, que se re expresaron a moneda constante utilizando el índice de precios internos al por mayor publicado por el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos. El 8 de abril de 2003, la CNV mediante la resolución N° 441/2003, en concordancia con el Decreto Nº 664 del Poder Ejecutivo Nacional (“PEN”), suspendió la aplicación del ajuste por inflación a partir de marzo de 2003.


	Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre
INDICADORES FINANCIEROS	2013	2012	2011
Índices de Liquidez (Activo Corriente/Pasivo Corriente)	1.58	0.53	1.28
Índices de Solvencia (Patriminio Neto/Pasivo)	2.81	0.40	0.65
Inmovilización de capital (Activo no Corriente/Activo Total)	0.63	0.74	0.73
Índices de Rentabilidad (Resultado del Ejercicio/(P. N.-Resultado del Ejercicio))	0.30	(0.21)	0.03

CAPITALIZACIÓN Y ENDEUDAMIENTO

El siguiente cuadro indica la deuda financiera consolidada y la capitalización total de la Emisora, el cual incluye la deuda financiera corriente y no corriente y el patrimonio neto al 31 de diciembre de 2013 y 2012 y la deuda financiera consolidada.


		Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2013	Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2012
		En miles de pesos	En miles de pesos


Capitalización
Patrimonio neto
Capital Social	12.051	9.478
Prima de emisión	146.330	36.516
Reservas	12.470	28.038
Resultados acumulados no asignados	51.806	(15.532)
Total del Patrimonio Neto	222.657	58.500

Endeudamiento	141	100.638

INFORMACIÓN SOBRE LA EMISORA

HISTORIA Y DESARROLLO DE LA SOCIEDAD

La Sociedad se denomina “Roch S.A.” y fue constituida como una sociedad anónima de conformidad con las leyes de Argentina, en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, el 19 de abril de 1990. Se encuentra sujeta a la Ley de Sociedades Comerciales, y su plazo de duración es hasta el año 2089. La Sociedad fue inscripta en el Registro Público de Comercio de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires con fecha 26 de abril de 1990 bajo el número 2360 del Libro 107 Tomo A de Sociedades Anónimas. La sede social de la Sociedad se encuentra ubicada en Av. Eduardo Madero 1020 Piso 21 (CP1106ACX) , Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina; el N° de CUIT es 30-63837562-8, el número telefónico es: (+5411) 4315-7624, el número de fax: (+5411) 4315-7624, su página web es www.roch.com.ar.

Resumen Ejecutivo

Roch S.A. lleva más de veinte años desarrollando conocimiento para la exploración y producción de yacimientos de petróleo y gas. Su éxito es el resultado de un modelo de negocios que combina una selectiva adquisición de áreas hidrocarburíferas, un eficaz control presupuestario, la exploración continua y el uso de la tecnología adecuada para la explotación eficiente de los yacimientos. Bajo la dirección y el fuerte compromiso de su fundador y principal accionista Ricardo Omar Chacra, Roch S.A. es una de las empresas petroleras independientes más respetadas y confiables de la región.

En la actualidad Roch S.A. realiza la exploración y explotación de las áreas Río Cullen, Las Violetas y Angostura (Tierra del Fuego); Cajón de los Caballos y Agua Botada (Mendoza); Sur Río Deseado Este, Campo Bremen, Océano, Chorrillos, Palermo Aike, Moy Aike, La Carmen y La Tehuelche (Santa Cruz); y Coiron Amargo (Neuquén).

La producción operada por Roch S.A. alcanza los 578 m³/d de petróleo y 1.630.000 m³/d de gas y GLP asociados, con más de 181 pozos productivos. La superficie total de las áreas operadas supera los 5820 km².

Nuevos desarrollos tecnológicos y significativos descubrimientos exploratorios han otorgado a Roch S.A. participación en los programas Petróleo Plus y Gas Plus aprobados por la Secretaría de Energía de la Nación. Roch S.A.se ubica así dentro del grupo de empresas líderes dedicadas a la integración de nuevos negocios petroleros que satisfagan con producción nacional la creciente demanda energética del país.

A continuación se detallan las áreas en las que Roch S.A. posee participación:

La Tehuelche (28,8%)

Palermo Aike (30,0%)

Océano (30,0%)

Chorrillos (30,0%)

Campo Bremen (30,0%)

La Carmen (28,8%)

San Cristobal (15,0%)

La Terraza (15,0%)

Angostura (20,29%) + 1,261% indirecto

Rio Cullen (20,29%) + 1,261% indirecto

Las Violetas (20,29%) + 1,261% indirecto

Sur Río Deseado Este (54,14%) + 2,49% indirecto

Coirón Amargo (10,0%)

Llancanelo (10,0%) + 1,0% indirecto

Agua Botada (88,0%)

Cajón de los Caballos (0%) + 3,75% indirecto

Sur Río Deseado Este II (7,92%) + 0,36% indirecto

Fuente: ROCH, participaciones indirectas correspondientes al 10% de San Enrique Petrolera S.A. .

En el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2013, la facturación de la Sociedad fue de Ps. 223,5 millones, 15% mayor en comparación con el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2012.

En este sentido, entre los años 2010 y 2013, la facturación se incrementó a una tasa interanual promedio del 24%.

Los principales productos que comercializa la Sociedad son: (i) petróleo, cuyas ventas en el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2013 representaron un 51% de las ventas totales, (ii) gas, que representó un 29%, y (iii) GLP, que representó un 1%. Completan los ingresos los servicios como operador (19%) y los servicios brindados por tratamiento de gas a terceros (menos del 1%). A continuación se detallan las ventas de la Emisora durante los últimos tres ejercicios económicos:

El conjunto de las reservas probadas de petróleo y gas de la Sociedad es de 12,7 millones de BOE a diciembre de 2013. De dichas reservas, el 77% corresponde a gas natural y el resto a petróleo.

Estrategia de la Sociedad

La misión de la Emisora es ser una protagonista regional, en la búsqueda y desarrollo de negocios energéticos, rentables, eficientes y sustentables, comprometida con el cuidado de las personas, de las operaciones, de la comunidad y el medio ambiente.

Su estrategia se fundamenta en:

Incrementar la producción de hidrocarburos de horizontes convencionales en las áreas actuales y futuras;
Desarrollar la exploración y explotación de hidrocarburos de horizontes no convencionales, mediante asociaciones estratégicas con compañías líderes;
Mantener un nivel de reservas que permita sostener el incremento de producción en el mediano y largo plazo;
Mantener una estructura financiera adecuada que sustente el crecimiento de los negocios actuales y futuros, para además lograr que la Emisora emita valores negociables que listen en mercados de valores relevantes autorizados por la CNV;
Permanentemente buscar alcanzar y mantener estándares internacionales en las prácticas de calidad, seguridad y medio ambiente;
Afianzar una estructura con los recursos óptimos para potenciar el crecimiento de la Emisora; y
Conformar en el futuro una cartera de negocios regional.

Ventajas competitivas

La Emisora considera que sus principales ventajas competitivas son las siguientes:

Excelente reputación en el mercado local;
Sólida presencia y trayectoria en la industria energética, crítica para el desarrollo del país y con fuerte necesidad de crecimiento en los próximos años;
Management con una probada experiencia y trayectoria dentro de la industria;
Vocación asociativa con socios de alto renombre y/o de probada trayectoria dentro de la industria;
Sostenido crecimiento de niveles de producción e inversiones y significativo aumento de reservas y ventas;
Capacidad logística y operativa en la cuenca austral y neuquina;
Yacimientos localizados en las ventanas de las formaciones no convencionales de petróleo y gas;
Alta sinergia entre sus áreas de negocio; y
Gran flexibilidad para la toma de decisiones ante cambios de escenarios.

Antecedentes de la Sociedad

La Sociedad fue constituida en 1990 bajo la denominación Roch S.A. por Ricardo Omar Chacra como accionista mayoritario.

Luego, en el año 2008, la Corporación Financiera Internacional (IFC por sus siglas en inglés) ingresó a la Sociedad al adquirir un 15,5% de participación en la misma, lo que permitió potenciar el desarrollo de las actividades de la Sociedad.

En octubre del año 2013, Puerto Asis Argentina S.A., una compañía de inversores argentinos, adquiere la participación de IFC y capitaliza nuevamente la Sociedad, obteniendo una participación del 33,55% en el capital accionario.

Evolución del Negocio

Roch S.A. comienza sus actividades como operador de un consorcio conformado por las firmas San Enrique Petrolera S.A., D.P.G. S.A. y Cadipsa S.A. en el área Cajón de los Caballos en la Cuenca Neuquina. Desde entonces, la producción de dicha área se incrementó de 56 m3/día de petróleo a 390 m3/día en el año 2000 (597%). El área produce actualmente 82 m3/día.

En el año 1991, Roch S.A. es desginado como operador de las áreas Rio Cullen y Las Violetas en la Cuenca Austral. La Sociedad logra incrementar la producción desde 15 m3/día de petróleo y 0,13 MMm3/día de gas a 258 m3/día de petróleo (1614%) y 1,09 MMm3/día de gas (753%). En el mismo año Roch S.A. es designado operador del área de Bella Vista Oeste de la Cuenca del Golfo de San Jorge (cargo que detentó hasta que en el año 2000 fue vendida por sus dueños a otra empresa operadora). La Sociedad incrementó la producción de dicha área desde 55 m3/día de petróleo a 552 m3/día (907%) en septiembre del año 1996.

En el año 1997, Roch S.A.viabiliza mediante la implementación de nuevas tecnologías la producción de petróleo pesado en el área de Llancanelo (Provincia de Mendoza) ubicada en la Cuenca Neuquina, siendo designado en el mismo año como operador. Los resultados fueron tan satisfactorios que llevaron a que, en el año 2001, se formara una nueva UTE incluyendo a Roch S.A., San Enrique Petrolera S.A., YPF S.A. y Alianza Petrolera S.A.

En el año 1998, Roch S.A. adquiere una participación del 2,5% en las áreas Rio Cullen y Las Violetas, áreas que operaba desde el año 1991. Y en el año 2001, adquiere el 100% del área Sur Rio Deseado Este, en la provincia de Santa Cruz cuya superficie abarcaba una extensión de más de 1.200 km2 (que luego es cedida paracialmente a San Enrique Petrolera S.A., Apco Oil and Gas Internacional Sucursal Argentina y Secra S.A.). En el mismo año Roch S.A. adquiere, junto con sus socios de la Cuenca Austral, el área Angostura y fusiona dicha operación con la de las restantes áreas de dicha cuenca.

Durante el período comprendido entre los años 2003 y 2005, se celebran varias cesiones y ventas de participación respecto de las área Rio Cullen, Las Violetas y Angostura, hasta obtener las participaciones actuales sobre las mismas.

Tambien Roch S.A. adquiere entre los años 2005 y 2006, participación en el área Medianera (Río Negro) y Cañadón Ramirez (Cuenca del Golfo de San Jorge). El área Medianera es finalmente cedida a Medanito S.A. en el año 2010 y el área Cañadón Ramirez fue cedida a Crown Point Oil & Gas S.A.en el año 2010.

En el año 2008, Roch S.A. adquiere participación en tres áreas exploratorias: Tres Nidos Sur (finalmente vendida a Medanito S.A.), Coirón Amargo y Curamhuele (esta última vendida a Madalena Ventures), las dos últimas ubicadas en la Provincia de Neuquén.

En el año 2009, Roch S.A. junto con Mercuria Energy Group adquiere de Chevron Argentina S.R.L. los derechos sobre nueve áreas localizados en la Cuenca Austral: Chorrillos, Palermo Aike, Campo Bremen, Océano, Moy Aike, La Carmen, La Tehuelche, San Cristobal y La Terraza. Estas áreas actualmente se encuentran produciendo 195 m3/día de petróleo y 0,75 MMm3/día de gas.

Ya a fines del año 2011, Roch S.A. y Mercuria Energy Asset Management B.V. adquirieron el 100% del paquete accionario de San Enrique Petrolera S.A. quedando estructurada las participaciones de la siguiente manera: Roch S.A.: 10%; y Mercuria Energy Asset Management B.V.: 90%. La adquisición de San Enrique Petrolera S.A. ha permitido a ROCH incrementar indirectamente su participación en determinadas áreas hidrocarburíferas bajo su operación. San Enrique Petrolera S.A. posee el:

12,61% de las áreas de Rio Cullen, Las Violetas y Angostura
24,91% del área Sur Río Deseado Este
3,6% del área Sur Río Deseado Este II
37,50% del área Cajón de los Caballos
10% sobre el área Llancanelo

La última incorporación de derecho sobre áreas fue realizada por la Sociedad en agosto del 2014, al resultar adjudicatario del permiso de exploración sobre el área Agua Botada, lo que realizará en asociación con EMESA (Empresa Mendocina de Energía S.A.P.E.M).

De esta forma, la participación actual en las diferentes áreas es la siguiente:

(*) El contrato firmado contempla un período de exploración de hasta un máximo de seis años prorrogable hasta tres años más y un período de explotación de 25 años a partir de la declaración de comercialidad, pudiendo prorrogarse, previa aprobación del Poder Ejecutivo Provincial, por un lapso de 10 años.

DESCRIPCIÓN DEL NEGOCIO

El negocio de la Sociedad consiste en la exploración y explotación de petróleo y gas (upstream). Adicionalmente es operador de la mayoría de sus áreas. Como se mencionara con anterioridad, la Sociedad también posee ingresos por ventas de GLP y servicios de procesamiento de gas natural, que en la actualidad representan menos del 2% de las ventas totales.

Exploración y explotación de petróleo y gas (upstream)

La Sociedad es titular de los derechos de concesión y de permiso de exploración de distintas áreas hidrocarburíferas ubicadas en las provincias de Tierra del Fuego, Santa Cruz, Neuquén y Mendoza. La participación directa de Roch S.A.en las áreas se detalla a continuación:

Asimismo, la Sociedad es titular del 10% del capital accionario de la firma San Enrique Petrolera S.A. que posee el 12,61% de los derechos de concesión sobre las áreas Rio Cullen, Las Violetas y Angostura, el 24,91% del área Sur Rio Deseado Este, 37,5% en Cajón de los Caballos (Provincia de Mendoza) y el 10% sobre el área Llancanelo.

Los objetivos de la Sociedad con respecto a la exploración y explotación de petróleo y gas (upstream), son producir hidrocarburos procurando una permanente reposición del stock de reservas e incrementar las reservas comprobadas, elevando de categoría las reservas probables y posibles.

Al 31 de diciembre de 2013, las reservas netas probadas de Roch S.A. fueron estimadas en petróleo crudo 465 Mm3 y gas natural 1.666 MMm3. El siguiente cuadro detalla las reservas de la Sociedad al 31 de diciembre de 2013:

La Sociedad ha realizado entre los años 2006 y 2013 inversiones en exploración y explotación por un monto de

US$ 51 millones, las que se han llevado a cabo con recursos propios y financiamiento externo.

Las ventas de petróleo y gas por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 fueron de Ps.178,78 millones, Ps. 160,19 millones y Ps. 112,06 millones, respectivamente, es decir un 80%, 83% y 79% sobre las ventas totales de la Sociedad para dichos ejercicios, respectivamente.

La producción de petróleo y gas en los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 fue para el petróleo de 119m3/día, 137 m3/día y 149 m3/día y para el gas 428 Mm3/día, 460 Mm3/día y 443 Mm3/día, respectivamente.

A continuación se describen las diferentes áreas donde Roch S.A.posee una participación directa e indirecta.

Provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur

(Río Cullen, Las Violetas y Angostura)[1]

Las áreas Río Cullen, Las Violetas y Angostura (“Tierra del Fuego”) se encuentran localizadas en la provincia de Tierra del Fuego (Cuenca Austral). El plazo de vigencia del derecho de concesión sobre el área Las Violetas expirará en el año 2026, detentando además las empresas co-concesionarias de las áreas Rio Cullen y Angostura la posibilidad de explotarlas hasta dicha fecha (2026) si así lo decidieran luego de realizar cieras inversiones comprometidas para los próximos años. Roch S.A. posee una participación del 20,2861% sobre los tres derechos de concesión y es actualmente el operador de las áreas.

Las tres áreas abarcan 2.110,36 km2. Río Cullen posee dos yacimientos productivos, Las Violetas posee once yacimientos productivos y Angostura cinco.

La Sociedad incrementó la producción en el área de Río Cullen, Las Violetas y Angostura de 15 m3/día de petróleo y 0,13 MMm3/día de gas a 259 m3/día de petróleo y 1,09 MMm3/día de gas. La producción del primer semestre de 2014 fue de 148 m3/día de petróleo y 0,87 MMm3/día de gas.

Fuente: ROCH, producción corresponde al 100% del área

Se llevaron a cabo inversiones por US$ 150 millones en registración sísmica 3D, la perforación de 53 pozos, workovers y las instalaciones de superficie necesarias para manejar las producciones obtenidas, lo que permitió desarrollar importantes reservas.

A continuación se enumeran los eventos sobrsalientes mas recientes:

Durante el ejercicio 2011 se efectuaron reprocesamientos y estudios sobre la sísmica existente en el área Las Violetas, lo que permitió mejorar el conocimiento de la formación principal (Springhill) y la secundaria (Tobífera) a los fines de optimizar el desarrollo de las reservas y recursos del área.

Entre Abril y Mayo de 2012 se realizó una campaña de fracturas hidráulicas que abarcó 5 pozos de gas en el yacimiento Los Flamencos (Area Las Violetas), la cual implicó un desembolso de US$ 2,52 millones. Como resultado de la misma, Los Flamencos registró un incremento de producción de gas y petróleo del 23%, pasando la UTE a obtener de 560 Mm3/d a 690 Mm3/d y de 79 m3/d de petróleo a 98 m3/d. Los resultados obtenidos por Roch S.A. en materia de estimulaciones hidráulicas en los últimos años han sido muy satisfactorios, permitiendo el desarrollo de zonas de baja permeabilidad y alentando la realización de proyectos similares en el futuro.

Actualmente se está llevando a cabo una campaña de perforación de 9 pozos, iniciada en Mayo 2014. A la fecha se llevan invertidos US$ 16 millones y se estima que el total de la campaña, demandará una inversión total de US$ 30 millones. Adicionalmente, se está realizando una campaña de fracturas, que incluye 8 pozos; 4 sobre pozos existentes y otras 4 sobre los pozos nuevos.

Para el año 2015 se proyecta registrar Sismica 3D sobre las tres áreas para continuar con la delimitación de las zonas de desarrollo y la confirmación de proyectos exploratorios, además de incrementar las reservas y recursos actualmente definidos.

Provincia de Santa Cruz (Chorrillos, Campo Bremen, Oceano, y Moy Aike)[2]

Las áreas Chorrillos, Campo Bremen, Océano y Moy Aike (“Santa Cruz Sur”) se encuentran localizadas en la provincia de Santa Cruz (Cuenca Austral). El 17 de Diciembre de 2012, mediante Ley Provincial Nº 3299, Roch S.A. (junto con Glacco Compañía Petrolera S.A.) ha obtenido la extensión de la concesión por 10 años adicionales, expirando la vigencia de los derechos de concesión sobre las áreas en el año 2026. Roch S.A. posee una participación del 30% y es actualmente su operador.

El área de Chorrillos abarca 646 km2 con un lote de explotación de 103 km2. Las áreas Campo Bremen, Océano y Moy Aike abarcan una superficie de 1.509 km2, con una superficie de explotación de 141 km2.

Dichas áreas fueron adquiridas a Chevron Argentina S.R.L. en el año 2009. En el año 2010 la UTE adquirió un Equipo de Workover, con el que se efectúan reparaciones de pozos, operaciones de fracturación, estimulación e intervenciones, con el propósito de mejorar la producción de petróleo y la disposición final del agua producida. Paralelamente se obtuvo la aprobación de dos proyectos de Gas Plus (Nortero Noreste y Cerro Norte Oeste), que permitieron incrementar el precio promedio de venta del gas. En virtud de estas inversiones, Roch S.A. ha logrado disminuir la curva de declinación de las producciones evitando una reducción acentuada del nivel de reservas. En el primer semestre de 2014 la producción promedio fue de 195 m3/día de petróleo y 0.75 MMm3/día de gas.

Fuente: ROCH, producción corresponde al 100% del área

Durante el año 2012, se han efectuado intervenciones de pozos tendientes a poner en producción las reservas de Gas Probadas no Desarrolladas mediante una campaña de Workovers. Adicionalmente, en lo que respecta a instalaciones de producción, se procedió a la instalación de una planta de tratamiento de gas en el yacimiento Océano, una Planta de Tratamiento de Agua en el yacimiento Campo Molino y la puesta en marcha del pozo El Gancho x-1, cuya producción abastecerá el gas necesario para la generación eléctrica del yacimiento El Indio.

Durante el año 2013, se construyó un gasoducto de 9” de 6,5 km que permitió completar la vinculación del proyecto de Gas Plus de Cerro Norte Oeste con la Planta de Tratamiento de Cerro Norte. Este proyecto permitió incrementar el volumen de inyección de gas de la zona en un 20% y posibilitará el transporte y tratamiento del gas incremental proveniente de la campaña de perforación programada.

Adicionalmente, para completar las necesidades de procesamiento requerido por la campaña de perforación, se adquirió una nueva Planta de Tratamiento de Gas (LTS) para el yacimiento Cerro Norte, de una capacidad nominal de 1,600,000 m3/d de gas El montaje de esta planta sea realizará durante 2015.

También se continuaron las obras de readecuación de instalaciones de tratamiento y producción de gas, petróleo y agua, y se efectuó una nueva campaña de fracturas y reparaciones de pozos para compensar la declinación natural del yacimiento.

Por otra parte, durante el año 2014 ha sido aprobado el proyecto de Gas Plus de Cerro Norte (que concentra gran parte del desarrollo de reservas), el cual sumado a los dos proyectos existentes, permitirá continuar con la mejora de los precios de venta.

Durante el último trimestre del año 2014 se convino con la compañía Petrobras Argentina S.A., la cesión de un equipo de perforación con lo que se espera perforar tres pozos, lo que a su vez permitirá obtener mayor información y confirmar parte de las hipótesis de desarrollo planteadas.

Durante 2015 se estima iniciar la campaña de perforación planificada para el desarrollo de reservas y el cumplimiento de los compromisos de exploración. Se estima perforar entre nueve y quince pozos durante el año, continuando la campaña durante 2016, con la perforación de once o más pozos contingentes a los resultados obtenisds.

Provincia de Neuquén (Coirón Amargo Norte y Coirón Amargo Sur)[3]

El área Coirón Amargo se encuentra localizada en la provincia de Neuquén (Cuenca Neuquina) y comprende una superficie de 404,84 km2.

En el mes de diciembre de 2009, se suscribió un Farm Out con la firma Apco Oil and Gas Internacional (Sucursal Argentina). Dicho acuerdo establecía la obligación de dicha firma de perforar cuatro pozos exploratorios, a los efectos de adquirir el 45% de los derechos sobre dicha área. La participación actual de Roch S.A.en el área es del 10%, siendo el operador de la misma.

Por otra parte, en el mes de marzo de 2012 el gobierno de la Provincia de Neuquén aprobó la comercialidad y la concesión de explotación por 25 años del sector norte del área (denominado Coiron Amargo Norte). Mientras que la superficie remanente, denominada Coirón Amargo Sur, fue catalogada dentro de la figura legal de “Lote de Alto Riesgo Exploratorio”, y estará sujeta a tareas de exploración. De producirse un descubrimiento comercial de hidrocarburos, se habilitará el desarrollo y explotación del mismo por un plazo de 25 años, prorrogable por 10 años.

Las operaciones comenzaron en el año 2008 y la producción en el primer semestre de 2014 fue de 152 m3/día de petróleo y 0.06 MMm3/día de gas.

Fuente: ROCH, producción corresponde al 100% del área

A la fecha se ha invertido US$81.4 MM entre perforación de pozos, fracturas y construcción de instalaciones de producción..

Durante el año 2012, se han perforado tres pozos en el lote de explotación, en la formación Sierras Blancas, tendientes a continuar con el desarrollo del área. Es importante remarcar que los resultados obtenidos de la perforación del pozo CAN X-7 fueron excepcionalmente buenos, mejorando así considerablemente, las expectativas de producción de esta zona.

A diciembre 2013 se concluyó la perforación del pozo horizontal CAN_xr-2(h) con excelentes resultados, lo que permitió duplicar la producción del área. Este pozo fue perforado con una concepción geológia distinta a las utilizadas hasta el momento en la zona y sus resultados fueron sensiblementes mejores a los anteriormente perforados. En virtud de ello, en el año 2014 se perforaron dos pozos horizontales y se está perforando un tercero. Adicionalmente se está terminando de perforar el segundo pozo exploratorio a Vaca Muerta. Con estos dos pozos se completa el compromiso de inversión existente.

También se registraron 160 km2 de Sísmica 3D, se realizaron campañas de reparaciones de pozos y se construyeron una planta de tratamiento de crudo, una planta deshidratadora de gas y una terminal de almacenamiento y entrega. El total de las inversiones realizadas durante el año 2013 fue de aproximadamente US$ 28,5 millones.

Potencial no convencional

Esta áreas se encuentra en un excelente lugar dentro de la cuenca donde las formaciones No Convencionales, petróleo en Vaca Muerta y gas en Lajas/Punta Rosada, tienen importantísimos potenciales.

Los doce pozos existentes dentro del área Coirón Amargo han documentado la presencia de un espesor considerable (promedio 130 metros) de rocas correspondientes a la formación Vaca Muerta. Dicha formación se extiende por casi toda la Cuenca Neuquina y se considera la Roca Madre por excelencia de la misma.

Los pozos perforados por Roch S.A. y por los anteriores operadores del área encontraron la formación Vaca Muerta a una profundidad media de 3,000 metros de profundidad, con importante sobrepresión y contenido de sustancias organicas (TOC). Las manifestaciones de petróleo y gas durante la etapa de perforación fueron significativas.

Roch S.A. fue la segunda empresa argentina en completar la perforación, fracturación hidráulica masiva y puesta en producción de un pozo de estas características en el país y la primera empresa en fracturar exitosamente la base de la formación Vaca Muerta, denominada ‘la cocina’, cuyo contenido en hidrocarburos es el mayor de la columna. En virud de dichos trabajos, se han obtenido muestras de corona de casi 140 metros de extensión sobre las que se realizaron estudios de Geología, Geoquímica y Geomecánica que permitirán mejorar los futuros diseños de fracturas a realizar en este reservorio.

También se han realizado intervenciones en pozos para confirmar el modelo productivo del sistema de gas Lajas/Lotena/Punta Rosadacon buenos resultados en reservorios convencionales y se está planificando la perforación de un pozo profundo para confirmar la calidad en el area de los reservorios no convencionales de gas.

Provincia de Santa Cruz - Sur Rio Deseado Este[4]

El área Sur Río Deseado Este se encuentra localizada en la provincia de Santa Cruz (Cuenca del Golfo de San Jorge), en la zona conocida como Flanco Sudeste. El plazo de concesión de dichas áreas expira en el año 2021. Roch S.A. mantiene una participación del 54,1408% y es actualmente el operador de la misma.

El área abarca 305,96 km2 y fue subdividida por los coconcesionarios en dos sub-áreas. El área de explotación (superficie de 50 km2) que incluye tres yacimientos de petróleo viscoso hacia el este del área (Estación Tehuelches, La Frieda y La Frieda Oeste) y un pozo de gas testeado (PBa.x-1 Punta Bauza) hacia el este. El área remanente (255,96 km2), correspondiente al sector oeste del área, respecto de la cual los coconcesinarios cedieron una mayor participación a Apco Oil and Gas Internacional (Sucursal Argentina) equivalente al 88% de participación, la que luego fue cedida en un 50% a la firma Quintana E&P Argentina S.R.L a cambio de la realización de ciertas inversiones.

La Sociedad logró incrementar la producción en el área Sur Rio Deseado Este de 6 m3/día a 16 m3/día de petróleo. La producción del primer semestre del 2014 fue de 5 m3/día de petróleo.

Fuente: ROCH, producción corresponde al 100% del área

Se han perfordo varios pozos verticales y un pozo horizontal con la intención de mejorar la productividad que se encuentra limitada por la calidad del petróleo pesado.

Adicionalmente se efectuaron varios ensayos de inyecccion de agua sobrecalentada como piloto para el diseño de un proyecto de inyección de vapor que permita

CAJÓN DE LOS CABALLOS

AGUA

BOTADA

hacer económica su explotación

En el lote remanente, la compañía Quintana E&P Argentina S.R.L perforó durante 2014 dos pozos exploratorios a la formación Caleta Olivia, cuyos resultados aun están en evaluación.

Provincia de Mendoza - Llancanelo[5]

El área Llancanelo se encuentra localizada en la provincia de Mendoza (Cuenca Neuquina), en la zona conocida como Mendoza Sur. El plazo de concesión de dichas áreas expira en el año 2036.

En 1993, Alianza Petrolera Argentina S.A. obtuvo la concesión de explotación del área. En el año 2000, Alianza Petrolera Argentina S.A. cede una participación a YPF S.A., Roch S.A. y San Enrique Petrolera S.A.. El contrato de Farm Out suscripto con YPF S.A. incluía un compromiso de inversión de al menos U$S 7 millones en el área. YPF S.A. perforó dos pozos durante el año 2010 a los efectos de cumplir con dicho compromiso. Actualmente, la estructura de participación del área es la siguiente: YPF S.A. 51%, Alianza Petrolera Argentina S.A 29%, Roch S.A. 10% y San Enrique Petrolera S.A 10%. El área es operada por YPF S.A.

El área abarca 346,10 km2 y se considera el principal yacimiento de petróleo pesado (12º a 14,5º API) del país. Existe una limitación superficial de desarrollo como consecuencia de un area ambientalmente protegida adyacente a la laguna Llancanelo. Si bien la concesión petrolera se extiende en la superficie total del bloque, la superficie a la que se puede acceder abarca 95 km2. Esto obliga a una estrategia de desarrollo que involucran pozos desviados y horizonatales para maximizar la recuperación final del bloque.

Existe un plan de desarrollo integral del yacimiento, denominado Plada, que contempla la perforación de 104 pozos de una y dos ramas horizontales. Actualmente, se están evaluando nuevas prácticas innovadoras con el objeto de delinear la estrategia de desarrollo más eficiente para el área.

La producción del primer semestre de 2014 fue de 77 m3/día.

Durante el 2012, se perforaron 4 pozos (US$ 12 millones) tendientes a continuar con la evaluación del desarrollo del área mediante producción en frío a través de pozos horizontales de las dos formaciones más prospectivas, Verde y Oliva. Adicionalmente se han invertido US$ 2 millones para completar las instalaciones transitorias que permitirán acompañar el plan de perforación en el área.

Durante el 2013 se perforaron dos pozos de desarrollo con una inversión total de US$ 5,7 millones.

Durante el año 2014 se continuaron las perforaciones de desarrollo mediante la perforación de 4 pozos. Es importante destacar que en estas perforaciones, se cambió la metodologia de desarrollo planteada anteriormente mediante la perforación de pozos desviados (slant) que atraviesan simultáneamente las formaciones Verde y Oliva. Con ello se ha logrado mejorar sensiblemente la productividad por pozo perforado, permitiendo delinear mejor la estrategia de desarrollo global del campo.

Para el año 2015 se prevé efectuar estudios tendientes a definir una estrategia combinada de extracción en frio e inyección que puede llevar el porcentaje de recuperación del campo esperado del 5% en la metodología actual a porcentajes de entre 10% y 20% dependiendo de la efectividad el proceso empleado.

Provincia de Mendoza - Cajón de los Caballos.

El área de Cajón de los Caballos se encuentra localizada en la provincia de Mendoza (Cuenca Neuquina), sobre la porción identificada como Mendoza Sur. El plazo de concesión de dicha área expira en el año 2025. Esta área es operada por Roch S.A.quien posee una participación indirecta a través de San Enrique Petrolera SA.

La producción del primer semestre de 2014 fue de 82 m3/día de petróleo.

Fuente: ROCH, producción corresponde al 100% del área

Esta es un área extremadamente madura en la que Roch S.A.ha completado el desarrollo y mantenido la producción durante un lapso muy prolongado, debido fundamentalmente a la optimización de la producción, reparación y estimulaciones de pozos.

Desde el año 2013 se han definido una serie de nuevos reservorios potenciales dentro de la columna litológica que mejorarían la recuperación final del yacimiento. Actualmente se están haciendo intervenciones para evaluar las potencialidades de formaciones como el Grupo Neuquén, Precuyo superior, intrusivos y Vaca Muerta, que no fueron desarrollados en la etapa principal, dado que el mismo se enfocó sobre las formaciones Chachao (principal) y Precuyo inferior.

Provincia de Mendoza - Agua Botada

El área Agua Botada se encuentra localizada en la provincia de Mendoza (Cuenca Neuquina), en la zona conocida como Mendoza Sur, el área abarca 205,2 km2.

Durante el año 2014, Roch S.A. resultó adjudicatario de los derechos de exploración sobre el área, luego de participar en el concurso público correspondiente. En virtud de ello, suscribió un contrato de Unión Transitoria de Empresas con EMESA (Empresa Mendocina de Energía S.A.P.E.M) que regula las tareas de exploración, desarrollo y eventual explotación de hidrocarburos. La participación de Roch S.A. es del 88% y es el operador del área.

El permiso de exploración contempla un período de exploración de hasta seis años, prorrogable hasta tres años adicionales, y un período de explotación de 25 años a partir de la declaración de comercialidad, pudiendo prorrogarse, previa aprobación del Poder Ejecutivo Provincial, por un lapso de 10 años.

Ya se ha programado la intervención de un pozo antes de fin del año 2014, para evaluar la potencialidad de los distintos reservorio y formaciones presentes de modo de ajustar el plan de desarrollo.

Asimismo, la registración Sísmica 3D comprometida de 100 km2 aproximadamente, se encuentra en la etapa de programación para ser registrada a mediados del año 2015.

Equipo de Perforación.

Adicionalmente a las inversiones descriptas precedentemente, y con la firme determinación de desarrollar y aumentar la producción de sus yacimientos, la Sociedad está importando un equipo mecánico de perforación modelo ZJ40 construido por la firma Rongli Petroleum Machinery Co. Ltd. El equipo se ha adquirido con todos sus periféricos, herramientas y respuestos necesarios para su operación. El equipamiento ya ha sido embarcado y se estima su arribo a nuestro país antes de fin de año. A la fecha ya se ha pagado el 60% de su precio de compra.

Operador

La Sociedad comenzó su actividad en el año 1990, como operador de un consorcio conformado por San Enrique Petrolera S.A., D.P.G. S.A. y Cadipsa S.A. en el área Cajón de los Caballos en la Cuenca Neuquina. Desde entonces, Roch S.A. ha operado casi la totalidad de las áreas en las cuales posee participación.

Durante el período 2006 a 2013, Roch S.A. ejecutó como operador un total de US$ 248 millones en inversiones. A lo largo de los años ha llevado a cabo campañas de perforación, fracturas, workovers, instalación de planta turboexpander y planta compresoras, construcción de gasoductos y oleoductos, etc. La Sociedad cuenta con un equipo de ingeniería y geociencias con gran experiencia en la Argentina que junto a su historial de más de 20 años lo convierten en un operador respetado en el mercado. Adicionalmente ha contribuido con el desarrollo de software petrolero en conjunto con la firma Infoil.

Uniones Transitorias de Empresas

UTE “Coirón Amargo”

Con fecha 9 de noviembre de 2007, Hidrocarburos del Neuquén S.A. (“Hidenesa”), Madalena Ventures Inc. Sucursal Argentina y ROCH suscribieron un Contrato de UTE cuyo objeto es la exploración y/o eventual explotación del Área Coirón Amargo (Provincia de Neuquén). Con fecha 4 de diciembre de 2007, 12 de febrero de 2009, 11 de agosto de 2009, 29 de abril de 2010 y 6 de enero de 2012, las partes suscribieron ADENDAS a dicho contrato. Por medio de estas modificaciones, quedaron como miembros de la UTE la Sociedad, APCO Oil & Gas International Inc. Sucursal Argentina (“APCO”), Madalena Austral S.A. (“Madalena”) y Gas y Petróleo de Neuquén S.A. (“Gas y Petróleo”). La participación en la UTE es la siguiente: la Sociedad tiene 10%, Gas y Petróleo tiene 10%, Madalena tiene 35% y APCO tiene 45%. La denominación final de la UTE es “GAS Y PETRÓLEO DEL NEUQUÉN SOCIEDAD ANÓNIMA – MADALENA AUSTRAL SOCIEDAD ANÓNIMA – ROCH SOCIEDAD ANÓNIMA – APCO OIL & GAS INTERNATIONAL INC. (Sucursal Argentina) – UNIÓN TRANSITORIA DE EMPRESAS (ÁREA COIRÓN AMARGO)”. Gas y Petróleo de Neuquén S.A., una sociedad con participación estatal mayoritaria, es quien posee los derechos de exploración y explotación del yacimiento petrolero y se los aporta a la UTE para que las empresas que la componen realicen las tareas de exploración y explotación correspondiente, haciéndose además titulares de la propiedad sobre el hidrocarburo producido en el área. El operador de la UTE es ROCH.

En el año 2012, el Poder Ejecutivo Provincial (Decreto No 374/12) otorgó a pedido de los miembros de la UTE, una concesión de explotación por el plazo de 25 años sobre el sector norte del área (108,08 km2), mientras que los restantes 296 km2 están afectado al régimen de exploración de alto riesgo, previsto por la normativa local.

UTE “Sur Río Deseado Este”

El 30 de enero de 2002, la Sociedad se suscribió un Contrato UTE con San Enrique Petrolera S.A. (“SEPSA”), a los fines de reglamentar sus derechos como co-concesinarios del área, en la que mantenían una participación del 70% y 30% respectivamente. En el mes de marzo de 2007, la Sociedad cedió a favor de Secra S.A. el 4% de los derechos sobre el área. En el año 2010, la Sociedad cedió a APCO el 16,9417% de dichos derechos.

Finalmente en junio del año 2012 los socios confirmaron la cesión a APCO del 71,4% de los derechos y obligaciones sobre toda la superficie del área no comprendida en el lote de explotación. Siendo el 50% de dicho 71,4% luego cedida a la firma Quintana E&P Argentina SRL (“Quintana”). Las tenencias actuales de la UTE son: ROCH 54,14%, APCO 16,96%, SEPSA 24,9% y SECRA 4%..

La concesión de explotación (respecto de la cual la Sociedad es cotitular), vencerá el 27 de marzo de 2021 (es importante mencionar que se encuentra avanzado el potencial proceso de prorroga). El operador de la UTE es ROCH S.A.

UTE “SRDE II”

En virtud de la cesión realizada por APCO a Quintana el 44% de los derechos de exploración y explotación sobre le sector este del área, el 27 de diciembre de 2013, se suscribió un Acuerdo de UTE entre Roch S.A. , Quintana, APCO, SEPSA y SECRA S.A. (“SECRA”), denominada “Quintana E&P Argentina S.R.L. – APCO Oil & Gas International Inc. – Sucursal Argentina – Roch S.A. – San Enrique Petrolera S.A. – SECRA S.A. – SUR RÍO DESEADO ESTE II – UNIÓN TRANSITORIA DE EMPRESAS”. La participación en la UTE es la siguiente: APCO 44%, Quintana 44%, Roch S.A. 7,92%, SEPSA 3,6% y SECRA 0.48%.

Al ser este sector parte de la concesión de explotación del área Sur de Rio Deseado Este, la concesión de explotación también vencerá el 27 de marzo de 2021. El operador es Quintana.

UTE “Agua Botada”

Durante el mes de agosto 2014, la Empresa Mendocina de Energía S.A. (“EMESA”) con participación estatal mayoritaria y la Sociedad celebraron un contrato de UTE, cuya denominación es “EMESA – Roch S.A. – Área: Agua Botada UTE”, con el objeto de llevar a cabo la exploración y eventual desarrollo y explotación del área de Agua Botada. El plazo de duración de la UTE será el necesario para llevar a cabo las tareas, actividades y prestaciones previstas para la consecución del objeto del contrato, conforme a los plazos máximos aplicables.

Las partes designaron como operador del área a Roch S.A. y la participación es la siguiente: EMESA 12% y ROCH 88%.

UTE “Llancanelo”

La Sociedad suscribió un Acuerdo de UTE respecto de los derechos de concesión que posee sobre el área Llancanelo (Provincia de Mendoza) con Alianza Petrolera Argentina S.A. (“Alianza”), YPF S.A. y San Enrique Petrolera S.A. La Sociedad es cotitular de la concesión de la explotación sobre esta área, dividiéndose las participaciones de la siguiente forma: Alianza 29%, YPF 51%, ROCH 10% y SEPSA 10%.

La concesión de explotación vence el 28 de mayo de 2036, y es operada por YPF.

UTE “Santa Cruz Sur”

La UTE regula la relación da la Sociedad y de Glacco Compañía Petrolera S.A. (“Glacco”) como co-concesionarios sobre las áreas Chorrillos, Palermo Aike, Campo Bremen, Moy Aike y Océano. La Sociedad tiene una participación del 30% y Glacco del 70% (esto es, participan en la misma proporción que tienen derechos respecto del contrato de concesión).

Roch S.A. es el representante legal UTE y operador del área. Las concesiones vencen durante el año 2026.

UTE “Cajón de los Caballos”

Con fecha 23 de julio de 1992, se suscribió un contrato de UTE entre Cadipsa S.A. (“Cadipsa”), SEPSA y Desarrollos Petroleros y Ganaderos S.A. (“DPG”), cuyo objeto es la explotación, exploración complementaria y desarrollo de hidrocarburos en el área de Cajón de los Caballos (Provincia de Mendoza). Con fecha 5 de enero de 1998, Cadipsa celebró con Vintage Oil Argentina Inc. Sucursal Argentina (“Vintage”) un contrato de transferencia de fondo de comercio, en virtud del cual se realizó el 7 de julio de 2003 una ADENDA al contrato de UTE generando dos consecuencias: por un lado, Vintage pasa a ser miembro de la UTE (en reemplazo de Cadipsa); por otro lado, la denominación definitiva de la UTE es “SAN ENRIQUE PETROLERA S.A. – DPG S.A. – VINTAGE OIL ARGENTINA INC. SUCURSAL ARGENTINA – UNIÓN TRANSITORIA DE EMPRESAS”. La participación es la siguiente: Vintage 25%, SEPSA 37,5% y DPG 37,5%. Roch S.A. no es miembro de la UTE pero es su representante y el operador del área.

En el mes de enero 2014, San Enrique, DPG y Sinopec Argentina Exploration and Production Inc. Sucursal Argentina (antes denominada Vintage) modificaron su denominación para reflejar este cambio de denominación.

La concesión de explotación vence el 6 de septiembre de 2025.

UTE “Lago Cardiel”

Con fecha 6 de febrero de 1992 y como resultado del Concurso Público N° 2/91, se suscribió un contrato de UTE entre Fomento Minero de Santa Cruz Sociedad del Estado (“FOMICRUZ”), Glacco y Petromel S.A. parala exploración con derecho a opción de explotación de las Áreas La Carmen y La Tehuelche, ubicadas en el Departamento Corpren Aike y Guer Aike respectivamente, en la Provincia de Santa Cruz. En virtud de la ADENDA de fecha 6 de octubre de 2011, que se incorporó formalmente a la Sociedad y Glacco a la UTE, poseyendo Glacco 67,20% y Roch S.A. el 28,80% sobre la UTE, y el 4% restante se mantuvo bajo la titularidad de FOMICRUZ. La denominación de la UTE es “Lago Cardiel Unión Transitoria de Empresas”.

La vigencia de los derechos sobre la dichas áreas vencerá el 16 de enero de 2016. El operador es ROCH.

UTE “Río Cullen, Las Violetas y La Angostura”

Con fecha 23 de febrero de 2005, se suscribió el contrato de UTE entre la Sociedad, SEPSA, DPG, Dispet S.A. (ahora escindida y fusionada en Roch S.A., DPG y SEPSA), Río Cullen-Las Violetas S.A. (luego escindida y fusionada en Roch S.A., Apco Austral S.A. y Antrim Argentina S.A), Netherfield Corporation – Sucursal Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur (que transfirió su fondo de comerio a Antrim Argentina S.A.), a los fines de regular la realización de las tareas de exploración, desarrollo y explotación de las reservas de petróleo en el área de Río Cullen, Las Violetas y La Angostura (Provincia de Tierra del Fuego). La denominación de la UTE es “Río Cullen – Las Violetas S.A. – Netherfield Corporation, Sucursal Tierra del Fuego – Roch S.A. – San Enrique Petrolera S.A.- Desarrollos Ganaderos y Petroleros S.A. – Dispet S.A. – Río Cullen/Las Violetas/La Angostura – Unión Transitoria de Empresas”. En el año 2004, Roch S.A. había cedido el 4% de su participación de Secra S.A.

La participación según este contrato es: la Sociedad, 20,2861%; Apco Austral S.A., 25,7796%; Antrim Argentina S.A.: 25,7804%; SEPSA, 12,6154%; DPG, 11,538; SECRA S.A.: 4%.

La vigencia de los derechos sobre dichas áreas vencerá en el año 2026. El operador es ROCH.

Participaciones en sociedades

En 18 de septiembre de 2009, la Sociedad adquirió 38.141 acciones de Glacco Compañía Petrolera S.A., actualmente representativos del 1,88% del paquete accionario.

El 16 de diciembre de 2011, junto con la firma Mercuria Energy Asset Management BV, se procedió a la adquisición del paquete accionario de San Enrique Petrolera S.A. quedando estructuradas las participaciones de la siguiente manera: ROCH: 10%; y Mercuria Energy Asset Management B.V.: 90%. La adquisición de San Enrique Petrolera S.A. fue con el objetivo de acrecentar la participación de ROCH S.A. en las áreas Río Cullen, Las Violetas, Angostura en la Provincia de Tierra del Fuego, Llancanelo en la provincia de Mendoza, Sur Río Deseado Este en la Provincia de Santa Cruz y adquirir participación en el área Cajón de los Caballos, un área en la provincia de Mendoza operada por la Sociedad desde el año 1990.

Acuerdos comerciales de la Sociedad

Acuerdos para la venta de petróleo y gas

Acuerdo UTE Río Cullen Las Violetas y otros UTE y ROCH con la Secretaría de Energía: Este acuerdo fue celebrado con la Secretaría de Energía (“SE”) a los efectos de reestructurar el precio del gas natural para resolver las necesidades de abastecimiento de butano del mercado interno, en particular, para usuarios de bajos recursos. Asimismo, ROCH se encuentra obligada a realizar un aporte a un fondo fiduciario creado por la Ley 26.020 cuyo objeto es atender el consumo residencial de gas licuado de petróleo. Dicho aporte propenderá a que los precios de las garrafas de gas licuado de petróleo de 10, 12 y 15 kgs. se oferten a un precio diferencial menores a los precios de mercado para consumidores residenciales de bajos recursos.

Acuerdo UTE Río Cullen Las Violetas y otros UTE y ROCH con la Secretaría de Energía: Este acuerdo fue celebrado con la SE a los efectos de comprometerse a abastecer de garrafas de 10, 12 y 15 kgs. de gas licuado de petróleo propano a un precio diferencial menor a los precios de mercado para consumidores residenciales de bajos recursos en la Región Patagónica y determinadas zonas de la Provincia de Mendoza. Asimismo, ROCH se encuentra obligada en virtud de este acuerdo a vender una parte de su producción total del gas licuado de petróleo propano a ciertas empresas fraccionadoras adheridas al acuerdo para garantizar que no se altere el precio final de las garrafas en cuestión, disponiendo de la producción remanente para comercializarlo a precio de mercado

Programa Gas Plus

La Resolución N° 24 de la SE de fecha 6 de marzo de 2008 creó un programa denominado “Gas Plus” mediante el cual se generó un esquema de incentivos a la incorporación de nueva producción de gas natural. La condición distintiva del programa es garantizar la libre comercialización del gas natural, conforme la categorización de la SE. Diversas UTEs, en las que ROCH es miembro, han obtenido la aprobación de sus proyectos por parte de la SE:

Proyecto “Los Flamencos”: desarollado por la UTE “Río Cullen, Las Violetas y La Angostura”, bajo la concesión de explotación del área de Las Violetas (aprobado por la Resolución SE N° 1165/2011) en la Provincia de Tierra del Fuego. En la órbita de este proyecto, se firmaron acuerdos de suministro de gas natural con grandes empresas comerciales: Interpack S.A., Ingredion Argentina S.A., Noble Argentina S.A., Molinos Río de la Plata S.A. y Cerámica Fanelli S.A.
Proyecto “Cerro Norte Oeste”: desarrollado por la UTE “Glacco ROCH”, bajo la concesión de explotación del área de los Chorrillos (aprobado por la Resolución SE N° 814/2010) en la Provincia de Santa Cruz. En la órbita de este proyecto, se firmaron acuerdos de suministro de gas natural con grandes empresas comerciales: NIDERA S.A., Celulosa Argentina S.A. y FRANGOVIGH S.A.
Proyecto “Nortero Noreste”: desarrollado por la UTE “Glacco ROCH”, bajo la concesión de explotación del área Campo Bremen (aprobado por la Resolución SE N° 1082/2010) en la Provincia de Santa Cruz. En la órbita de este proyecto, se firmaron acuerdos de suministro de gas natural con grandes empresas comerciales: Profertil S.A.

Venta de gas natural anticipada

La Sociedad, durante el año 2014, realizó venta de gas natural a futuro. Los acuerdos comerciales se caracterizan por el pago adelantado del precio de la venta del gas natural por parte del comprador contra la puesta a disposición por parte de la Sociedad del gas natural durante un período de tiempo en el futuro con la posibilidad, a criterio del comprador, de hacer efectivo el retiro del gas natural (modalidad Take or Pay). Adicionalmente, se ha acordado el reconocimiento del 50% de la diferencia de cambio que se genere entre la realización del pago adelantado y la puesta a disposición del gas.

Seguros

Las operaciones de la Sociedad están sujetas a riesgos diversos. La Sociedad contrata seguros para cubrir algunos de estos riesgos, incluidos riesgos relacionados con los activos involucrados en las operaciones de explotación de hidrocarburos y generación de energía, responsabilidad de terceros, vehículos, edificios y otras actividades.

La Sociedad considera que mantiene seguros adecuados para sus operaciones en forma congruente con la práctica de las actividades en las que está involucrada. Según requiere la normativa vigente, los seguros se contratan con compañías aseguradoras argentinas que reaseguran sus riesgos total o parcialmente fuera del país. Las pólizas de seguro de la Sociedad en su gran mayoría son de carácter anual con inicio en diferentes épocas del año. Las franquicias conforme a las pólizas de seguro actuales de la Emisora son variables según el tipo y el monto de la cobertura.

Clientes

Dentro de la industria petrolera se identifican los siguientes subsectores: upstream, midstream y downstream. Roch posee participación tanto en la producción como en la comercialización del petróleo y gas de los yacimientos en los cuales opera por lo que su cartera de clientes se divide conforme sus dos principales líneas de negocio, y pertenecen al sector de midstream o downstream.

Petróleo

La producción neta a ROCH asciende a aproximadamente 3.369 m3 (promedio enero a julio) mensuales de petróleo crudo que son comercializados a través de diferentes canales conforme a la ubicación de los yacimientos de los cuales procede dicha producción.

Tanto en el caso de Tierra del Fuego como en el de Santa Cruz (que representan el 80% de la producción total) el crudo producido es comercializado habitualmente a través de buques tanques que arriban a las terminales de Punta Loyola (Santa Cruz) y Cruz del Sur (Tierra del Fuego). En el caso de Tierra del Fuego, Oil Combustibles, empresa de capitales nacionales que participa activamente en el proceso de downstream a través de su refinería ubicada en la localidad de San Lorenzo, Provincia de Santa Fe, es el principal cliente. La producción de Santa Cruz es vendida tanto a Oil Combustibles como a Axion .

El yacimiento de Coirón Amargo (13% de la producción total) produce petróleo crudo cuya comercialización es realizada a través de oleoductos principalmente a YPF S.A. y a través de camiones a refinerías locales de menor tamaño.

El yacimiento de Llancanelo (que representa el 4% de la producción total de la Sociedad) produce petróleo crudo cuya comercialización es realizada a través de oleoductos y es adquirida por YPF para su refinería ubicada en la localidad de Luján de Cuyo, Provincia de Mendoza.

Gas

En este segmento de negocio ROCH participa con la venta de 334 Mm3/d de gas cuyo origen proviene de los yacimientos ubicados en la provincia de Santa Cruz (56%), Tierra del Fuego (44%) y Coirón Amargo (menos del 1%).

De acuerdo a la legislación vigente, se entregan volúmenes de gas a distintos segmentos del mercado:

Segmento Industrial y Gas Plus (65%) a través de la entrega a comercializadores diversos que actúan como intermediarios en el mercado gasífero, siendo nuestro principal cliente Rafael G. Albanesi S.A., quién a su vez es la comercializadora mas importante del país con el 25% del mercado.
Segmento de consumo residencial (32%) a través de la entrega a Distribuidoras de Gas Natural como Metrogas, Camuzzi Gas del Sur y Camuzzi Gas Pampeana.
Segmento de Generación (2%) a través de la Dirección Provincial de Energía de Tierra del Fuego.
Segmento GNC (1%).

El mix de venta se ha ido modificado en los últimos años, con la incorporación de nuevos proyectos de Gas Plus la compañía ha logrado incrementar las ventas en este segmento de precios mayores en comparación a los otros segmentos.

Como se puede observar en el siguiente gráfico, existe una marcada estacionalidad en la venta de gas, donde el consumo residencial aumenta durante los meses de invierno.

Competidores

Tanto el petróleo como el gas y sus derivados son insumos claves para el desarrollo de otras industrias. Como consecuencia del crecimiento económico y poblacional de los últimos años, la demanda de petróleo y gas ha crecido continuamente, superando en el caso del gas a la oferta disponible. Respecto de los crudos livianos, se han registrado faltantes, que motivaron que en el mes de agosto se realizase una importación de un barco. Esta situación ha ejercido una presión sobre la demanda de petróleo liviano y gas natural que praticamente ha anulado la competencia entre productores. Los siguientes gráficos muestran la evolución de la oferta y la demanda de petróleo y gas desde el año 2003:

Fuente: Secretaría de Energía y Enargas.

Existen aproximadamente 54 productores de petróleo y 47 productores de gas en Argentina. Más del 55% de la producción de petróleo está concentrada en dos operadores (YPF S.A. y Pan American Energy (Sucursal Argentina) LLC). El resto se divide entre operadores de distinto tamaño.

La producción total de gas en Argentina es de aproximadamente 113 MMm3/d. Total Austral S.A. e YPF S.A. son los productores líderes en el sector y en conjunto representan más del 55% del volumen producido,seguidos por American Energy (Sucursal Argentina) LLC y Petrobras Argentina S.A. que concentran un 19% de la producción y el resto se divide entre operadores de distinto tamaño..

Financiamiento y garantías otorgadas

Con fecha 25 de junio de 2014 el Banco de la Ciudad de Buenos Aires otorgó un préstamo a la Sociedad por $29 millones en el cual se pactó una tasa de interés variable que se calcula en base a la siguiente fórmula: promedio tasa BADLAR bancos privados de los últimos 20 días hábiles publicados más 100 puntos básivos. El préstamo prevee un plazo de amortización de cuarenta y ocho meses con diez meses de gracia, es decir, en 38 cuotas mensuales y consecutivas, venciendo la primera de ellas en julio de 2015. El desembolso de las sumas fue pactado en dos trámos: i) el primer tramo por la suma de $ 100.000 desembolsados el 30 de junio de 2014; y ii) el segundo tramo, por una suma de $ 28,9 millones, desembolsado el 26 de agosto de 2014 . En el contrato se pactó que las sumas tomadas deben ser utilizadas a los efectos de la compra de un equipo perforador marca Truck Monted Drilling ZJ-40 (el “Equipo”). Adicionalmente, en la misma fecha, la Sociedad celebró con el Banco de la Ciudad de Buenos Aires un acuerdo para el otorgamiento de una línea contingente por hasta U$S1 millón, la cual no ha sido utilizada. En garantía del préstamo y la línea contingente, ROCH constituyó los siguientes gravámenes: i) una hipoteca de primer grado por $ 20 millones sobre la unidad funcional Nº 257, ubicada en el piso 21 (oficina) y las unidades funcionales Nº 18, 19, 20, 21, 22, 31, 32 y 33 (cocheras) ubicadas en el 3º subsuelo del inmueble sito en Av. Eduardo Madero 1014 y 1020, Ciudad Autónoma de Buenos Aires; ii) un seguro de caución hasta tanto ROCH constituya una prenda sobre el Equipo perforadora a comprarse con los fondos provenientes de este préstamo; y iii) una prenda en primer grado de privilegio sobre el Equipo por la suma de $ 29 millones. A la fecha del presente, se encuentra pendiente de pago la totalidad del préstamo.

Marco regulatorio de LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO Y GAS EN ARGENTINA

A continuación se efectúa un resumen de ciertos aspectos relacionados con la regulación de la industria del petróleo y del gas en Argentina. Este resumen no pretende ser considerado como un análisis exhaustivo de todas las leyes y normas aplicables a dicha industria en la Argentina ni un análisis completo ni una enumeración de la totalidad de las cuestiones que puedan resultar de interés para un tenedor de Obligaciones Negociables. Este resumen se realiza a título informativo, se basa en las leyes y reglamentaciones vigentes en la Argentina a la fecha del presente Prospecto y se encuentra sujeto a cualquier modificación posterior de dichas leyes y reglamentaciones que pueda entrar en vigencia con posterioridad a la fecha de este Prospecto. No puede garantizarse que los tribunales y autoridades gubernamentales responsables de la aplicación de dichas leyes y reglamentaciones estarán de acuerdo con la interpretación de las mismas que se efectúa en el siguiente resumen o que no habrá cambios en dichas leyes y reglamentaciones o en la interpretación de las mismas por parte de tales tribunales y autoridades gubernamentales. Se aconseja a los potenciales inversores consultar a sus asesores legales para obtener un análisis más detallado al respecto.

PANORAMA GENERAL

La industria del petróleo y del gas en la Argentina ha estado y actualmente se encuentra sujeta a determinadas políticas y reglamentaciones que han dado lugar a precios internos regulados más bajos que los precios prevalecientes en el mercado internacional, regulaciones a la exportación, requerimientos de abastecimiento al mercado local que requieren redireccionar los suministros de la Sociedad a los mercados industriales o de exportación para aplicarlos a satisfacer la demanda de los consumidores locales, y derechos aduaneros sobre la exportación incrementales sobre los volúmenes de hidrocarburos que se permite exportar. El Gobierno implementó estas regulaciones de precios y exportaciones y políticas impositivas en un esfuerzo por satisfacer la creciente demanda del mercado local.

La industria de los hidrocarburos en la Argentina se encuentra regulada, a nivel federal, por la Ley Nº 17.319 (la “Ley de Hidrocarburos”), la cual fue dictada en el año 1967 y modificada por la Ley Nº 26.197 en 2007, la cual complementó la estructura legal para la exploración y producción de hidrocarburos, por la Ley Nº 24.076 ( la “Ley de Gas Natural”), dictada en 1992, la cual estableció la base para la desregulación de las industrias de transporte y distribución de gas natural, y por la Ley Nº 27.007 de 2014. El Poder Ejecutivo emite reglamentaciones para complementar estas leyes.

La Ley de Hidrocarburos limita a cinco el número de concesiones que pueden ser otorgadas a una entidad cualquiera y también limita el área total de permisos de exploración que puede ser otorgada a una sola entidad. En octubre de 2004, el Congreso Argentino dictó la Ley Nº 25.943 creando una nueva compañía energética de propiedad estatal, Energía Argentina S.A., denominada como “ENARSA”. El objeto social de ENARSA es la exploración y explotación de hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos, el transporte, el almacenamiento, la distribución, comercialización e industrialización de esos productos, así como también el transporte y la distribución de gas natural y la generación, transporte, distribución y venta de electricidad. Además, la Ley Nº 25.943 otorgó a ENARSA todas las concesiones de exploración con respecto a las áreas offshore ubicadas más allá de 12 millas náuticas desde la línea costera hasta el límite exterior de la plataforma continental que estaban vacantes al momento de entrada en vigencia de esta ley, es decir, el 3 de noviembre de 2004.

Además, en octubre de 2006, la Ley Nº 26.154 creó un régimen de incentivos impositivos dirigidos a alentar la exploración de hidrocarburos y que se aplica a los nuevos permisos de exploración otorgados con respecto a las zonas offshore otorgadas a ENARSA y aquellas sobre las cuales no se han otorgado derechos a terceros en virtud de la Ley de Hidrocarburos, siempre que las provincias en las cuales estuvieron ubicados los reservorios de hidrocarburos adhieran a ese régimen. Asociarse con ENARSA es una condición previa para gozar de los beneficios que brinda el régimen creado por la Ley Nº 26.154. Los beneficios incluyen: el reintegro anticipado del impuesto al valor agregado por las inversiones hechas y los gastos incurridos durante el período de exploración y por las inversiones hechas dentro del período de producción, la amortización acelerada de las inversiones hechas en período de exploración y el reconocimiento acelerado de los gastos en conexión con la producción a lo largo de un período de tres años en vez de a lo largo de la duración de la producción, y exenciones al pago de derechos de importación por activos de capital no fabricados dentro de la Argentina.

La propiedad de los yacimientos de hidrocarburos fue transferida a las provincias a través del dictado de las siguientes disposiciones legales que efectivamente modificaron la Ley de Hidrocarburos:

En 1992, la Ley N° 24.145 (la “Ley de Privatización de YPF”), aprobó la transferencia del derecho de dominio sobre las reservas de hidrocarburos a las provincias en que aquellas están ubicadas. Sin embargo, esta ley establecía que la transferencia estaba condicionada al dictado de una ley que modificara la Ley de Hidrocarburos para contemplar la privatización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad del Estado.
En octubre de 1994, se reformó la Constitución de la Nación Argentina, en virtud de lo cual el Artículo 124 otorgó a las provincias el control primario de los recursos naturales ubicados dentro de sus territorios.
En agosto de 2003 el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 546/03 transfirió a las provincias el derecho de otorgar permisos de exploración y concesiones de explotación de hidrocarburos en determinadas ubicaciones designadas como “áreas de transferencia”, así como también en otras áreas designadas por las autoridades provinciales competentes.
En enero de 2007 la Ley Nº 26.197 reconoció el derecho de propiedad de las provincias sobre los yacimientos de hidrocarburos de acuerdo con el Artículo 124 de la Constitución de la Nación Argentina (incluyendo yacimientos respecto de los cuales se habían otorgado concesiones con anterioridad a 1994) y le otorgó a las provincias el derecho de administrar esos reservorios.

Marcos regulatorios provinciales

Sin perjuicio de la transferencia del dominio originario de los yacimientos mencionada, y la consecuente facultad de otorgar permisos y concesiones sobre éstos, y de controlar los permisos y concesiones en cuestión, algunas provincias han emitido sus propios marcos regulatorios del sector hidrocarburífero, aplicable a las actividades de dicho sector que tienen lugar dentro de sus respectivas jurisdicciones, tal el caso de la exploración y explotación de yacimientos. Conforme con cierta jurisprudencia de la Corte Suprema de Justicia de la Nación, en la medida en que dichos marcos regulatorios se aparten de o contradigan a las normas federales sobre hidrocarburos (por ejemplo, al prever una base de cálculo de regalías diferente a la regulada a nivel nacional o prever causales de caducidad de concesiones diferentes a las establecidas en las normas federales), y no sean simples reglamentaciones locales tendientes a aplicar en el ámbito provincial las facultades transferidas por el Estado Nacional, aquellos deberían ser declarados inconstitucionales.

Es posible que las autoridades de las provincias en las cuales la Emisora realiza actividades, pretendan aplicarle a ésta disposiciones locales reguladoras del mercado de los hidrocarburos, sobre temas ya regulados por normas federales o cuya regulación incumbe exclusivamente a las autoridades nacionales; en este caso, si dichas disposiciones locales fueran contrarias a las disposiciones federales, o efectivamente hayan regulado cuestiones reservadas exclusivamente a las autoridades nacionales, y su aplicación causara un perjuicio a la Emisora, ésta podría iniciar acciones a los efectos de obtener la inaplicabilidad de dichas normas locales y que se declare su inconstitucionalidad.

La Emisora realiza actividades de exploración y explotación en yacimientos ubicados en Neuquén y Mendoza, en virtud de concesiones de explotación propias así como de acuerdos con otras empresas titulares de concesiones de explotación o permisos de exploración. Dichas provincias tienen sus propios marcos regulatorios de la industria hidrocarburífera.

En el caso de Neuquén, por medio de la Ley N° 2453 (reglamentada por el Decreto N° 3124/04) se reguló la industria hidrocarburífera dentro del territorio de esa provincia. Dicha ley contiene disposiciones que, en líneas generales, sigue los lineamientos de las normas federales sobre hidrocarburos; sin perjuicio de ello, contiene disposiciones que, analizadas en abstracto, podrían ser consideradas contrarias al marco regulatorio federal de los hidrocarburos.

Existen precedentes jurisprudenciales en los que se declaró la inconstitucionalidad de algunas disposiciones de esa ley (Corte Suprema de Justicia de la Nación, “Chevron San Jorge S.R.L. c/Neuquén, Provincia del s/acción declarativa de inconstitucionalidad”, 1 de noviembre de 2011, fallo en el cual se declaró la inconstitucionalidad de una disposición de la ley que impedía deducir, a los efectos del cálculo de la base sobre la cual se pagarán las regalías correspondientes a hidrocarburos gaseosos, el volumen de gas utilizado para generación eléctrica en el yacimiento, lo cual es permitido por las normas federales).

La adecuación de las disposiciones provinciales, a las normas federales que regulan el mercado hidrocarburífero, deberá analizarse en cada caso en concreto, con el fin de determinar si aquellas son constitucionales o no. Asimismo, para declarar la inconstitucionalidad, es necesario que la norma cause un daño a quien solicita tal declaración. Hasta el momento, la Emisora no ha cuestionado la constitucionalidad de ninguna disposición de esa ley ni de otra norma reglamentaria o complementaria, dictada por la Provincia de Neuquén.

Asimismo, por medio del Decreto N° 1447/12 (modificatorio del Decreto N° 1703/10) la provincia de Neuquén modificó el artículo 10 del Decreto N° 3124/04 y reguló el procedimiento y los requisitos para el encuadramiento de lotes “bajo evaluación” a fin de evaluar la comercialidad de yacimientos de hidrocarburos, sean éstos convencionales o no convencionales.

La provincia de Mendoza también cuenta con una ley de hidrocarburos propia de características similares a la de la provincia de Neuquén.

LA LEY N° 26.741

El 3 de mayo de 2012, la Ley N° 26.741 (“Ley de Expropiación”) fue aprobada por el Congreso argentino y el 7 de mayo, se publicó en el Boletín Oficial de la República de Argentina. La mencionada ley declaró de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y regiones.

El artículo 3 de la Ley de Expropiación establece que los principios de la política de hidrocarburos de la República de Argentina son los siguientes:

a) La promoción del empleo de los hidrocarburos y sus derivados como factor de desarrollo e incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y de las provincias y regiones;

b) La conversión de los recursos hidrocarburíferos en reservas comprobadas y su explotación y la restitución de reservas;

c) La integración del capital público y privado, nacional e internacional, en alianzas estratégicas dirigidas a la exploración y explotación de hidrocarburos convencionales y no convencionales;

d) La maximización de las inversiones y de los recursos empleados para el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos en el corto, mediano y largo plazo;

e) La incorporación de nuevas tecnologías y modalidades de gestión que contribuyan al mejoramiento de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos y la promoción del desarrollo tecnológico en la República Argentina con ese objeto;

f) La promoción de la industrialización y la comercialización de los hidrocarburos con alto valor agregado;

g) La protección de los intereses de los consumidores relacionados con el precio, calidad y disponibilidad de los derivados de hidrocarburos;

h) La obtención de saldos de hidrocarburos exportables para el mejoramiento de la balanza de pagos, garantizando la explotación racional de los recursos y la sustentabilidad de su explotación para el aprovechamiento de las generaciones futuras.

De acuerdo al artículo 2 de la Ley de Expropiación, el Poder Ejecutivo Nacional, en su calidad de autoridad a cargo de la fijación de la política en la materia, arbitrará las medidas conducentes al cumplimiento de los fines de dicha ley con el concurso de los Estados provinciales y del capital público y privado, nacional e internacional.

Creación del Consejo Federal de Hidrocarburos

El artículo 4 de la Ley N°26.741 crea el Consejo Federal de Hidrocarburos, el que se integrará con la participación de a) el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, el Ministerio de Trabajo, Empleo y Seguridad Social y el Ministerio de Industria, a través de sus respectivos titulares y b) las provincias y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, a través de los representantes que cada una de ellas designen. De acuerdo al artículo 5, son funciones del Consejo Federal de Hidrocarburos las siguientes: a) promover la actuación coordinada del Estado nacional y los Estados provinciales, a fin de garantizar el cumplimiento de los objetivos de la presente; y b) expedirse sobre toda otra cuestión vinculada al cumplimiento de los objetivos de la presente ley y a la fijación de la política hidrocarburífera de la República Argentina, que el Poder Ejecutivo Nacional someta a su consideración.

Expropiación de las acciones de YPF Sociedad Anónima de propiedad de Repsol YPF

Con el propósito de garantizar el cumplimiento de sus objetivos, la Ley de Expropiación declaró de utilidad pública y sujeto a expropiación el cincuenta y un por ciento (51%) del patrimonio de YPF S.A. representado por igual porcentaje de las acciones Clase D de dicha empresa, pertenecientes a Repsol YPF S.A., sus controlantes o controladas, en forma directa o indirecta. Las acciones sujetas a expropiación, las cuales fueron declaradas de utilidad pública, serán distribuidas del siguiente modo: el cincuenta y un por ciento (51%) pertenecerá al Estado nacional y el cuarenta y nueve por ciento (49%) restante se distribuirá entre las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos. Asimismo, la Ley de Expropiación establece la expropiación del cincuenta y un por ciento (51%) del patrimonio de Repsol YPF GAS S.A. representado por el sesenta por ciento (60%) de las acciones Clase A de dicha empresa, pertenecientes a Repsol Butano S.A., sus controlantes o controladas.

Tras intensas negociaciones, en el mes de febrero de 2014 la Argentina y Repsol llegaron a un acuerdo en virtud del cual Argentina pagará a Repsol la suma de US$ 5.000 millones. A efectos de la cancelación de dicho monto la Argentina entregará bonos públicos argentinos por un valor nominal de US$ 5.000 millones (ampliables hasta un monto adicional de US$ 1.000 millones). Dicho acuerdo fue aprobado por el Congreso Argentino con fecha 23 de abril de 2014, mediante la Ley N° 26.932 y consecuentemente Repsol ya ha recibido los bonos acordados.

A la fecha de emisión de este documento la transferencia de las acciones entre el Estado Nacional y las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos se encuentra pendiente. De acuerdo al artículo 8 de la Ley de Expropiación, la distribución de las acciones entre las provincias deberá realizarse en forma equitativa, teniendo asimismo en cuenta para tal fin los niveles de producción de hidrocarburos y de reservas comprobadas de cada una de ellas.

Derechos de los nuevos accionistas

A efectos de garantizar el cumplimiento de sus objetivos, la Ley de Expropiación establece que el Poder Ejecutivo Nacional, por sí o a través del organismo que designe, ejercerá los derechos políticos sobre la totalidad de las acciones sujetas a expropiación hasta tanto se perfeccione la cesión de los derechos políticos y económicos a las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos. La cesión de los derechos políticos y económicos de las acciones sujetas a expropiación, que efectúe el Estado nacional a favor de los Estados provinciales integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos, contemplará el ejercicio de los derechos accionarios correspondientes a ellas en forma unificada por el plazo mínimo de cincuenta (50) años a través de un pacto de sindicación de acciones.

Cualquier transferencia posterior de las acciones sujetas a expropiación se encuentra prohibida sin la autorización del Congreso de la Nación con el voto de las dos terceras partes de sus miembros.

DECRETO N° 1277/12

Con fecha 27 de julio de 2012 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto N° 1277/2012 (el “Decreto”), reglamentario de la Ley de Expropiación, constituyendo las disposiciones allí establecidas, el “Reglamento del Régimen de Soberanía Hidrocarburífera de la República Argentina”. Entre otros, el decreto mencionado establece: la creación de un Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas; la creación de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (la “Comisión”) quien elaborará anualmente, en el marco de la Política Hidrocarburífera Nacional, el Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas; el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas en el cual deberán inscribirse los sujetos que realicen actividades de exploración, explotación, refinación, transporte y comercialización de hidrocarburos y combustibles; y la obligación de los sujetos inscriptos de presentar antes del 30 de septiembre de cada año su Plan Anual de Inversiones, incluyendo un detalle de sus metas cuantitativas en materia de exploración, explotación, refinación y/o comercialización y transporte de hidrocarburos y combustibles, según corresponda; dicho Plan Anual de Inversiones debe ser aprobado por la Comisión.

La Comisión adoptará las medidas de promoción, fomento y coordinación que estime necesarias para el desarrollo de nuevas refinerías en el Territorio Nacional, que permitan garantizar el crecimiento de la capacidad de procesamiento local de acuerdo a las metas y exigencias del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas; en materia de precios, y según lo dispone el Decreto, a los fines de asegurar precios comerciales razonables, la Comisión establecerá los criterios que regirán las operaciones en el mercado interno. Asimismo, publicará precios de referencia de cada uno de los componentes de los costos y precios de referencia de venta de hidrocarburos y combustibles, los cuales deberán permitir cubrir los costos de producción atribuibles a la actividad y la obtención de un margen de ganancia razonable. El incumplimiento de las disposiciones del Decreto y normas complementarias podrá dar lugar a las siguientes sanciones: multa; apercibimiento, suspensión o eliminación del registro a que se refiere el artículo 50 de la Ley de Hidrocarburos, e incluso la caducidad de las concesiones o permisos.

A su vez, el Decreto deroga aquellas disposiciones de los Decretos N° 1.055/89, 1.212/89 y 1.589/89 (los “Decretos de Desregulación”) que establecían, entre otras cuestiones, el derecho a la libre disponibilidad de la producción de hidrocarburos, la libertad para pactar los precios de comercialización de hidrocarburos y la libre disponibilidad, respecto de las restricciones del mercado cambiario, de hasta el 70% de las divisas generadas en cada operación de comercialización.

Cabe aclarar que, con fecha 18 de enero de 2013, la Comisión emitió la Resolución N° 1/2013 por medio de la cual creó el “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural”, en el marco del cual, los sujetos interesados en participar e inscriptos en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas previsto en el Decreto podían presentar ante la Comisión un “Proyecto de Aumento de la Inyección Total de Gas Natural” hasta el día 30 de junio de 2013 (plazo que fue prorrogado hasta el 4 de octubre de 2013). Dicha Resolución N° 1/2013 fue reglamentada por la Resolución N° 3/2013 de la Comisión.

El 8 de julio de 2013, el Poder Ejecutivo Nacional emitió el Decreto N° 927/2013, estableciendo, en el marco de los principios y objetivos de la Ley de Expropiación, un tratamiento fiscal diferenciado, por un plazo de tiempo determinado —desde su publicación en el Boletín Oficial de la República Argentina, esto es 17 de julio de 2013, hasta el día 31 de diciembre de 2014, inclusive, conforme modificación introducida por el Decreto N° 560/2014— para la importación de los bienes de capital comprendidos en las posiciones arancelarias detalladas por su anexo, como una medida tendiente a favorecer la actualización del equipamiento y maquinarias de las empresas del sector hidrocarburífero.

Con fecha 2 de septiembre de 2013, la Comisión aprobó mediante Resolución N° 35/2013 el Reglamento Operativo para el acceso al Tratamiento Fiscal Diferenciado previsto por el Decreto N° 927/2013.

Asimismo, en noviembre de 2013, la Comisión mediante la Resolución N° 60/2013, modificada por la Resolución Nº 22/2014 (reglamentada por Resolución N° 83/2013), creó el “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida” con el objeto de incluir a aquellas empresas que acrediten la condición de tener una “inyección base” inferior a los 4.000.000 m3. Los sujetos interesados en participar e inscriptos en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas previsto en el Decreto N° 1277/12 podían peticionar ante la Comisión su inscripción hasta el 30 de abril de 2014 inclusive.

En enero de 2014, la Comisión, mediante la Resolución N° 1/2014 (modificada por la Resolución N° 18/2014 y N° 28/2014), aprobó el “Procedimiento para la importación de Petróleo Crudo Liviano” aplicable desde el 17 de enero de 2014 hasta el 31 de enero de 2015.

La Comisión, con fecha 5 de agosto de 2014, modificó esta resolución por medio de la Resolución 139/2014, la cual dispuso que los sujetos mencionados previamente podrán solicitar su inscripción al “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida” en dos (2) períodos trimestrales dentro del año calendario y mientras se mantenga la vigencia de ese programa: del 1 de enero al 31 de marzo de 2014, y del 1 de julio al 30 de septiembre de 2014.Esta Resolución estableció que, en atención a la importancia que reviste el programa allí creado y para lograr los objetivos dispuestos por la Ley de Expropiación, resultaba necesario extender los alcances de ese programa. Por ello, además de extender los plazos de inscripción (lo cual se analizó en el párrafo anterior), modificó el período a considerar para calcular la “Inyección Base” y el “Precio Base” previstos en los términos y condiciones del Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida. Así, se dispuso que se entenderá por “Inyección Base” a la inyección equivalente al promedio diario para el período comprendido durante los SEIS (6) meses inmediatamente anteriores al inicio del período de inscripción trimestral en que la empresa se inscriba. En igual sentido, se dispuso que se entendería por “Precio Base” al precio promedio ponderado correspondiente al período comprendido durante los seis (6) meses inmediatamente anteriores al inicio del período de inscripción trimestral de los precios del gas natural establecidos para cada segmento de consumidores del mercado interno, conforme el detalle que calcule cada Empresa Beneficiaria, en sus respectivas solicitudes de inscripción y/o “Proyectos de Inversión para la Inyección de Gas Natural”, según sea el caso, sujeto a verificación y posterior aprobación por parte de la Comisión.

Por otra parte, la Resolución 139/2014 dispuso, con el objetivo de ampliar el alcance del programa mencionado, que podrán peticionar la inscripción al Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida todas aquellas empresas interesadas sin límites máximos de inyección de gas natural (Empresas Beneficiarias con Inyección Previa), y aquellas empresas que no posean registros de inyección de gas natural (Empresas Beneficiarias sin Inyección Previa).

Adicionalmente, dado que en la Resolución Nº 60/13 se estableció que en caso de empresas que tengan firmas subsidiarias o que pertenezcan a un grupo económico que posea otras sociedades productoras de gas natural dentro del país, se tomarían los volúmenes y la información en forma consolidada, al no contemplarse en esa norma el supuesto de que las firmas inscriptas adquirieran, luego de su inscripción al Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida, otras empresas no inscriptas, se consideró procedente establecer en la Resolución 139/2014 que si una empresa o grupo económico inscripto al Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural o bien al Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida, adquiriese a otra empresa no participante de alguno de estos programas, dicha empresa no participante únicamente podrá solicitar su inscripción al Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida como una empresa separada del grupo económico del cual forma parte.

Cabe destacar que la misma Resolución 139/2014 aclara que las modificaciones que por medio de esa norma se introducen tendrán vigencia a partir de su publicación en el Boletín Oficial (lo que ocurrió el día 8 de agosto de 2014) siendo aplicables, únicamente, a las empresas que soliciten su inscripción con posterioridad a su entrada en vigencia. Respecto a las empresas que hubieren presentado sus solicitudes de inscripción al Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida, al día 30 de abril de 2014, se mantendrán las bases y condiciones del Programa vigentes a esa fecha.

La Comisión, con fecha 5 de agosto de 2014, por medio de la Resolución 140/2014 modificó la Resolución 83/2013. Esta resolución estableció un plazo de 45 días para que las Empresas Beneficiarias del Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida, presenten ante la Comisión la documentación exigida en el apartado a) del punto 4 del Anexo de la Resolución Nº 83/2013. Asimismo, esta resolución derogó el apartado h) del punto 4 del Anexo de la Resolución Nº 83/2013, implementando así un sistema de pago provisorio mediante el cual las Empresas Beneficiarias del Programa podían pedir un pago provisorio y a cuenta de hasta un porcentaje equivalente al 75% de la compensación económica que solicitaren.

DECRETO 929/2013

El 11 de julio de 2013, el Poder Ejecutivo de la Nación dictó el Decreto 929/2013. Por medio de este decreto se promueve la inversión en explotación hidrocarburíferas. Así, allí se dispone los sujetos inscriptos en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, con permisos de exploración y/o concesiones de explotación, o bien terceros asociados a tales titulares conjuntamente con éstos, que presenten a la Comisión un proyecto de inversión para la explotación de hidrocarburos que implique la realización de una inversión directa en moneda extranjera no inferior a mil millones de dólares estadounidenses (US$ 1.000.000.000), calculada al momento de presentación del proyecto y a ser invertidos durante los próximos cinco (5) años del proyecto, pueden solicitar su inclusión en el régimen de promoción de inversiones previsto en esta norma.

Los sujetos que sean incluidos en el régimen de promoción, y por lo tanto accedan a los beneficios allí previstos, deben cumplir con el plan de inversión y desarrollo de reservorios comprometido.

Al respecto, cabe señalar que los beneficios previstos son:

a partir del quinto año contado desde la puesta en ejecución del proyecto de inversión presentado, los beneficiarios gozarán del derecho a comercializar libremente en el mercado externo el 20% de la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos a raíz de la ejecución de dichos proyectos, con una alícuota del 0% de derechos de exportación, si éstos fueran aplicables;
el 100% de las divisas provenientes de la exportación del porcentaje de hidrocarburos mencionado en el punto anterior, serán de libre disponibilidad y el beneficiario no estará obligado a ingresar las divisas al mercado argentino, siempre que la ejecución del proyecto de inversión presentado hubiera implicado el ingreso de divisas a la plaza financiera argentina por al menos el importe de mil millones de dólares estadounidenses (US$ 1.000.000.000); y
en los períodos que la producción nacional de hidrocarburos no alcanzase a cubrir las necesidades internas de abastecimiento (en los términos del artículo 6° de la Ley Nº 17.319) los sujetos incluidos en el régimen promocional gozarán, a partir del quinto año contado desde la aprobación y puesta en ejecución de sus respectivos proyectos de inversión, del derecho a obtener por el porcentaje de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos proyectos susceptible de exportación de acuerdo a lo previsto en el punto (a), un precio no inferior al precio de exportación de referencia a efectos de cuya determinación no se computará la incidencia de los derechos de exportación que pudieran resultar aplicables. A tales efectos, la Comisión establecerá por vía de reglamentación un mecanismo de compensación pagadero en pesos.

Asimismo, en este supuesto, los productores de hidrocarburos incluidos en el régimen de promoción, tendrán derecho prioritario a obtener divisas de libre disponibilidad a través del Mercado Único y Libre de Cambios por hasta un 100% del precio obtenido por la comercialización interna del porcentaje de hidrocarburos susceptibles de exportación de acuerdo a lo dispuesto en el punto (a), más el importe correspondiente, en su caso, a las compensaciones recibidas en virtud del presente artículo, siempre que la ejecución de sus respectivos proyectos de inversión hubiera implicado el ingreso de divisas a la plaza financiera argentina por al menos mil millones de dólares estadounidenses (US$ 1.000.000.000).

Asimismo, el decreto aquí mencionado contiene disposiciones específicas sobre explotación no convencional de hidrocarburos. En esa línea, el Decreto 929/13 dispone que se entenderá por explotación no convencional de hidrocarburos la extracción de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos mediante técnicas de estimulación no convencionales aplicadas en yacimientos ubicados en formaciones geológicas de rocas esquisto o pizarra (shale gas o shale oil), areniscas compactas (tight sands, tight gas, tight oil), capas de carbón (coal bed methane) y/o caracterizados, en general, por la presencia de rocas de baja permeabilidad. Con relación a ello, el Decreto 929/13 dispone que:

Los sujetos titulares de permisos de exploración y/o concesiones de explotación de hidrocarburos, que hayan sido incluidos en el régimen promocional creado por ese decreto, tendrán derecho a solicitar (ante las autoridades provinciales o nacionales, dependiente del lugar donde encuentre ubicada el área hidrocarburífera) una “Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos” (la cual se otorgará en los términos establecidos en la Sección 3a del Título II de la Ley Nº 17.319).
Las respectivas autoridades de aplicación de la Ley Nº 17.319 mencionadas en el punto (a) podrán dentro del área de concesión subdividir el área existente en nuevas áreas de explotación no convencional de hidrocarburos y otorgar la nueva concesión mencionada en el punto (a), que recaerá sobre el titular de la concesión del área que así lo solicite.

La concesión correspondiente al área oportunamente concesionada y no afectada a la nueva concesión de explotación no convencional, seguirá vigente por los plazos y en las condiciones previamente existentes, debiendo la autoridad concedente readecuar el título respectivo a la extensión resultante de la subdivisión que derivó en la creación del área hidrocarburíferas no convencional. Queda establecido que la nueva concesión de explotación no convencional de hidrocarburos deberá tener como objetivo principal la explotación no convencional de hidrocarburos. No obstante ello, el titular de la misma podrá desarrollar actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos, en el marco de lo dispuesto en el artículo 30 y concordantes de la Ley Nº 17.319.

Téngase en cuenta que la propuesta de subdivisión del área, para crear una nueva área de hidrocarburos no convencionales, sólo podrá ser aprobada previa resolución fundada que declare que no procede al momento de dicha aprobación, la aplicación al concesionario del régimen sancionatorio por incumplimientos a las disposiciones de la Ley Nº 17.319 y/o de las normas provinciales que resultaren de aplicación.

El plazo de la nueva Concesión de Explotación no Convencional será el establecido por la Ley Nº 17.319, es decir 25 años al que se podrá adicionar en forma anticipada y simultánea con la nueva concesión la extensión del plazo de 10 años previsto en dicha ley, bajo la condición de efectivo cumplimiento de todas las obligaciones establecidas en la legislación hidrocarburífera para los concesionarios de explotación, reconociéndose todos los derechos y obligaciones estipulados en la Ley Nº 17.319 para tales concesionarios.
Los titulares de una “Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos”, que a su vez sean titulares de una concesión de explotación adyacente y preexistente a la primera, podrán solicitar la unificación de ambas áreas como una única concesión de explotación no convencional, siempre que se demostrare fehacientemente la continuidad geológica de dichas áreas. La delimitación de esas áreas adyacentes, será facultad de la autoridad concedente (es decir, la provincia o el Estado Nacional, según donde se encuentre ubicada el área hidrocarburífera).

El 15 de julio de 2013, la Comisión dictó la Resolución N° 9/2013, por medio de la cual se aprueba el Reglamento de Requisitos y Condiciones para la presentación y posterior incorporación, en su caso, de los Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos en el marco del Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, creado por Decreto Nº 929/2013.

LA LEY Nº 26.197

La Ley Nº 26.197, que modificó la Ley de Hidrocarburos, transfirió a las provincias y a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires la propiedad sobre todos los yacimientos de hidrocarburos ubicados dentro de sus territorios y en los mares adyacentes hasta 12 millas náuticas desde la costa. La Ley Nº 26.197 también dispone que los yacimientos de hidrocarburos ubicados más allá de las 12 millas náuticas desde la costa hacia el límite exterior de la plataforma continental permanezcan dentro de la propiedad del Gobierno.

De acuerdo con la Ley Nº 26.197, el Congreso de la Nación continuará dictando leyes y reglamentaciones para desarrollar los recursos de hidrocarburos existentes dentro de todo el territorio argentino (incluyendo su mar), pero los gobiernos de las provincias donde están ubicados los reservorios de hidrocarburos serán responsables del cumplimiento de esas leyes y reglamentaciones, la administración de los yacimientos de hidrocarburos y actuarán como autoridades otorgantes de permisos de exploración y concesiones explotación. Sin embargo, las facultades administrativas otorgadas a las provincias serán ejercidas dentro del marco de la Ley de Hidrocarburos y las reglamentaciones que la complementan.

Por consiguiente, aun cuando la Ley Nº 26.197 estableció que las provincias serán responsables de la administración de los yacimientos de hidrocarburos, el Congreso de la Nación Argentina retuvo su facultad de emitir normas y regulaciones concernientes al marco legal de los hidrocarburos. Además, el Gobierno retuvo la facultad de determinar la política energética nacional.

Se indica expresamente que la transferencia no afectará los derechos y las obligaciones de los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación ni la base para el cálculo de regalías, las cuales se calcularán de acuerdo con el título de concesión y pagadas a la provincia donde están ubicados los yacimientos.

La Ley Nº 26.197 dispone que el Gobierno retiene la facultad de otorgar concesiones de transporte para: (i) concesiones de transporte ubicadas dentro del territorio de dos o más provincias y (ii) concesiones de transporte que tengan como destino directo la exportación de hidrocarburos. Consiguientemente, las concesiones de transporte que están ubicadas dentro del territorio de una sola provincia y que no están conectadas con instalaciones de exportación, son transferidas a las provincias.

Finalmente, la Ley Nº 26.197 otorga las siguientes facultades a las provincias: (i) el ejercicio en forma total e independiente de todas las actividades relacionadas con la supervisión y el control de los permisos de exploración y concesiones de explotación transferidos por la Ley Nº 26.197, (ii) la ejecución y cumplimiento de todas las obligaciones legales y/o contractuales relacionadas con inversiones, información y producción racional y canon y pago de regalías, (iii) la prórroga de plazos legales y/o contractuales, (iv) la aplicación de sanciones establecidas en la Ley de Hidrocarburos y (v) todas las demás facultades relacionadas con el poder otorgado por la Ley de Hidrocarburos.

Sin perjuicio de la transferencia de yacimientos mencionada, y la consecuente facultad de otorgar permisos y concesiones sobre éstos, y de controlar los permisos y concesiones en cuestión, algunas provincias han emitido sus propios marcos regulatorios del sector hidrocarburífero, aplicable a las actividades de dicho sector que tienen lugar dentro de sus respectivas jurisdicciones, tal el caso de la exploración y explotación de yacimientos. Conforme con cierta jurisprudencia de la Corte Suprema de Justicia de la Nación, en la medida en que dichos marcos regulatorios se aparten de o contradigan a las normas federales sobre hidrocarburos (por ejemplo, al prever una base de cálculo de regalías diferente a la regulada a nivel nacional o prever causales de caducidad de concesiones diferentes a las establecidas en las normas federales), y no sean simples reglamentaciones locales tendientes a aplicar en el ámbito provincial las facultades transferidas por el Estado Nacional, aquellos deberían ser declarados inconstitucionales.

La Emisora se encuentra sujeta a normas provinciales que regulan la actividad hidrocarburífera y que, conforme la jurisprudencia de la Corte Suprema de Justicia de la Nación, podrían ser consideradas inconstitucionales.

LA LEY Nº 27.007

La Ley 27.007 estableció variados cambios en la Ley de Hidrocarburos, entre los cuales se encuentran la modificación del Plazo Básico de los permisos de exploración, el cual se compone (en función de la modificación efectuada) de 2 períodos básicos de 3 años cada uno y un período de prórroga de 5 años. A su vez, para el caso del Plazo Básico de los permisos de exploración de objetivo no convencional, se establecen 2 períodos básicos de 4 años y un período de prórroga de 5 años. Será necesario cumplir con todas las obligaciones para pasar al segundo periodo exploratorio y luego del segundo periodo exploratorio deberán se deberá restituir el 50% del área exploratoria. En el caso de exploraciones en la plataforma continental y el mar territorial, cada uno de los períodos en que se subdivide cada Plazo Básico, puede ser incrementado en 1 año.

Por otra parte, se eliminó la prohibición de ser titular simultáneamente, y de manera directa o indirecta, de más de 5 permisos de exploración o 5 concesiones de explotación.

Las concesiones de explotaciones no convencionales se regulan independientemente de las convencionales, pudiéndose requerir, por parte de los concesionarios, la subdivisión del área existente en nuevas áreas de explotación no convencional y el otorgamiento, para cada una de éstas, de la correspondiente concesión de explotación.

Asimismo, los titulares de una concesión de explotación no convencional, que a su vez sean titulares de una concesión de explotación adyacente y preexistente a la primera, podrán solicitar la unificación de ambas áreas como una única concesión de explotación no convencional (la cual deberá tener como objetivo principal la explotación no convencional de hidrocarburo, no obstante que el titular de aquella podrá desarrollar actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos) siempre que se demostrare fehacientemente la continuidad geológica de dichas áreas. La concesión correspondiente al área oportunamente concesionada y no afectada a la nueva concesión de explotación no convencional, seguirá vigente por los plazos y en las condiciones previamente existentes.

Los plazos de concesión serán de 25 años para las explotaciones convencionales, 35 años para las no convencionales y 30 años en plataforma continental, todos ellos prorrogables por 10 años siempre que se hayan cumplido con las obligaciones correspondientes, estén produciendo hidrocarburos en esa área y presenten un plan de inversión consistente y la autoridad de aplicación podrá cobrar un bono de prórroga. La Ley 27.007 no prevé límites a las cantidades de prórrogas que el concesionario pude solicitar.

Las regalías serán el único mecanismo de ingreso sobre la producción de hidrocarburos las cuales serán, a nivel provincial, de un 12%, con posibilidad de sumar hasta un 3% en la primera prórroga de la concesión (previendo la ley un tope de 18% para las siguientes prórrogas). En las explotaciones no convencionales se podrá fijar un adicional de 3%. En los casos de las concesiones de explotación en la plataforma continental y el mar territorial, corresponderá el pago de una regalía total que no podrá superar el dieciocho por ciento (18%). El poder ejecutivo nacional o provincial podrá reducir las regalías en caso de concesiones no convencionales y se prohíbe al Estado el establecimiento de futuras áreas reservadas para sus entidades o empresas.

Además de lo expuesto, la ley prevé que la autoridad de aplicación (nacional o provincial, según donde se encuentre ubicada la concesión) podrá establecer para las prórrogas de concesiones de explotación, el pago de un bono de prórroga cuyo monto máximo será igual a la resultante de multiplicar las reservas comprobadas remanentes al final del período de vigencia de la concesión por el dos por ciento (2%) del precio promedio de cuenca aplicable a los respectivos hidrocarburos durante los dos (2) años anteriores al momento del otorgamiento de la prórroga.

La secretaría de Energía de la Nación será la titular de los permisos de exploración y de concesiones de explotación sobre la totalidad de las áreas marítimas nacionales (quitándole este poder a ENARSA). Los contratos acordados con ENARSA podrán ser renegociados por el Poder Ejecutivo Nacional.

Por último cabe señalar que, en línea con lo previsto en el Decreto 929/13, la Ley 27.007 establece un régimen de promoción de la actividad hidrocarburífera. Así, se dispone que el Estado Nacional incorporará al Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, creado mediante el decreto mencionado, a los proyectos que impliquen la realización de una inversión directa en moneda extranjera no inferior a doscientos cincuenta millones de dólares estadounidenses (U$S 250.000.000) calculada al momento de la presentación del “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” y a ser invertidos durante los primeros tres (3) años del proyecto. Los beneficios previstos en dicho decreto se reconocerán a partir del tercer año contado desde la puesta en ejecución de los respectivos proyectos.

El porcentaje de hidrocarburos respecto del cual se aplicarán los beneficios previstos en los artículos 6 y 7 del Decreto 929/13, será el siguiente: a) Explotación Convencional: veinte por ciento (20%), b) Explotación No Convencional: veinte por ciento (20%), c) Explotación costa afuera: sesenta por ciento (60%).

Los proyectos que se presenten deberán ser aprobados por la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas. Los titulares de dicho proyecto aprobado deberán efectuar los siguientes aportes a la provincia en la cual se llevará a cabo el proyecto: a) Dos coma cinco por ciento (2,5%) del monto de inversión inicial del proyecto, dirigido a Responsabilidad Social Empresaria; b) Un monto a ser determinado por la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, en función de la magnitud y el alcance del proyecto de inversión para financiar obras de infraestructura en las provincias productoras, a ser aportado por el Estado nacional.

EMERGENCIA PÚBLICA

El 6 de enero de 2002 el Congreso de la Argentina dictó la Ley de Emergencia Pública, que representó un profundo cambio del modelo económico vigente hasta esa fecha, y derogó la Ley de Convertibilidad que había estado vigente desde 1991 y había atado el peso al dólar en una paridad uno a uno. Además, la Ley de Emergencia Pública otorgaba al Poder Ejecutivo del Gobierno la facultad de dictar todas las reglamentaciones necesarias con el fin de superar la crisis económica en la que la Argentina se encontraba inmersa. Entre estas facultades, se incluye la posibilidad de regular transitoriamente los precios de insumos, bienes y servicios. La situación de emergencia declarada por la Ley N° 25.561 ha sido extendida hasta el 31 de diciembre de 2015 por la ley 26.896. El Poder Ejecutivo Nacional está autorizado para ejercer los poderes delegados por la Ley N° 25.561 hasta la fecha indicada.

Las siguientes son las medidas más significativas dictadas desde la sanción de la Ley de Emergencia Pública hasta la fecha en la Argentina para superar la crisis económica:

Conversión a pesos de (i) todos los fondos depositados en entidades financieras a una tasa de cambio de $ 1,40 por cada dólar y (ii) todas las obligaciones (por ejemplo, préstamos) con entidades financieras denominadas en moneda extranjera y regidas por la ley argentina a una tasa de cambio de $ 1,00 por cada US$ 1,00. Los depósitos y obligaciones convertidos en pesos serían de allí en adelante ajustados por un índice de estabilidad de referencia, denominado el Coeficiente de Estabilidad de Referencia (“CER”), publicado por el Banco Central. Las obligaciones regidas por el derecho no argentino no han sido convertidas a pesos bajo las nuevas leyes.
Conversión a pesos a una tasa de cambio de $ 1,00 por cada US$ 1,00 de todas las obligaciones entre partes privadas pendientes al 6 de enero de 2002 regidas por la ley argentina y pagaderas en moneda extranjera. Las obligaciones así convertidas en pesos serían ajustadas a través del índice CER, según se explicó en el párrafo anterior. En el caso de obligaciones no financieras, si como resultado de la conversión obligatoria a pesos el valor intrínseco resultante de los bienes o servicios que fueren el objeto de la obligación fuese mayor o menor que su precio expresado en pesos, cualquiera de las partes podrá pedir el ajuste equitativo del precio. Si éstas no pudieren ponerse de acuerdo sobre ese ajuste equitativo del precio, cualquiera de las partes podrá recurrir a los tribunales. El Decreto del Poder Ejecutivo Nº 689/02 estableció una excepción a la Ley de Emergencia Pública y sus reglamentaciones, estableciendo que los precios de los contratos de compraventa y transporte de gas natural de largo plazo destinados a la exportación celebrados previo al dictado del Decreto 689 y denominados en dólares no serán convertidos a pesos ($ 1,00 por cada US$ 1.00).
Conversión a pesos a una tasa de cambio de $ 1,00 por cada US$ 1.00 de todas las tarifas de servicios públicos, la eliminación del ajuste de tarifas por índices extranjeros tales como el Índice de Precios de Compra (PPI por sus siglas en inglés)/ Índice de Precios al Consumidor (CPI por sus siglas en inglés), y la imposición de un período de renegociación con las autoridades gubernamentales de allí en adelante.
Imposición de derechos de exportación de hidrocarburos, instruyendo al Poder Ejecutivo del Gobierno a la determinación de la alícuota correspondiente a los mismos. La aplicación de estos derechos de exportación han sido extendidos hasta enero de 2017 por la ley 26.732.
Creación de cargos tarifarios a pagar por ciertos usuarios de servicios de transporte y distribución de gas, por sujetos consumidores que reciben el gas directamente de los productores y por las empresas que procesen gas natural

EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

La Ley de Hidrocarburos establece el marco legal básico para la regulación de la exploración y producción de hidrocarburos en Argentina. La Ley de Hidrocarburos faculta al Poder Ejecutivo del Gobierno a crear una política nacional para el desarrollo de las reservas de hidrocarburos de la Argentina, con el principal objetivo de satisfacer la demanda doméstica.

En virtud de la Ley de Hidrocarburos, la exploración y explotación de petróleo y gas se lleva a cabo a través de permisos de exploración, concesiones de explotación, contratos de explotación o acuerdos de asociación. La Ley de Hidrocarburos permite también el reconocimiento superficial del territorio no cubierto por permisos de exploración o concesiones de explotación, con autorización de la Secretaría de Energía y/o de la autoridad provincial competente, según lo determinado por la Ley Nº 26.197, y con el permiso del propietario de la propiedad privada. La información obtenida como resultado del reconocimiento superficial debe ser dada a la Secretaría de Energía y/o a la autoridad provincial competente, quienes no podrán revelar esta información por un plazo de dos años sin el permiso de la parte que llevó a cabo el reconocimiento, salvo en conexión con el otorgamiento de permisos de exploración o concesiones de explotación.

De acuerdo con la Ley de Hidrocarburos, las autoridades federales y/o las autoridades provinciales competentes, según corresponda, pueden otorgar permisos de exploración a través de concursos. Los permisos otorgados a terceros en conexión con el proceso de desregulación y desmonopolización se otorgaron de acuerdo con los procedimientos detallados en los Decretos de Desregulación. En 1991, el Poder Ejecutivo Nacional creó un programa bajo la Ley de Hidrocarburos (conocido como el “Plan Argentina”) en virtud del cual se licitaban permisos de exploración. El titular de un permiso de exploración tiene el derecho exclusivo de realizar las operaciones necesarias o adecuadas para la exploración de hidrocarburos dentro del área determinada por el permiso. Cada permiso de exploración puede cubrir solo áreas no probadas que no excedan los 10.000 km² (15.000 km² offshore), y puede tener un plazo de hasta 14 años (17 años para la exploración offshore). El plazo de 14 años está dividido en tres períodos básicos y un período de prórroga. El primer período básico es de hasta cuatro años, el segundo período básico es de hasta tres años, el tercer período básico es de hasta dos años y el período de prórroga es de hasta cinco años. A la finalización de cada uno de los primeros dos períodos básicos, las áreas cubiertas por el permiso se reducen, como mínimo, al 50% de las áreas restantes cubiertas por el permiso, y el titular del permiso puede decidir qué parte del área conserva. A la finalización de los tres períodos básicos, el titular del permiso debe devolver toda el área remanente al Gobierno, a menos que el titular solicite un período de prórroga, en cuyo caso ese otorgamiento es limitado al 50 % del área restante.

Si el titular de un permiso de exploración descubre cantidades comercialmente explotables de petróleo o de gas, tiene el derecho de obtener una concesión exclusiva para la producción y explotación de esos hidrocarburos. La Ley de Hidrocarburos establece que las concesiones de explotación de hidrocarburos tendrán vigencia durante 25 años desde la fecha del otorgamiento de la concesión de explotación, con más el lapso no transcurrido del permiso de exploración. La Ley de Hidrocarburos establece además que el período de concesión pueda ser prorrogado por hasta 10 años adicionales, con sujeción a que los términos y condiciones sean aprobados por la autoridad concedente al momento de la prórroga.

Según la Ley Nº 26.197, la facultad para prorrogar los plazos de permisos y concesiones de explotación existentes y nuevos ha sido conferida a los gobiernos de las provincias en las cuales se encuentra ubicado el bloque pertinente (y al Gobierno con respecto a los bloques offshore más allá de las 12 millas náuticas). A efectos de estar habilitado para obtener la prórroga de una concesión de explotación, el concesionario de explotación debe haber cumplido con todas sus obligaciones bajo la Ley de Hidrocarburos, incluyendo, aunque no limitado al pago de impuestos y regalías y el cumplimiento de obligaciones ambientales, de inversión y de desarrollo.

Luego del vencimiento del período de prórroga de 10 años de las concesiones actuales, las provincias tienen el derecho de otorgar nuevas concesiones o contratos con respecto a los bloques pertinentes.

Una concesión de explotación también otorga al titular el derecho de realizar todas las actividades necesarias o adecuadas para la producción de hidrocarburos, siempre que esas actividades no interfieran con las actividades de otros titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación. Una concesión de explotación da derecho al titular a obtener una concesión de transporte a efectos de evacuar los hidrocarburos producidos en el área.

Los permisos de exploración y las concesiones de explotación establecen la obligación de los titulares de llevar a cabo todos los trabajos que les correspondan por la Ley de Hidrocarburos, observando las técnicas más adecuadas y eficientes, y de hacer las inversiones comprometidas. Además, los titulares deben:

Evitar daños a los yacimientos de hidrocarburos y el desperdicio de hidrocarburos;
Adoptar medidas adecuadas para evitar accidentes y daños a las actividades agrícolas, a la industria pesquera, a las redes de comunicación y a los mantos de agua que se hallaren durante la perforación; y
Cumplir con todas las leyes y reglamentaciones federales, provinciales y municipales aplicables.

Asociación con empresas públicas para explorar y/o explotar áreas hidrocarburíferas

Respecto de ciertas áreas hidrocarburíferas ubicadas en Neuquén y Santa Cruz (“Coirón Amargo”, “La Carmen” y “La Tehuelche”), con relación a las cuales la Emisora realizará actividades de exploración/explotación, cabe señalar que dicha actividad se realiza en virtud de acuerdos con Gas y Petróleo de Neuquén S.A.(la cual es una sociedad anónima con participación mayoritaria del estado de la provincia correspondiente). Esta asociación se hace por medio de (a) Uniones Transitorias de Empresas y (b) Contratos de operación de explotación/explotación de hidrocarburos.

En razón de los acuerdos señalados, la Emisora tiene derecho a parte de la producción hidrocarburíferas de los yacimientos en cuestión, de conformidad con los porcentajes acordados en los respectivos contratos.

Pago de regalías y canon

De acuerdo con la Ley de Hidrocarburos, los titulares de concesiones de explotación también deben pagar regalías a la provincia donde se realiza la producción. Se paga una regalía del 12%, y un adicional de 3% en ciertas concesiones cuyo plazo ha sido extendido, sobre el valor a boca de pozo (igual al precio donde el producto es entregado, menos transporte, costos de tratamiento y otras deducciones) de la producción de petróleo crudo y los volúmenes de gas natural comercializados. El valor se calcula sobre la base del volumen y el precio de venta del petróleo crudo y gas producidos, menos los costos de transporte y almacenamiento. Adicionalmente, de acuerdo a la Resolución N° 435/2004 de la Secretaría de Energía, si el titular de una concesión destina producción de petróleo crudo para su procesamiento en sus plantas, dicho titular debe acordar con las autoridades provinciales, o la Secretaría de Energía, según corresponda, el precio de referencia a ser utilizado para el cálculo de regalías.

Considerando que, como resultado de la Resolución N° 394/07 del Ministerio de Economía y Producción, que elevó los derechos de exportación sobre ciertos hidrocarburos, las sociedades comenzaron a negociar considerando esta nueva norma el precio del petróleo crudo en el mercado doméstico, el cual después sería usado como base para el cálculo de regalías, la Subsecretaría de Combustibles de la Secretaría de Energía dictó entonces la Disposición N° 1/08 que establece un precio mínimo de referencia para el cálculo de las regalías no permitiendo ajustes de calidad que disminuyan dicho precio.

Cabe señalar asimismo que la Disposición N° 1/08, ratificada por la Resolución 813/2010 de la Secretaría de Energía, ha sido recurrida exitosamente por otras empresas petroleras, argumentando que esa norma es contraria a las disposiciones de la Ley de Hidrocarburos y con relación al mecanismo de cálculo de regalías. Estas empresas han obtenido de la Corte Suprema de Justicia de la Nación medidas cautelares ordenando, provisionalmente, que la Disposición N°1/08 no sea aplicada a las mismas (conf. “Colhue Huapi S.A. c/ Chubut s/incidente de medida cautelar”, 6 de julio de 2010, “Chevron Argentina SRL c/ Santa Cruz y otros s/ medida cautelar”, 29 de diciembre de 2009, “Enap Sipetrol Argentina S.A c/ Chubut s/medida cautelar”, 29 de diciembre de 2009 y, “Petro Andina Resources Ltd. c/ La Pampa s/medida cautelar”, 19 de octubre de 2010).

Adicionalmente, la Ley de Emergencia Pública, la cual creó las retenciones a las exportaciones, estableció que éstas no serían deducidas del precio de exportación a los fines de calcular las regalías del 12%. El gasto de regalías incurrido en la Argentina se contabiliza como un costo de producción. De acuerdo a la Ley de Hidrocarburos, cualquier hidrocarburo producido por el titular de un permiso de exploración antes del otorgamiento de una concesión de explotación está sujeto al pago del 15% por regalías.

La Corte Suprema de Justicia de la Nación ha hecho lugar a numerosas medidas cautelares por las cuales suspendió la aplicación de normas provinciales que establecían criterios diferentes a los establecidos en las normas nacionales, para el cálculo de regalías. Conforme con ese criterio, las provincias no podrían dictar normas que alteren la alícuota aplicable para el cálculo de las regalías ni tampoco podrían dictar normas que alteren la base de cálculo, pues la emisión de normas en ese sentido correspondería al Estado Nacional.

Además, en virtud de los Artículos 57 y 58 de la Ley de Hidrocarburos, los titulares de permisos de exploración y de concesiones de explotación deben pagar un canon anual por cada kilómetro cuadrado o fracción del área del permiso o la concesión y que varía dependiendo de la fase de la operación, es decir, exploración o explotación, y en el caso de la primera, dependiendo del período pertinente del permiso de exploración. Adicionalmente, el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 1454/07, publicado en el Boletín Oficial de fecha 17 de octubre de 2007, aumentó el monto del canon de exploración y explotación expresadas en pesos argentinos que son pagaderos a las provincias en las cuales están ubicados los yacimientos de hidrocarburos o, en el caso de campos offshore y otros campos determinados, al Gobierno.

Caducidad de permisos de exploración y concesiones de explotación

Los permisos de exploración y las concesiones de explotación o de transporte pueden caducar ante cualquiera de los siguientes hechos:

Falta de pago de una anualidad del canon respectivo dentro de los tres meses de la fecha de vencimiento,
Falta de pago de regalías dentro de los tres meses de la fecha de vencimiento,
Incumplimiento sustancial e injustificado de las obligaciones estipuladas en materia de productividad, conservación, inversión, trabajo o ventajas especiales,
Por trasgresión reiterada del deber de proporcionar la información exigible, de facilitar las inspecciones de la autoridad de aplicación correspondiente o de observar las técnicas adecuadas en la realización de los trabajos,
En el caso de permisos de exploración, la falta de solicitud de la concesión de explotación dentro de los 30 días de determinada la existencia de cantidades comercialmente explotables de hidrocarburos,
La quiebra del titular del permiso o concesión,
El fallecimiento o la finalización de la existencia legal del titular del permiso o concesión, o
Si no se transportare hidrocarburos para terceros sobre una base no discriminatoria o la violación reiterada de las tarifas autorizadas para ese transporte.

La Ley de Hidrocarburos establece además que, de manera previa a la declaración de caducidad, la autoridad de aplicación deberá otorgar al concesionario que hubiere incumplido, un período para la subsanación de la infracción que será determinado por la Secretaría de Energía y/o las autoridades provinciales competentes.

Prórroga de las concesiones de explotación

Cuando una concesión venciere o concluyere, todos los pozos de hidrocarburos, el equipo de operación y mantenimiento y las instalaciones pasarán automáticamente a la provincia donde el reservorio está ubicado o al Gobierno en el caso de reservorios bajo jurisdicción federal (es decir, ubicados en la plataforma continental o más allá de las 12 millas náuticas offshore), sin indemnización al titular de la concesión.

La Ley de Hidrocarburos establece que las solicitudes deben ser presentadas por lo menos seis meses antes de la fecha de vencimiento de la concesión, es una práctica de la industria comenzar el proceso mucho antes, tradicionalmente tan pronto como la factibilidad técnica y económica de los nuevos proyectos de inversión más allá del plazo de la concesión se hagan visibles.

Presentación de informes y certificaciones sobre reservas hidrocarburíferas

El 16 de marzo de 2006 la Secretaría de Energía emitió la Resolución S.E. Nº 324/06 estableciendo que los titulares de permisos de exploración y concesiones de hidrocarburos debían presentar ante esa agencia detalles de sus reservas probadas existentes en cada una de sus áreas, cada año, con la certificación de un auditor externo de reservas. Los titulares de concesiones de hidrocarburos que exportaren hidrocarburos tienen la obligación de certificar sus reservas probadas de hidrocarburos. La certificación antes mencionada solo tiene el significado establecido por la Resolución S.E. Nº 324/06.

Prohibición de asociación y/o contratación con empresas que realicen actividades de exploración o explotación en la plataforma continental argentina sin la autorización de las autoridades argentinas

En marzo de 2007, la Secretaría de Energía dictó la Resolución N º 407/2007 modificada por la Resolución N° 194/2013 que aprobó nuevas normas sobre el Registro de Empresas Petroleras. De acuerdo a la Resolución 407/2007 y su modificatoria,, las empresas titulares de Concesiones de Producción y Permisos de Exploración, tienen prohibido contratar o de alguna manera beneficiarse de cualquier empresa o entidad que esté desarrollando o ha desarrollado actividades de exploración de petróleo y gas en la plataforma continental argentina sin la autorización de las autoridades argentinas pertinentes. Las disposiciones de la Resolución Nº 407/2007 han sido incorporadas a la Ley N° 26.659, publicada en el Boletín Oficial el 13de abril de 2011, lo que aumenta la importancia del nivel de regulación de tales disposiciones. Adicionalmente, las disposiciones de la Ley N° 26.659 prohíben llevar a cabo tareas técnicas, económicas, financieras y de consultoría con personas o entidades que están desarrollando actividades exploración de petróleo y gas en la plataforma continental argentina sin la autorización de las autoridades argentinas competentes. Finalmente, la Ley N ° 26.659 establece que la Secretaría de Energía elaborará una lista de personas y entidades que están desarrollando actividades de exploración de petróleo y gas en la plataforma continental argentina sin la autorización de las autoridades argentinas competentes.

En diciembre de 2013, el Congreso de la Nación dictó la Ley N° 26.915 que modifica la Ley N° 26.659 y establece la aplicación de sanciones penales y administrativas a empresas que desarrollen actividades de exploración de petróleo y gas en la plataforma continental argentina, sin la correspondiente autorización de las autoridades argentinas.

En este sentido, la Ley N° 26.915, establece la pena de prisión de 10 a 15 años, multas por el equivalente al valor de mercado de 20.000 a 1.500.000 barriles de petróleo crudo (WTI) e inhabilitación especial por el doble del tiempo de la condena para realizar cualquier actividad comercial a quienes encarguen o realicen, por cuenta propia o de terceros, cualquier actividad de búsqueda de hidrocarburos mediante la exploración, extracción, transporte o almacenamiento de hidrocarburos en el lecho o en el subsuelo del mar territorial o en la plataforma continental argentinos, sin autorización de las autoridades argentinas.

La condena importa además del decomiso de equipos y materiales empleados en la ejecución de los actos ilícitos y de los hidrocarburos, la extinción de todo permiso de exploración o concesión de explotación o de transporte de hidrocarburos o minera, de toda concesión o licencia originada en cualquier tipo de contrato otorgado o aprobado por el Estado Nacional o las provincias y la caducidad de los beneficios impositivos o previsionales que hubieren sido acordados en beneficio del autor del hecho, entre otras sanciones.

En el caso de que las actividades prohibidas sean ejecutadas en nombre, con la ayuda o en beneficio de una persona jurídica, la pena de prisión se aplicará a los directores, gerentes, síndicos, miembros del consejo de vigilancia, administradores, mandatarios, representantes o autorizados que hubiesen intervenido en el hecho punible. A su vez, a la persona jurídica se le podrán aplicar las siguientes sanciones: multas equivalentes al valor de mercado de 100.000 a 1.500.000 barriles de petróleo crudo (WTI); suspensión total o parcial de actividades, por hasta diez (10) años; suspensión para participar en concursos o licitaciones estatales de obras o servicios públicos o en cualquier otra actividad vinculada con el Estado, por hasta diez (10) años; cancelación de la personería cuando hubiese sido creada al solo efecto de la comisión del delito, o esos actos constituyan la principal actividad de la entidad; publicación de un extracto de la sentencia condenatoria a costa del condenado.

Conforme al artículo 10 de la Ley N° 26.915, la competencia para la instrucción y el juzgamiento de los hechos previstos en ella corresponde a la justicia federal.

TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL

En junio de 1992 se aprobó la Ley del Gas Natural, que dispone la privatización de Gas del Estado Sociedad del Estado (“Gas del Estado”) regulando el transporte y la distribución de gas natural, y la desregulación del precio del gas natural. Para llevar a cabo la privatización de Gas del Estado las principales cinco líneas troncales del sistema de transmisión de gas se dividieron en dos sistemas principalmente sobre una base geográfica (los sistemas de gasoductos troncales norte y sur). El objetivo era dar acceso a ambos sistemas a las fuentes productoras de gas y a los principales centros de consumo, en Buenos Aires y sus alrededores. Estos sistemas fueron transferidos a dos nuevas compañías de transporte. El sistema de distribución de Gas del Estado se dividió en ocho compañías regionales de distribución, incluyendo dos compañías de distribución para dar servicio al área del Gran Buenos Aires. Las acciones de cada una de las compañías de transporte y de distribución se vendieron a consorcios de oferentes privados. Del mismo modo, en 1997, se otorgó a oferentes privados una licencia de distribución para las provincias de Chaco, Formosa, Entre Ríos, Corrientes y Misiones.

La estructura regulatoria para la industria del gas natural crea un sistema de acceso abierto, bajo el cual los productores de gas tienen acceso abierto a capacidad disponible futura en los sistemas de transporte y distribución sobre una base no discriminatoria.

Se construyeron gasoductos transfronterizos para interconectar Argentina, Chile, Brasil y Uruguay y productores han exportado gas natural a los mercados chilenos y brasileros en la medida en que lo permite el Gobierno. Durante los últimos años las autoridades argentinas han adoptado una serie de medidas que restringen las exportaciones de gas natural desde Argentina, incluyendo la emisión de una instrucción de suministro interno en virtud de la Disposición S.S.C. Nº 27/04 y las Resoluciones Nº 265/04, 659/04 y 752/05 (las cuales requieren que los exportadores suministren gas natural al mercado local argentino) instrucciones expresas de suspender las exportaciones, la suspensión del procesamiento de gas natural y la adopción de regulaciones a las exportaciones de gas natural impuestas a través de compañías transportadoras y/o comisiones de emergencia creadas para tratar situaciones de crisis.

TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

La Ley de Hidrocarburos permite al Poder Ejecutivo Nacional otorgar concesiones de 35 años para el transporte de petróleo, gas y derivados luego de la presentación de ofertas licitatorias competitivas. En virtud de la Ley Nº 26.197, los gobiernos provinciales correspondientes tienen las mismas facultades. Los titulares de concesiones de explotación tienen derecho a recibir una concesión para el transporte de su producción de petróleo, gas y derivados. El plazo de una concesión de transporte puede ser prorrogado por un período adicional de diez años luego de ser solicitado al Poder Ejecutivo. El titular de una concesión de transporte tiene el derecho de:

Transportar petróleo, gas y derivados
Construir y operar ductos de petróleo, gas y derivados, instalaciones de almacenamiento, estaciones de bombeo, plantas compresoras, caminos, ferrocarriles y otras instalaciones y equipos necesarios para operación eficiente de un sistema de tuberías.

El titular de una concesión de transporte tiene la obligación de transportar hidrocarburos para terceros, sin discriminación, a cambio de una tarifa. Esta obligación, no obstante, se aplica a los productores de petróleo o de gas sólo en la medida en que el titular de la concesión tuviere capacidad adicional disponible y está expresamente subordinada a los requerimientos de transporte del titular de la concesión. Las tarifas de transporte están sujetas a aprobación de la Secretaría de Energía para oleoductos y derivados de petróleo, y por el ENARGAS (Ente Nacional Regulador del Gas) para gasoductos. Al vencimiento de una concesión de transporte, los oleoductos e instalaciones asociadas revierten al Gobierno sin ningún pago al titular. Los gasoductos y sistemas de distribución transferidos en el marco de la privatización de Gas del Estado están sujetos a un régimen diferente bajo la Ley de Gas Natural.

Adicionalmente, en virtud de la Ley Nº 26.197, todas las concesiones de transporte ubicadas íntegramente dentro de la jurisdicción de una provincia y no conectadas directamente a un ducto de exportación revierten a esa provincia. El Poder Ejecutivo retiene la facultad de regular y hacer cumplir todas las concesiones de transporte ubicadas dentro de dos o más provincias y todas las concesiones de transporte conectadas directamente a ductos de exportación.

A la fecha de emisión de este Prospecto, no está claro qué efecto, si hubiere, tendrá la Ley de Expropiación y el Decreto No 1277/12, en las leyes y reglamentaciones antes indicadas. Véase “La Ley N° 26.741” y “Decreto No 1277/12”.

REFINACIÓN

Las actividades de refinación de petróleo crudo llevadas a cabo por productores de petróleo u otros están sujetas a la inscripción previa de las compañías petroleras en el registro que lleva la Secretaría de Energía y al cumplimiento de disposiciones ambientales y sobre seguridad, como también a la legislación ambiental provincial e inspecciones municipales de seguridad e higiene. En enero de 2008, la Secretaría de Comercio Exterior emitió la Resolución Nº 14/2008, mediante la cual se ordenó a las compañías refinadoras a optimizar su producción con el objetivo de obtener los máximos volúmenes de acuerdo con su capacidad.

Por medio del Decreto N° 2.014/2008 de fecha 25 de noviembre de 2008 emitido por el Poder Ejecutivo Nacional, se creó el programa de Refinación Plus, destinado a fomentar la producción de combustible diesel y gasolina. La Secretaría de Energía por medio de la Resolución 1.312/2008 de fecha 1 de diciembre de 2008, aprobó la reglamentación del programa. De acuerdo a dicho programa, las empresas refinadoras que emprendan la construcción de una nueva refinería o la ampliación de la capacidad de refinación y/o conversión de una refinería existente, cuyos planes sean aprobados por la Secretaría de Energía, tendrán derecho a recibir créditos de derechos de exportación que se aplicarán a las exportaciones de los productos en el ámbito de aplicación de la Resolución N° 394/2007 (modificada por la Resolución N° 1/2013) y la Resolución N° 127/2008 (Anexo) expedidas por el Ministerio de Economía y Producción. A la fecha de emisión de este Prospecto, no está claro qué efecto, si hubiere, tendrán la Ley de Expropiación y el Decreto N° 1277/12, en las leyes y reglamentaciones antes indicadas. Véase “La Ley N° 26.741” y “Decreto N° 1277/12”.

EXPORTACIÓN DE HIDROCARBUROS

Bajo la Ley de Hidrocarburos y los Decretos de Desregulación, los titulares de concesiones de explotación tienen el derecho de producir y adquirir la propiedad de los hidrocarburos que extraen, y están habilitados para disponer de esa producción en el mercado local o en el de exportación, con sujeción, en cada caso, a las condiciones que se describen a continuación. Sin embargo, tal disponibilidad fue afectada a raíz de la sanción de la Ley N° 26.741 y el Decreto N° 1277/12. Véase “La Ley N° 26.741” y “Decreto N° 1277/12”.

La Ley de Hidrocarburos autoriza al Poder Ejecutivo Nacional a regular los mercados argentinos del petróleo y el gas y prohíbe la exportación de petróleo crudo durante los períodos en que el Poder Ejecutivo Nacional encuentre que la producción interna es insuficiente para satisfacer la demanda interna. Si el Poder Ejecutivo Nacional restringe la exportación de combustible crudo y productos o la libre disponibilidad del gas natural, los Decretos de Desregulación establecen que los productores, refinadores y exportadores recibirán un precio:

En el caso de petróleo crudo y productos, que no sea inferior al precio del petróleo crudo y de los productos importados de calidad similar, y
En el caso del gas natural, no inferior al 35% del precio internacional por m3 del Arabian Light Oil, 34º API.

Asimismo, los Decretos de Desregulación requieren expresamente que el Poder Ejecutivo Nacional notifique con doce meses de anticipación todas las futuras regulaciones a las exportaciones. No obstante las disposiciones precedentes, algunas resoluciones dictadas con posterioridad (la Resolución S.E. 1679/04, la Resolución del Ministerio de Economía y Producción 532/04 y la Resolución 394/07 del Ministerio de Economía y Producción) han modificado el mecanismo de precios mencionado precedentemente, estableciendo una tasa variable con un valor máximo del precio neto de exportación de 42 US$/bbl (47 US$/bbl para la Cuenca Neuquina), este precio es el utilizado para la compra de refinerías a productores. Además han fijado una tasa mínima del 45%, que equivale a una retención efectiva del 31% sobre el precio bruto.

Aún no está claro cuál será el alcance de los efectos emergentes, de la sanción la Ley de Expropiación y el Decreto N° 1277/12, en las leyes y reglamentaciones antes indicadas. Véase “La Ley N° 26.741” y “Decreto N° 1277/12”.

PROMOCIÓN DEL INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO Y RESERVAS

Programa Petróleo Plus

Mediante el Decreto N° 2.014/2008 del 25 de noviembre de 2008, el Poder Ejecutivo Nacional creó el programa Petróleo Plus, destinado a fomentar la producción de petróleo crudo y el aumento de las reservas a través de nuevas inversiones en exploración y desarrollo. La Secretaría de Energía por medio de la Resolución 1.312/2008 de fecha 1 de diciembre de 2008, aprobó la reglamentación del programa. El programa autoriza a las empresas de producción, cuyos planes sean aprobados por la Secretaría de Energía, que aumentan su producción y reservas en el ámbito del programa, a recibir certificados de crédito fiscal utilizables sobre derechos de exportación que se aplicarán a las exportaciones de los productos en el ámbito de aplicación de la Resolución N° 394 / 2007 (modificada por la Resolución 1/2013) y la Resolución N° 127/2008 (Anexo) expedidas por el Ministerio de Economía y Producción.

Productos refinados

En abril de 2002, el Gobierno y las principales compañías petroleras en Argentina llegaron a un acuerdo sobre un subsidio dado por el Gobierno a las compañías de transporte público de colectivos. El Convenio de Estabilidad de Suministro de Gas Oil fue aprobado mediante el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 652/02 y aseguró a las compañías de transporte la provisión necesaria de gasoil a un precio fijo de Ps. 0,75 por litro desde el 22 de abril de 2002 hasta el 31 de julio de 2002. Acuerdos posteriores entre el Gobierno y las principales compañías petroleras en argentina extendieron el esquema de subsidios hasta diciembre de 2009, habiendo sido revisado el precio antes mencionado en ciertas ocasiones, siendo el actual de 1,30 pesos por litro.

En marzo de 2009, el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 1.390/2009 autorizó al Jefe de Gabinete a firmar acuerdos anuales extendiendo el subsidio para el gasoil destinado a compañías de transporte para el año fiscal 2009 y hasta la finalización de la emergencia pública declarada por la Ley de Emergencia Pública y sus modificaciones, y ordenó a dicho funcionario incorporar las modificaciones necesarias con el objeto de extender la posibilidad de compensar con créditos por impuestos a las exportaciones de todos los productos hidrocarburíferos actualmente exportados, y en su defecto, en efectivo. A la fecha de este prospecto, los acuerdos correspondientes a los años 2010, 2011 y 2012 se encuentran bajo negociación. No obstante, el esquema de subsidios ha continuado vigente sobre la base de la comunicaciones mensuales de la Secretaría de Transporte de la Argentina indicando a las compañías petroleras los volúmenes a ser distribuidos a cada beneficiario de los subsidios, habiendo asimismo continuado el Gobierno con la correspondiente compensación a las compañías petroleras por las entregas de gasoil hechas bajo el esquema antes indicado.

La Secretaría de Energía ha emitido una serie de resoluciones que afectan el mercado de combustibles. Por ejemplo, la Resolución S.E. Nº 1.102/04 creó el Registro de Bocas de Expendio de Combustibles Líquidos, Consumo Propio, Almacenamiento, Distribuidores y Vendedores Mayoristas de Combustibles e Hidrocarburos, y de Gas Natural Comprimido; la Resolución S.E. Nº 1.104/04 creó un módulo de información de precio de venta mayorista como parte integrante del sistema federal de información de combustibles, así como también un mecanismo para la comunicación de precios y volúmenes a cargo de los titulares de las empresas inscriptas en el Registro de Empresas Petroleras, Empresas Elaboradoras y/o Comercializadoras; la Resolución S.E. Nº 1.834/05 obliga a las estaciones de servicio y/u operadores de bocas de expendio y/o consumo propio de combustibles líquidos e hidrocarburos que hubieren pedido suministro de gasoil, y que aún no se les hubiere efectuado el suministro, a comunicar esa situación a la Secretaría de Energía; la Resolución S.E. Nº 1.879/05 estableció que las compañías refinadoras registradas por la Secretaría de Energía que fueren partes en contratos que crean algún grado de exclusividad entre la compañía refinadora y el expendedor de combustible, deben asegurarle a éste el suministro continuado, confiable, regular y no discriminatorio, dando el derecho al expendedor de obtener el producto de una fuente alternativa, y ante ello, cobrar la diferencia extra en los costos correspondientes a la compañía refinadora.

La Disposición S.S.C. Nº 157/06 de la Subsecretaría de Combustibles dispone que los operadores de estaciones de servicios que son parte de contratos que crean algún grado de exclusividad entre la compañía refinadora y la estación de servicios, y que por alguna razón estuvieren buscando rescindir de ese contrato, deberán informar la rescisión en forma anticipada a la Subsecretaría de Combustibles a fin de informar a la Secretaría de Comercio Interior. El Secretario de Comercio Interior debe: (i) emitir una declaración con relación a la validez de la rescisión del contrato y (ii) emplear todos los medios necesarios para permitir que la estación de servicios que está rescindiendo el contrato celebre otro contrato con una compañía refinadora y/o comercializador de combustibles para garantizarle el suministro de combustible.

La Resolución S.E. Nº 1.679/04 reinstaló el registro de operaciones de exportación de gasoil y petróleo crudo creado por el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 645/2002, y ordenó a los productores, comercializadores, compañías refinadoras y cualquier otro agente del mercado que estuviere interesado en exportar gasoil o petróleo crudo a que registren esa operación y prueben que la demanda interna se encuentra satisfecha y que han ofrecido al mercado local el producto a ser exportado. Asimismo, la Resolución S.E. N° 1338/06 incorporó otros productos hidrocarburíferos al régimen de registro creado por el Decreto N° 645/02, incluyendo nafta, fuel oil y sus mezclas, diesel oil, aerokerosene o jet fuel, asfaltos, ciertos petroquímicos, ciertos lubricantes, coque y derivados para uso petroquímico. La Resolución Nº 715/2007 de la Secretaría de Energía facultó al Director Nacional de Refinación y Comercialización a determinar las cantidades de gasoil que serán importadas por cada compañía, en períodos determinados del año, para compensar las exportaciones de productos incluidos bajo el Régimen de la Resolución Nº 1679/04; el cumplimiento de esta obligación de importar gasoil es necesario para obtener autorización para exportar los productos incluidos bajo el Decreto Nº 645/2002, (crudo, fuel oil, gasoil, carbón de coque y nafta, entre otros). Asimismo, la Resolución Nº 25/06 de la Secretaría de Comercio Interior, dictada dentro del marco de la Ley N° 20.680, impone a las compañías refinadoras argentinas la obligación de abastecer toda la demanda razonable de gasoil, suministrando ciertos volúmenes mínimos (establecidos por la resolución) a sus usuarios habituales, principalmente distribuidores y operadores de estaciones de servicio.

El 17 de agosto de 2010, la Secretaría de Comercio Interior emitió la Resolución Nº 295/2010, la cual estableció que el precio de comercialización de los combustibles líquidos debía ser nivelado de nuevo a los precios vigentes el 31 de julio de 2010. Esta resolución fue impugnada con éxito por otra empresa y mediante una medida cautelar se concedió la suspensión de los efectos de esta Resolución. La Resolución fue derogada posteriormente por la Resolución N° 543/2010 de la Secretaría de Comercio Interior.

Asimismo, el 1 de febrero de 2011, la Secretaría de Comercio Interior emitió la Resolución Nº 13/2011, la cual indicaba que el precio de los combustibles líquidos tenía que ser retrotraído a los precios vigentes al 28 de enero de 2011. Esta resolución también requería que las refinerías y las compañías petroleras continúen suministrando cantidades de combustible al mercado interno compatible con el volumen de entregas del año anterior, ajustado por la correlación positiva entre el aumento de la demanda de combustible y el producto bruto interno. Sin embargo, el 28 de marzo de 2011, la Secretaría de Comercio Interior derogó la Resolución N° 13/2011, por medio de la Resolución N° 46/2011, alegando modificaciones en las condiciones de mercado.

A la fecha de emisión de este Prospecto, no está claro qué efecto, si hubiere, tendrán la Ley de Expropiación y el Decreto N° 1277/12 en las leyes y reglamentaciones antes indicadas. Véase ”La Ley N° 26.741” y “Decreto N° 1277/12”.

Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos

El 11 de julio de 2013, el PEN dictó el Decreto N° 929/2013 por medio del cual creó el “Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos”, en el marco de las Leyes Nº 17.319, 26.197 y 26.741, aplicable a todo el territorio nacional. El Decreto N° 929/2013 fue reglamentado por medio de la Resolución N° 9/2013 de la Comisión.

Pueden solicitar la inclusión en el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos en cuestión aquellos que: (i) estén inscriptos en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, (ii) sean titulares de permisos de exploración y/o concesiones de explotación de hidrocarburos otorgadas por el Estado Nacional, las provincias o la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, según corresponda, y/o (iii) sean terceros asociados a tales titulares conjuntamente con éstos. Los interesados deben presentar ante la Comisión un “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” que implique la realización de una inversión directa en moneda extranjera no inferior a un monto de mil millones de dólares calculada al momento de la presentación del Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos y a ser invertidos durante los primeros cinco años del proyecto.

La inclusión en este Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos implica para los sujetos beneficiarios el deber de cumplir con los planes de inversión y desarrollo de reservorios comprometidos en sus respectivos proyectos.

Los beneficios previstos por el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos consisten en que a partir del quinto año contado desde la puesta en ejecución de sus respectivos Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, el sujeto gozará del derecho a comercializar libremente en el mercado externo el 20% de la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, con una alícuota del 0% de derechos de exportación, en caso de resultar éstos aplicables. Además, el volumen de hidrocarburos exportables se computará en forma periódica, por Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos y respecto de la persona física o jurídica que lo hubiera presentado.

En caso de tratase de una modalidad asociativa, el Decreto N° 929/2013 prevé que las partes podrán convenir de qué modo se distribuirá entre ellas la aplicación del beneficio descrito precedentemente.

Además, los beneficiaros del régimen que exporten hidrocarburos, tendrán la libre disponibilidad del 100% de las divisas provenientes de la exportación de tales hidrocarburos, en cuyo caso no estarán obligados a ingresar las divisas correspondientes a la exportación del 20% de hidrocarburos líquidos o gaseosos siempre que la ejecución del Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos aprobado hubiera implicado el ingreso de divisas a la plaza financiera argentina por al menos el importe previsto de mil millones de dólares.

Por otro lado, se prevé que si la producción nacional de hidrocarburos no alcanzase a cubrir las necesidades internas de abastecimiento (en los términos del artículo 6° de la Ley Nº 17.319), los sujetos incluidos en el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos gozarán, a partir del quinto año contado desde la aprobación y puesta en ejecución de sus respectivos Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, del derecho a obtener por el porcentaje de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos susceptible de exportación, un precio no inferior al precio de exportación de referencia a efectos de cuya determinación no se computará la incidencia de los derechos de exportación que pudieran resultar aplicables. En este supuesto, los productores de hidrocarburos enmarcados en el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, tendrán asimismo derecho prioritario a obtener divisas de libre disponibilidad a través del MULC por hasta un 100% del precio obtenido por la comercialización interna del porcentaje de hidrocarburos susceptibles de exportación, más el importe correspondiente, en su caso, a las compensaciones recibidas, siempre que la ejecución del Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos hubiera implicado el ingreso de divisas a la plaza financiera argentina por al menos mil millones de dólares

Asimismo, se otorga a los gobiernos provinciales y al de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires la facultad de otorgar beneficios complementarios a los mencionados previamente.

Por otra parte, los sujetos incluidos en el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos tienen derecho a solicitar una “Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos” (entendida esta como la extracción de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos mediante técnicas de estimulación no convencionales aplicadas en yacimientos ubicados en formaciones geológicas de rocas esquisto o pizarra (shale gas o shale oil), areniscas compactas (tight sands, tight gas, tight oil), capas de carbón (coal bed methane) y/o caracterizados, en general, por la presencia de rocas de baja permeabilidad), en determinados casos.

GAS NATURAL

Mercado Electrónico del Gas

En febrero de 2004, el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 180/04 (i) creó el Mercado Electrónico del Gas (“MEG”) para las operaciones de venta spot diaria de gas natural y un mercado secundario de servicios de transporte y distribución y (ii) estableció deberes de información para los compradores y vendedores de gas natural con relación a sus respectivas operaciones comerciales, requeridos como condición para inyectar y transportar cualquier volumen de gas natural a través del sistema de transporte (ulteriormente regulado por la Resolución Nº 1.146/04 de noviembre de 2004 y la Resolución Nº 882/05 emitidas por la Secretaría de Energía). De acuerdo con el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 180/04, todas las ventas spot diarias de gas natural deben ser negociadas dentro del ámbito del MEG.

Acuerdos con productores de gas natural para satisfacer la demanda interna

En febrero de 2004, el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 181/04 autorizó a la Secretaría de Energía a negociar con los productores de gas natural un mecanismo de ajuste de precios del gas natural suministrado a industrias y compañías de generación de electricidad.

El 13 de junio de 2007, la Resolución Nº 599/07 de la Secretaría de Energía homologó una propuesta de acuerdo con los productores de gas natural con relación al suministro de gas natural al mercado local durante el período 2007 a 2011 (el “Acuerdo 2007-2011”), dándole a esos productores un plazo de cinco días hábiles para adherirse al Acuerdo 2007-2011. Si dentro de ese plazo el Acuerdo 2007-2011 no fuere firmado por una cantidad suficiente de productores que lo hagan viable, la Secretaría de Energía desestimaría el Acuerdo y dictaría los Procedimientos de Abastecimiento Complementario al Mercado Interno 2007-2011 (los cuales no se describen en la Resolución Nº 599/07). La Emisora suscribió el Acuerdo 2007-2011.

Si bien los productores están autorizados a retirarse del Acuerdo 2007-2011 en virtud de sus términos, si así lo hicieran, dichos productores serían tratados como cualquier productor que no haya suscripto el Acuerdo 2007-2011 en primer lugar, estando sujetos igualmente a requerimientos de inyección de gas, por parte del Estado Nacional, en caso que la producción provista por los productores firmantes no alcance a satisfacer la demanda prevista en el acuerdo, los cuales serán pagados a precios inferiores a los que recibiría un productor firmante por dicho suministro adicional de gas.

Con fecha 5 de enero de 2012 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución SE N° 172 mediante la cual se extienden temporalmente las reglas de asignación y demás criterios fijados por la Resolución 599/07, todo ello hasta que se produzca el dictado de las medidas que la reemplacen y según menciona la Resolución previamente indicada.

La Resolución N° 599/07 determina la venta de gas a un precio de 56 $/Mm3 para el gas residencial (aprox. 0,50 US$/MMBtu) y 115 $/Mm3 para el GNC e industria (1,00 US$/MMBtu). Los volúmenes son determinados por el Gobierno, según la demanda estacionaria. De esta manera el precio de venta del gas tuvo una disminución en promedio del 70%, ya que el precio de venta previo a la resolución era de 2 US$/MMBtu.

El objeto del Acuerdo 2007-2011 es garantizar el abastecimiento de la demanda del mercado local a los niveles registrados en el año 2006, más el crecimiento en demanda de los usuarios residenciales y pequeños comerciales. Los productores firmantes del Acuerdo 2007-2011 se comprometerían a abastecer una parte de los niveles de demanda acordados según su participación determinada sobre la base de la producción total de los 36 meses previos a abril de 2004. El Acuerdo 2007-2011 también establece las pautas respecto de los términos de los contratos de suministro de cada segmento del mercado y ciertos límites de precios para cada segmento de los niveles de demanda acordados. Con el fin de garantizar la demanda de gas natural del mercado local que exceda los niveles de demanda acordados, la Resolución S.E. Nº 599/07 mantiene la validez de las Resoluciones que implementaron los cortes de los compromisos de exportación de gas natural y el redireccionamiento de esos volúmenes de gas natural hacia determinados sectores del mercado local. La Resolución también señala que el Acuerdo 2007-2011 no obsta a la eventual suspensión o caducidad de los permisos de exportación.

La Secretaría de Energía mediante la Resolución N° 1.070/2008 publicada en el Boletín Oficial del 1 de octubre de 2008, ratifica el acuerdo complementario al acuerdo 2007-2011, suscripto entre los Productores de Gas Natural y la Secretaría de Energía el 19 de septiembre de 2008 (el “Acuerdo Complementario”) cuyo objeto es (i) la reestructuración de precios de gas en boca de pozo y la segmentación de la demanda residencial de gas natural y (ii) establecer el aporte de los productores de gas natural al Fondo Fiduciario creado por la Ley N° 26.020. El Acuerdo Complementario también contiene ciertos requerimientos vinculados a la provisión de Gas Licuado de Petróleo al mercado doméstico. A través de la Resolución N° 1070/08, la Secretaría de Energía determinó los precios bases para el segmento residencial aplicable a los productores que firmen el Acuerdo Complementario. Con fecha 13 de enero de 2010 se firmó una Adenda al Acuerdo Complementario estableciendo el aporte del sector de los Productores al Fondo Fiduciario creado por la Ley N° 26.020 para el período comprendido entre el 1 de Enero y el 31 de diciembre de 2010. Con fecha 25 de Enero de 2011 se firmó una segunda Adenda al Acuerdo Complementario (aprobada por Resolución N° 277/2012) que extendió dicho compromiso hasta el 31 de diciembre de 2011. Finalmente, el 20 de diciembre de 2011 se suscribió una tercera Adenda al Acuerdo Complementario (ratificada por la Resolución N° 55/2012) que extendió dicho compromiso hasta el 31 de diciembre de 2012.

A su vez, la Resolución N° 55/2012 estableció lo siguiente respecto de los no firmantes del Acuerdo 2007-2011: (i) el incremento en el precio del gas natural establecido en el Acuerdo Complementario no será aplicable al gas natural inyectado en el sistema de gas natural por los no firmantes del Acuerdo; (ii) el gas natural inyectado por los no firmantes será consumido primero en el orden de prioridad por los usuarios residenciales, cuyas tarifas se encuentran en el rango más bajo; y (iii) los no firmantes deberán cumplir con los compromisos asumidos por los productores de gas natural bajo el Acuerdo 2007 – 20011, extendido por la Resolución N° 172. El 20 de marzo de 2012, la Resolución SE N° 55/2012 fue complementada por la Resolución del ENARGAS N° 2087/2012 (modificada por la Resolución ENARGAS N° 2088/2012) que establece, entre otros, el procedimiento de distribución que deben seguir las empresas para asegurar los montos a ser depositados en el fondo fiduciario creado por la Ley N° 26.020. Además, según esta resolución, los productores no firmantes de la extensión del Acuerdo Complementario correspondiente a 2012 no les es permitido cargar a los consumidores abastecidos directamente por las empresas distribuidoras los precios incrementales para el precio del gas en boca de pozo según lo establecido por las Resoluciones N° 1070/2008 y 1417/2008. Consecuentemente, los productores no firmantes tienen que facturar los precios más bajos que estaban en vigor antes de la adopción de dichas resoluciones para el gas suministrado a las empresas de distribución.

El 17 de julio de 2009 el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios y los Productores de Gas Natural firmaron un acuerdo en el cual: (i) se fijan los precios de gas natural en boca de pozo para el segmento usina eléctrica desde julio hasta diciembre de 2009 y (ii) se fija un incremento del precio del gas natural, a partir de agosto de 2009, a percibir por los productores de Gas Natural por sus ventas al segmento residencial, cuyo valor será ajustado mensualmente de forma tal que los montos resultantes representen el 50% de lo recaudado por el Fondo Fiduciario para atender las importaciones de gas natural.

El 17 de Diciembre de 2010 ciertos productores de gas natural firmaron un acuerdo que fija el porcentaje de Gas Natural Licuado regasificado que será asignado a cada productor de gas natural por el año 2011, lo cual deberá ser computado para los compromisos de proveer gas natural a las distribuidoras bajo la Resolución N° 599/07.

Procedimientos para dirigir la producción de gas con el objeto de satisfacer la demanda interna

Con fecha 4 de octubre de 2010 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 1410/2010 del ENARGAS mediante la cual se aprueba un “Procedimiento para Solicitudes, Confirmaciones y Control de Gas” que implementa nuevas pautas a seguir para el despacho de gas natural aplicable a todos los sujetos de la industria del gas, imponiendo nuevas y más severas regulaciones a la disponibilidad de gas por parte de los productores, y según se menciona a continuación:

Las Distribuidoras quedan habilitadas a nominar todo el gas necesario para atender la Demanda Prioritaria, aún cuándo se trate de volúmenes que excedan los que la SE les hubiese asignado en virtud del Acuerdo 2007-2011 homologado por la Resolución SE N° 599/07.
Los Productores están obligados a confirmar todo el gas natural requerido por las Distribuidoras para abastecer la demanda prioritaria. Las participaciones de los productores en tales volúmenes están en línea con las participaciones determinadas según el Acuerdo 2007-2011. No podemos en consecuencia predecir la demanda estimada del mercado argentino que deberá ser satisfecha por los productores, con independencia de ser un productor “firmante o no firmante” del Acuerdo 2007/2011 homologado por Resolución N° SE 599/07.
Una vez abastecida la demanda prioritaria, se deben confirmar los volúmenes solicitados por el resto de los segmentos, quedando en el último orden de prioridades las exportaciones.
En caso que las confirmaciones del productor sean por un volumen menor al solicitado, las transportistas serán las encargadas de adecuar las confirmaciones redireccionando el gas hasta completar el volumen requerido por las distribuidoras para la demanda prioritaria. Este mayor volumen deberá ser detraído de las confirmaciones efectuadas por ese productor a otros clientes. Si el productor no hubiere confirmado gas a otros clientes desde la misma cuenca de origen, el faltante será solicitado al resto de los productores de gas.

En consecuencia, el Procedimiento impone una obligación “solidaria” de suministro a todos los Productores en caso de una inyección deficiente de un productor.

Programa Gas Plus

La Secretaría de Energía creó, bajo la Resolución N° 24/08 (publicada el 13 de marzo de 2008 en el Boletín Oficial), un programa denominado “Gas Plus” para incentivar la producción de gas natural, resultante de nuevos descubrimientos de reservas, nuevos yacimientos, tight gas, etc. El gas natural producido bajo el programa Gas Plus no estará sujeto al Acuerdo 2007-2011 y particularmente no estará sujeto a las condiciones de precio establecidas en dicho acuerdo. Para ser parte de ese programa, es necesario que el productor haya firmado el Acuerdo 2007-2011 y que se mantenga como parte de ese acuerdo.

La Secretaría de Energía mediante la Resolución N° 1.031/2008 (publicada en el Boletín Oficial del 12 de septiembre de 2008), modificó la Resolución Nº 24/2008, estableciendo las condiciones personales que los peticionantes deberán tener para solicitar la aprobación de un proyecto en los términos del programa Gas Plus. Mediante Resolución Nº 695/2009 de la Secretaría de Energía se modificaron ciertas condiciones para solicitar Gas Plus exigiendo el cumplimiento de los compromisos asumidos con anterioridad.

Fondo fiduciario para atender importaciones de gas natural

El Decreto del Poder Ejecutivo N° 2067/2008 (publicado en el Boletín Oficial del 3 de diciembre de 2008 y reglamentado por Resolución N° 1451/2008), creó el Fondo Fiduciario para atender las importaciones de gas natural y toda aquella necesaria para complementar la inyección de gas natural que sean requeridas para satisfacer las necesidades nacionales. El Fondo Fiduciario estará integrado por los siguientes recursos: (i) cargos tarifarios a pagar por los usuarios de los servicios regulados de transporte y/o distribución, por los sujetos consumidores de gas que reciben directamente el gas de los productores sin hacer uso de los sistemas de transporte o distribución de gas natural y por las empresas que procesen gas natural; (ii) los recursos que se obtengan en el marco de programas especiales de crédito que se acuerden con los organismos o instituciones pertinentes, nacionales e internacionales; y (iii) a través de sistemas de aportes específicos, a realizar por los sujetos activos del sector. Este decreto ha sido objeto de diversos reclamos judiciales por distintas compañías del sector y de usuarios del servicio de distribución de gas natural. En ese sentido, juzgados de diversas zonas del país han dictado en su oportunidad medidas cautelares suspendiendo, en cada caso, los efectos derivados de la aplicación del mencionado decreto. Con fecha 8 de noviembre de 2011 el ENARGAS dictó la Resolución N° 1982, complementaria del Decreto N° 2067/2008. La resolución mencionada ajusta los importes del Cargo establecido por el Decreto N° 2067/2008 como así también amplía los sujetos alcanzados, incluyendo los servicios residenciales, procesamiento de gas (entre otros, el gas consumido por el “Retención Térmica de Planta”) y centrales de generación eléctrica, entre otros. La presente medida es de aplicación para los consumos que se efectúen a partir del 1 de diciembre de 2011. Con fecha 24 de noviembre de 2011 se dictó la Resolución ENARGAS N° 1991 ampliando los sujetos alcanzados por el cargo mencionado. El Artículo 54 de la Ley N° 26.784 que aprobó el Presupuesto General de la Administración Nacional para el ejercicio 2013, dispuso que el cargo y el fondo fiduciario creados por el Decreto N° 2.067/0208 se regirá por lo previsto en la Ley N° 26.095 que estableció cargos específicos para el desarrollo de obras de infraestructura energética para la expansión del sistema de generación, transporte y/o distribución de los servicios de gas y electricidad, considerándose incluidos dentro de las previsiones de la citada ley todos los actos dictados en el marco del Decreto N° 2.067/2008. Asimismo, la mencionada ley facultó al Poder Ejecutivo nacional a dictar todas las normas complementarias, aclaratorias y modificatorias que sean necesarias para hacer efectivo lo dispuesto por la Ley N° 26.095.

Regulaciones a la exportación de gas natural y prioridades del abastecimiento doméstico

En marzo de 2004, la Secretaría de Energía emitió la Resolución S.E. Nº 265/04 adoptando medidas con la intención de asegurar el adecuado abastecimiento de gas natural al mercado local y regular sus consecuencias sobre los precios mayoristas de la electricidad. Entre las medidas adoptadas estaban:

La suspensión de todas las exportaciones de excedentes de gas natural,
La suspensión de las aprobaciones automáticas de solicitudes de exportación de gas natural,
La suspensión de todas las solicitudes de nuevas autorizaciones para exportar gas natural presentadas o a ser presentadas ante la Secretaría de Energía, y
Autorización a la Subsecretaría de Combustibles para crear un programa de racionalización de las exportaciones de gas y de la capacidad de transporte.

En marzo de 2004, la Subsecretaría de Combustibles, en virtud de las facultades otorgadas por la Resolución S.E. Nº 265/04, emitió la Disposición S.S.C. Nº 27/04 estableciendo el programa de racionalización de las exportaciones de gas y de la capacidad de transporte. Entre otras cosas, la Disposición Nº 27/04 estableció un límite a las autorizaciones de exportación de gas natural, las cuales, en ausencia de autorización expresa de la Subsecretaría de Combustibles, no podían ser ejecutadas por volúmenes que excedan el volumen las exportaciones registradas durante el año 2003.

En junio de 2004, la Secretaría de Energía emitió la Resolución S.E. Nº 659/04, la cual estableció un nuevo programa para asegurar el abastecimiento de gas natural al mercado local (que sustituye al programa creado por la Disposición S.S.C. Nº 27/04). Bajo la Resolución S.E. Nº 659/04 (modificada por la Resolución S.E. Nº 1.681/04), las exportaciones de gas natural podían ser reducidas debido a escasez de gas natural en el mercado local, requiriéndose a los productores exportadores que entreguen al mercado local volúmenes adicionales de gas natural más allá de aquellos que esos productores se hubieren comprometido contractualmente a suministrar. La exportación de gas natural bajo los actuales permisos de exportación está condicionada al cumplimiento de requerimientos de inyección adicional impuestos a los productores exportadores por las autoridades gubernamentales.

Este programa fue nuevamente modificado y complementado por la Resolución S.E. Nº 752/05 emitida por la Secretaría de Energía en mayo de 2005, que redujo aún más la capacidad de los productores de exportar gas natural y creó un mecanismo bajo el cual la Secretaría de Energía puede requerir a los productores exportadores que suministren volúmenes adicionales a los consumidores domésticos durante un período estacional (la “Inyección Adicional Permanente”), volúmenes de gas natural que tampoco están contractualmente comprometidos por los productores exportadores.

La Resolución S.E. Nº 752/05 también establece (i) un mercado especial, abierto y anónimo, para que las estaciones de expendio de gas natural comprimido realicen sus adquisiciones de gas natural en condiciones de mercado reguladas, y cuya demanda está garantizada por la Secretaría de Energía a través de la Inyección Adicional Permanente requerida a los productores exportadores y (ii) un mecanismo de ofertas irrevocables estandarizadas para que los generadores de electricidad y los usuarios industriales y comerciales obtengan un suministro de gas natural, y cuya demanda se encuentra garantizada por la Secretaría de Energía a través de la imposición de Inyección Adicional Permanente mencionada anteriormente.

En virtud del procedimiento de ofertas irrevocables estandarizadas, que opera en el MEG, cualquier consumidor directo puede ofertar para la compra de gas natural a término al precio promedio del gas natural de exportación neto de retenciones por cuenca. El volumen necesario para satisfacer las ofertas irrevocables estandarizadas que no hubieren sido satisfechas, se requerirá como Inyección Adicional Permanente hasta el final del período estacional durante el cual se hubieran efectuado las ofertas no satisfechas (octubre-abril o mayo-septiembre). Esa Inyección Adicional Permanente es requerida a los productores que exportan gas y que inyectan gas natural desde las cuencas que pueden abastecer las ofertas irrevocables estandarizadas no satisfechas La Resolución Nº 1.886/2006 de la Secretaría de Energía, publicada el 4 de enero de 2007, prorrogó la vigencia de este mecanismo de ofertas irrevocables estandarizadas hasta el año 2016, y facultó a la Subsecretaría de Combustibles a suspender su vigencia cuando esté satisfecha la demanda doméstica de gas natural ya sea mediante regulaciones, acuerdos o debido al descubrimiento de reservas.

Mediante la Resolución S.E. Nº 1.329/06, posteriormente complementada por la Nota SSC Nº 1.011/07, la Secretaría de Energía forzó a los productores a dar primera prioridad en sus inyecciones de gas natural a los gasoductos a determinados consumidores preferenciales y obligó a las compañías transportadoras a que garanticen esas prioridades a través de la asignación de la capacidad de transporte. En términos generales, estas regulaciones subordinan todas las exportaciones de gas natural a la entrega previa de volúmenes de gas natural suficientes para satisfacer la demanda local.

Asimismo, desde el severo invierno argentino de 2007 y con posterioridad a ello, la mayoría de los productores de gas así como también las compañías transportadoras, han recibido instrucciones del Gobierno de suspender las exportaciones, salvo por determinados volúmenes dirigidos a satisfacer los consumos residenciales chilenos y otros consumos específicos.

A la fecha de emisión de este Prospecto, no está claro qué efecto, si hubiere, tendrá la Ley de Expropiación en las leyes y reglamentaciones antes indicadas. Véase "La Ley de Expropiación".

Gas licuado de petróleo (GLP)

La Ley Nº 26.020 sancionada el 9 de marzo de 2005 establece el marco regulatorio para la industria y comercialización de GLP. Esta Ley regula las actividades de producción, envasado, transporte, almacenamiento, distribución y comercialización de GLP en Argentina y declara esas actividades como de interés público. Entre otras cosas, la ley:

crea el Registro de Envases de GLP obligando a los fraccionadores de GLP a registrar los envases de su propiedad,
protege las marcas comerciales de los fraccionadores de GLP,
crea un sistema de precios de referencia, en virtud del cual la Secretaría de Energía publicará periódicamente precios de referencia para el GLP vendido en envases de 45 kilogramos o menos,
requiere a la Secretaría de Energía cumplir con las siguientes tareas: (i) crear mecanismos de transferencia de GLP con el fin de garantizar el acceso al producto a todos los agentes de la cadena de abastecimiento, (ii) establecer mecanismos para la estabilización de los precios de GLP cobrados a los fraccionadores locales de GLP y (iii) junto con la CNDC, hacer un análisis del mercado de GLP y su comportamiento, con el fin de establecer límites a la concentración del mercado en cada fase del mismo, o a la integración vertical a lo largo de la cadena de la industria de GLP. Esas limitaciones deben incluir a sociedades vinculadas, subsidiarias, y sociedades controladas, y
otorga libre acceso a las instalaciones de almacenamiento de GLP y
crea un Fondo Fiduciario para atender el consumo residencial de gas licuado de petróleo envasado para usuarios de bajos recursos y para la expansión de redes de gas a zonas no cubiertas por redes de gas natural. Estará integrado por los siguientes recursos: a) la totalidad de los recursos provenientes del régimen de sanciones establecido en la ley N°. 26.020, b) los fondos que por Ley de Presupuesto se asignen; c) los fondos que se obtengan en el marco de programas especiales de créditos que se acuerden con los organismos o instituciones pertinentes, nacionales e internacionales y d) Los aportes específicos que la Autoridad de Aplicación convenga con los operadores de la actividad.

La Secretaría de Energía estableció, a través de varias resoluciones subsiguientes, precios de referencia aplicables a las ventas de envases de GLP de menos de 45 kilogramos y a las ventas de GLP al por mayor exclusivamente a fraccionadores de GLP. Asimismo, la Secretaría de Energía aprobó el método para calcular la paridad de exportación de GLP que será actualizada mensualmente por la Subsecretaría de Combustibles. La Secretaría de Energía aumentó en el año 2007 los volúmenes de GLP a ser vendidos a los fraccionadores a los precios de referencia establecidos en las resoluciones mencionadas precedentemente.

La Disposición N° 168/05 de la Subsecretaría de Combustibles de la Nación requiere que las compañías que intentan exportar GLP obtengan primero la autorización de la Secretaría de Energía. Las compañías que buscan exportar GLP deben demostrar primero que la demanda local ha sido satisfecha o que se ha hecho una oferta de vender GLP en el mercado local y ésta fue rechazada.

La Resolución N° 127/08, de marzo de 2008, modificó la tasa sobre los derechos de exportación del GLP. Determinando una tasa variable con un valor de corte del precio neto de exportación de 250 US$/m3 (aprox. 455 US$/tn). Además fijó una tasa mínima del 45%, que equivale a una retención efectiva del 31% sobre el precio bruto.

En septiembre de 2008 (Resolución N° 1070/08), el precio interno del GLP pasó de 990 $/tn a 100 $/tn más una compensación de 350 $/tn a pagar con un fondo fiduciario, cuyos ingresos son fruto de la retención de un aumento al acuerdo de precios de gas firmado en junio de 2007. A partir del mes de junio de 2011, el aporte del fondo fiduciario al precio del LPG a MI Acuerdo, pasó a ser de 470 $/tn.

El 19 de septiembre de 2008 la Secretaría de Energía y los productores de GLP firmaron el Acuerdo Complementario. El acuerdo aplica sólo al GLP vendido a fraccionadores que declaren su intención de envasar dicho GLP en garrafas de 10,12 y 15 kg. El Acuerdo Complementario requiere a los productores de GLP que provean a los fraccionadores el mismo volumen de GLP suministrado al año anterior y que acepten el precio por tonelada establecido en el acuerdo. El vencimiento de ese acuerdo operó el 1 de diciembre de 2009, pudiendo ser prorrogado sólo por voluntad de las partes manifestada en forma expresa.

El 29 de diciembre de 2010 los productores de GLP firmaron una segunda modificación al Acuerdo Complementario mediante la cual se extendió su plazo hasta el 31 de diciembre de 2011. Dicha segunda modificación estableció que los productores de GLP debían suministrar al mercado en 2011, el mismo volumen vendido durante 2010.

El 16 de marzo de 2012, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N°. 77 de la Secretaría de Energía, que ratificó la ejecución de la ampliación del Acuerdo Complementario para el año 2012 respecto a la provisión de garrafas de GLP de 10, 12 y 15 kilogramos para los usuarios residenciales. Esta Resolución establece que todos los productores de GLP, independientemente de que sean parte o no del Acuerdo Complementario, deben suministrar los volúmenes los volúmenes de GLP a ser determinado por la Secretaría de Energía argentina a los precios de referencia establecidos en el Acuerdo Complementario del que la Sociedad fue suscriptora. El incumplimiento de tales obligaciones puede dar lugar a la aplicación de las sanciones de embotellado de GLP establecidos en la Resolución, incluida la prohibición de exportar GLP y la limitación de las ventas de GLP en el mercado interno. Mediante la Resolución N° 429/2013 de la Secretaría de Energía, de fecha 4 de julio de 2013, se dispuso la prórroga del acuerdo de estabilidad de precio del GLP, Butano y/o mezcla hasta el 31 de diciembre de 2013. Posteriormente, mediante la Resolución N° 37/2014 de la Secretaría de Energía, se prorrogó el acuerdo hasta el 30 de abril de 2014.

A la fecha de emisión de este Prospecto, no está claro qué efecto, si hubiere, tendrá la Ley de Expropiación y su decreto reglamentario en las leyes y reglamentaciones antes indicadas. Véase "La Ley N° 26.741" y “Decreto N° 1277/12”.

Regulación del precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte para los servicios de GNC y del precio de venta de GNC al público

Por medio de la Resolución N° 1445/12, la Secretaría de Energía de la Nación, en ejercicio de las facultades atribuidas por el Decreto N° 1277/12, reguló el precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte para los servicios GNC. En ese sentido, estableció un precio de $0,4945 por m3 de gas natural de 9300 Kcal, sin impuestos.

Adicionalmente, esa norma dispuso que el precio de venta al público de GNC se deberá mantener a los mismos valores vigentes al día 8 de agosto de 2012.

Regulaciones ambientales argentinas

La sanción de los artículos 41 y 43 de la Constitución Argentina, reformada en 1994, y de nuevas leyes nacionales, provinciales y municipales, ha fortalecido el marco legal del daño al medio ambiente. Los órganos legislativos y gubernamentales han adoptado una actitud más vigilante en lo atinente al acatamiento de las leyes y reglamentaciones relativas al medio ambiente, aumentando las sanciones por violaciones ambientales.

De acuerdo con el nuevo texto de los artículos 41 y 43 de la Constitución Argentina, todos los habitantes argentinos gozan del derecho a un ambiente sano y tienen el deber de preservarlo. El daño ambiental generará prioritariamente la obligación de recomponer, según lo establezca la ley aplicable. El Gobierno establece los presupuestos mínimos para la protección del medio ambiente en tanto que las provincias y los municipios establecen los presupuestos específicos y las normas regulatorias.

Conforme las normas reseñadas, el poder de policía en materia ambiental es concurrente entre las provincias y el Estado Nacional.

Las leyes y reglamentaciones nacionales, provinciales y municipales relacionadas con la calidad ambiental en Argentina afectan las operaciones de la Sociedad. Estas leyes y reglamentaciones fijan estándares para determinados aspectos de la calidad ambiental, establecen penalidades y otras responsabilidades en caso de violación de dichos estándares y prevén la obligación de recomponer en determinadas circunstancias.

En general, nos encontramos sujetos a los requisitos de las siguientes leyes ambientales argentinas (incluidas sus disposiciones reglamentarias):

Constitución Nacional (artículos 41 y 43);
Ley de Política Ambiental Nacional N° 25.675;
Ley de Gestión Integral de Residuos de Origen Industrial y de Actividades de Servicio N° 25.612;
Ley de Residuos Peligrosos N° 24.051;
Ley de Preservación de Recursos del Aire N° 20.284;
Ley de Gestión Ambiental de Aguas N° 25.688;
Ley de Gestión y Eliminación de Policlorobifenilos N° 25.670;
Código Penal; y
Código Civil, que establece las normas generales del derecho de daños.

Estas normas abordan cuestiones ambientales, incluyendo límites a la descarga de desperdicios asociados con las operaciones de hidrocarburos, investigación y limpieza de sustancias peligrosas, seguridad e higiene en el lugar de trabajo, reclamos de indemnización por daños y perjuicios a los recursos naturales y responsabilidad por hechos ilícitos extracontractuales respecto de sustancias tóxicas. Asimismo, estas leyes requieren, habitualmente, el cumplimiento de reglamentaciones y permisos asociados y disponen la imposición de sanciones en caso de incumplimiento.

Asimismo, estamos sujetos a muchas otras reglamentaciones nacionales, federales y municipales, incluyendo aquellas relativas al venteo de gas, derrames de petróleo, abandono de pozos, etc.

Mediante la Resolución Nº 404/94, la Secretaría de Energía modificó la Resolución Nº 419/93, y creó el Registro de Profesionales Independientes y Empresas Auditoras de Seguridad, los cuales pueden actuar con respecto a áreas de almacenamiento de hidrocarburos, refinerías de petróleo, estaciones de servicio de gas natural, plantas comercializadoras de combustibles y plantas de fraccionamiento de GLP en contenedores o cilindros. La resolución dispone que las auditorías externas de refinerías de petróleo, estaciones de servicio y todas las plantas de almacenamiento de combustibles deben ser realizadas por profesionales inscriptos en el Registro. Las compañías que fabrican y comercializan combustibles tienen prohibido suministrar esos productos a las estaciones de servicio que no cumplen con sus obligaciones. Las sanciones por no realizar las auditorias y las tareas de reparación o de seguridad incluyen la descalificación de plantas o estaciones de servicio de gas. Además hay un conjunto de obligaciones en relación con los sistemas subterráneos de almacenamiento de combustible, incluyendo un mecanismo para la notificación instantánea en caso de pérdidas o sospecha de pérdidas de las instalaciones de almacenamiento.

El citado Registro de Profesionales Independientes y Empresas Auditoras de Seguridad fue luego reemplazado, por medio de la Resolución N° 266/08 del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, por el Registro de Universidades Nacionales para la Realización de Auditorías Técnicas, Ambientales y de Seguridad, por lo que las auditorías de los tanques de almacenamiento, bocas de expendio, refinerías de combustible, etc., debe ser realizado por las universidades nacionales allí inscriptas.

Durante el año 2005 la Secretaría de Energía, mediante la Resolución Nº 785/05, modificada por la Resolución N° 266/08 del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, creó el Programa Nacional de Control de Pérdidas de Tanques Aéreos de Depósito de Hidrocarburos, una medida dirigida a reducir y corregir la contaminación ambiental causada por los tanques aéreos de depósito de hidrocarburos.

La descripción precedente de las principales normas ambientales argentinas es un simple resumen y no pretende ser una descripción global del marco regulatorio argentino en materia ambiental. El resumen se basa en las reglamentaciones argentinas relacionadas con asuntos ambientales vigentes a la fecha del presente Prospecto, estando las mismas sujetas a cambios.

Impuestos

Los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación están sujetos a impuestos federales, provinciales y municipales y aranceles aduaneros normales sobre las importaciones. La Ley de Hidrocarburos otorga a esos titulares una garantía legal contra nuevos impuestos y contra determinados incrementos impositivos a nivel provincial y municipal, salvo incremento general de impuestos.

En virtud de los Artículos 57 y 58 de la Ley de Hidrocarburos, los titulares de permisos de exploración y de concesiones de explotación deben pagar un canon anual de superficie que se basa en la cantidad de km² de cada área y que varía dependiendo de la etapa de la operación, es decir, exploración o explotación, y en el caso de la primera, dependiendo del período pertinente del permiso de exploración. El 17 de octubre de 2007, el Boletín Oficial publicó el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 1.454/07, el cual incrementó de manera importante el monto de las tasas de superficie de exploración y explotación expresadas en pesos argentinos que deben pagarse a las distintas jurisdicciones donde están ubicados los campos de hidrocarburos. Véase “Información sobre la Emisora - Exploración y Explotación”.

Además, las “ganancias netas” (según la definición de la Ley de Hidrocarburos) de los titulares de permisos o concesiones, devengadas de la actividad como titulares de permisos o concesiones podrían estar sujetas a la aplicación de un impuesto especial a las ganancias del 55%. Este impuesto nunca fue aplicado. Cada permiso o concesión otorgado a una entidad distinta ha dispuesto que el titular del permiso o concesión está sujeto, en cambio, al régimen tributario general argentino.

Luego de la introducción de precios de mercado para los productos de petróleo downstream en conexión con la desregulación de la industria petrolera, la Ley Nº 23.966 estableció un impuesto, basado en el volumen, sobre las transferencias de determinados tipos de combustible, reemplazando al régimen anterior, el cual se basaba en el precio regulado. La Ley Nº 25.745 modificó, con vigencia a partir de agosto de 2003, el mecanismo para el cálculo del impuesto, reemplazando el antiguo valor fijo por litro según el tipo de combustible por un porcentaje aplicable al precio de venta, manteniendo el antiguo valor fijo como impuesto mínimo.

Derechos de Exportación

En 2002, el Gobierno comenzó a implementar derechos de exportación sobre las exportaciones de hidrocarburos. La Resolución Nº 394/07 del Ministerio de Economía y Producción, vigente desde el 16 de noviembre de 2007, aumentó los derechos de exportación sobre las exportaciones argentinas de petróleo (según las define el regulador), petróleo crudo y otros productos derivados del crudo. El nuevo régimen dispone que cuando el precio internacional supera el precio de referencia, que está fijado en US$ 60,9/barril, el productor podrá cobrar US$ 42/barril, y la diferencia restante es retenida por el Gobierno como derecho de exportación. Si el precio internacional de las exportaciones argentinas de petróleo estuviere por debajo del precio de referencia pero por encima de US$ 45/barril, se aplicará una tasa de retención del 45%. Si ese precio estuviere por debajo de US$45/barril, el derecho de exportación aplicable se determinará dentro de los 90 días hábiles.

Además, el procedimiento de cálculo descripto anteriormente también se aplica a otros productos del petróleo y lubricantes sobre la base de distintas tasas de retención, precios de referencia y precios permitidos a los productores.

La Resolución N° 127 del Ministerio de Economía y Producción dispuso incrementos en los derechos de exportación de gas natural, elevando la alícuota del 45% al 100%, tomando como base de cálculo el precio más alto establecido en los contratos de importación de gas natural por parte de cualquier importador del país (abandonando el precio de referencia del Acuerdo Marco entre Argentina y Bolivia antes aplicable). Respecto del GLP (incluyendo propano, butano y mezcla) la Resolución N° 127 dispuso que en caso que el precio internacional del producto según informe diariamente la Secretaría de Energía se mantenga por debajo del valor de referencia que establece la Resolución N° 127 para cada producto (US$ 338/m³ para propano, US$ 393/m³ para butano, y US$ 363/m³ para la mezcla de ambos), la alícuota aplicable será del 45%. En caso de que el precio internacional supere al valor de referencia, el productor cobrará el monto máximo establecido por la Resolución para el producto en cuestión (US$ 233/m³ para propano, US$ 271/m³ para butano, y US$ 250/m³ para la mezcla de ambos), siendo retenida la diferencia por el Gobierno en concepto de derechos de exportación.

Repatriación de moneda extranjera

El Decreto del Poder Ejecutivo Nº 1.589/89, relacionado con la desregulación de la industria upstream del petróleo, permitía a las compañías dedicadas a actividades de producción de hidrocarburos en Argentina vender y disponer libremente de los hidrocarburos producidos. Adicionalmente, bajo el Decreto Nº 1.589/89, los productores de petróleo tenían derecho a mantener fuera de la Argentina hasta el 70% del producido en moneda extranjera que recibimos por ventas de exportación de petróleo crudo y gas, pero debíamos repatriar el 30% restante a través de los mercados de cambio de la Argentina.

En julio de 2002 el Procurador del Tesoro de la Nación emitió elDictamen Nº 235 que estableció que se tendría que haber liquidado el 100% de los créditos por exportaciones en Argentina, en lugar del 30% establecido en el Decreto Nº 1.589/89, basado en el supuesto de que el Decreto Nº 1.589/89 había sido sustituido por otros decretos (Decreto Nº 530/91 y 1.606/01) emitidos por el Gobierno. Luego de este dictamen, sin embargo, el Gobierno emitió el Decreto Nº 2.703/02 ordenando al Banco Central aplicar el régimen del 70%/30% establecido en el Decreto Nº 1.589/89.

Finalmente, y como resultado de la nueva política cambiaria impulsada por el Gobierno, mediante el dictado del Decreto No. 1722/2011, del 26 de octubre de 2011, se restableció el Decreto No. 2581/64 exigiendo que todas las empresas de petróleo y gas, deben repatriar el 100% de sus créditos en moneda extranjera vinculados a exportaciones y negociarlas en el MULC.

Estructura y organización de la Emisora y su grupo económico

Para una descripción de los accionistas principales de la Sociedad, véase “Accionistas Principales y Transacciones Con Partes Relacionadas”. La Sociedad no posee sociedades controladas ni tiene conocimiento otras sociedades pertenecientes al mismo grupo económico.

Activo Fijo

La Sociedad posee 572 metros cuadrados de oficinas ubicadas en Av. Eduardo Madero 1014 y 1020, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina. Dicho inmueble se encuentra hipotecado en primer grado en garantía del financiamiento otorgado pro el Banco de la Ciudad de Buenos Aires. Para mayor información veáse “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera de la Emisora—Deuda Financiera”. Para un detalle sobre los activos fijos de la Emisora y de las UTEs en las que es parte veáse el Anexo I de los estados contables de la Sociedad.

RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA DE LA EMISORA

El siguiente análisis de la dirección de los resultados de las operaciones y la situación financiera de la Emisora debe leerse conjuntamente con la Sección “Información Contable” y los Estados Financieros consolidados de la Sociedad. Este análisis de la dirección de los resultados de las operaciones y la situación financiera incluye manifestaciones a futuro que implican riesgos, incertidumbres y suposiciones. Entre estas manifestaciones a futuro se incluyen, entre otras, palabras tales como “prevé”, “anticipa”, “se propone”, “considera” y terminología similar. Los resultados reales pueden diferir de modo significativo de los previstos en estas manifestaciones a futuro como resultado de varios factores de riesgo, incluyendo los establecidos en la sección “Factores de Riesgo” y en otras secciones de este Prospecto.

El análisis es realizado para los ejercicios anuales finalizados al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011.

Principales Políticas Contables

La Sociedad emite sus estados financieros conforme lo establecido por las normas contables profesionales argentinas (Resoluciones Técnicas emitidas por la Federación Argentina de Consejos de Profesiones de Ciencias Económicas). La Política Contable constituye un conjunto de principios, reglas y procedimientos específicos que son adoptados por la Sociedad para confeccionar sus Estados Financieros, estableciendo los criterios de valuación y exposición aplicables.

Esto es así por cuanto la información debe ser:

relevante para las necesidades de toma de decisiones económicas por parte de los usuarios.
fiable en el sentido que los estados financieros deben presentar de forma fidedigna la situación económica y financiera, y los flujos de efectivo de la empresa; debe reflejar el fondo económico de las transacciones y no solo su forma legal y deben estar completos en todos sus aspectos significativos.

Se detallan a continuación, de manera resumida, los principales criterios adoptados:

Criterios de Valuación

Los principales criterios de valuación utilizados para la preparación de los estados contables son los siguientes:

Caja y bancos, inversiones corrientes, créditos y pasivos:

En moneda nacional: a su valor nominal, incorporando, en caso de corresponder, los intereses devengados al cierre de cada ejercicio según las cláusulas específicas de cada operación, el cual no difiere significativamente de su valor descontado, en caso de corresponder, al cierre de cada ejercicio.

En moneda extranjera: se convirtieron al tipo de cambio vigente al cierre de cada ejercicio para la liquidación de estas operaciones, incorporando, en caso de corresponder, los intereses devengados a la fecha de cierre de los mismos según las cláusulas específicas de cada operación. Las diferencias de cambio resultantes fueron imputadas a los resultados de cada ejercicio.

Los fondos comunes de inversión han sido valuados al valor de listado de cada cuota parte vigente al cierre de cada ejercicio.

Los créditos incluyen, en los casos que corresponda, una previsión para reducir su valor al de probable realización.

Los préstamos se exponen netos de las comisiones y costos demandados por la transacción.

Bienes de cambio:

Corresponde al stock de petróleo, propano y butano al cierre de cada ejercicio valuado a su valor neto de realización al cierre de los mismos.

El valor de los bienes de cambio al cierre de cada ejercicio no excede su valor recuperable.

Bienes de uso:

Al costo de adquisición reexpresado en moneda constante, menos las correspondientes depreciaciones acumuladas.

Actividades de producción de petróleo y gas

Los costos relacionados con la adquisición y extensión de los derechos de la concesión de exploración y explotación de las áreas han sido activados en el rubro “Bienes de uso” en la línea “Propiedad minera, pozos y equipos de explotación”.

Los costos exploratorios correspondientes a la realización de sísmica 3D, costos geológicos y geofísicos y la perforación de pozos exploratorios, incluidos los pozos de prueba estratigráfica, se capitalizan hasta que se determina si existen reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial. Si no se encuentran tales reservas, los mencionados costos se imputan a resultados. Los demás costos exploratorios se imputan a resultados en el momento en que se incurren.

Los costos de perforación aplicables a los pozos productivos y a los pozos secos de desarrollo y los costos de equipos y otros costos relacionados con el desarrollo de las reservas de petróleo y gas han sido activados.

Los costos activados relacionados con actividades productivas han sido depreciados utilizando el método de las unidades de producción, mediante la aplicación de la relación entre el petróleo y el gas producido y las reservas de petróleo y gas probadas y desarrolladas o probadas totales, según corresponda, que se estima recuperar.

Los costos futuros descontados por obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos, según los lineamientos establecidos por la Resolución N° 5/96 de la Secretaría de Energía, son activados junto con los activos que le dieron origen, y son depreciados utilizando el método de unidades de producción. Como contrapartida, un pasivo es reconocido por dicho concepto al valor estimado de las sumas a pagar descontadas en el rubro “otros pasivos corrientes y no corrientes” del balance general.

Otros bienes de uso

Los bienes no afectados directamente a la producción de petróleo y gas han sido depreciados siguiendo el método de depreciación de la línea recta sobre la base de porcentajes de depreciación calculados en función de la vida útil estimada de cada clase de bien.

La depreciación de dichos bienes de uso ha sido calculada aplicando las alícuotas que se detallan a continuación:


	%
Rodados	20
Muebles y útiles	10
Inmuebles	2

Los trabajos de mantenimiento y las reparaciones de los bienes de uso se imputan a resultados a medida que se realizan.

Las renovaciones, mejoras y refacciones que implican un aumento de la capacidad o de la vida útil de los bienes son activadas. A medida que los bienes de uso son reemplazados, sus costos relacionados y sus depreciaciones acumuladas, son dados de baja.

Se activan los costos incurridos para limitar, neutralizar o prevenir la contaminación ambiental, sólo si se cumple al menos una de las siguientes condiciones: (a) se trata de mejoras en la capacidad y seguridad del activo; (b) se previene o limita la contaminación ambiental; o (c) los costos se incurren para acondicionar los activos para su venta sin que el valor registrado supere su valor recuperable.

El valor de los bienes de uso, considerados en su conjunto, no supera su valor recuperable.

Impuestos, regalías y retenciones a las exportaciones:

Impuesto a las ganancias y a la ganancia mínima presunta

La Sociedad determina el cargo contable por impuesto a las ganancias de acuerdo con el método del impuesto diferido, el cual considera el efecto de las diferencias temporarias originadas en la distinta base de medición de activos y pasivos según criterios contables e impositivos, computados considerando la tasa impositiva vigente, que actualmente alcanza el 35%.

De acuerdo con las disposiciones de las normas contables profesionales vigentes, la diferencia entre el valor contable de los bienes de uso ajustado por inflación y su correspondiente valor fiscal es considerada una diferencia temporaria y en consecuencia, da lugar al reconocimiento de un impuesto diferido. Sin embargo, dichas normas permiten optar por no registrar dicho efecto y exponer el mismo en nota a los estados contables. El mencionado efecto en los estados contables de la Sociedad no es significativo.

La Sociedad determina adicionalmente el impuesto a la ganancia mínima presunta aplicando la tasa vigente del 1% sobre los activos computables al cierre de cada ejercicio. Este impuesto es complementario de la obligación fiscal por impuesto a las ganancias. La obligación fiscal de la Sociedad en cada ejercicio coincidirá con el mayor de ambos impuestos. Sin embargo, si el impuesto a la ganancia mínima presunta excede en un ejercicio fiscal a la obligación fiscal por impuesto a las ganancias, dicho exceso podrá computarse como pago a cuenta de cualquier excedente de la obligación fiscal por impuesto a las ganancias sobre el impuesto a la ganancia mínima presunta que pudiera producirse en cualquiera de los diez ejercicios siguientes.

En el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2013, el importe en concepto de obligación fiscal por impuesto a las ganancias estimado fue superior al impuesto a la ganancia mínima presunta estimado y se imputó al resultado del ejercicio en el rubro “Impuesto a las ganancias”.

Al 31 de diciembre de 2012, la Sociedad mantenía quebrantos impositivos acumulados de aproximadamente 17.808.464, los cuales han sido compensados durante el ejercicio 2013 dado que ha estimado para el mismo la existencia de utilidad impositiva gravada.

En cada ejercicio en que se verifique una compensación de quebrantos, la concreción del beneficio impositivo (efecto de la tasa vigente sobre el quebranto utilizado) se realizará si la obligación fiscal por el impuesto a las ganancias (neto de la compensación) fuera igual o superior al impuesto a la ganancia mínima presunta, pero estará reducida por cualquier excedente de este último sobre el impuesto a las ganancias.

Impuesto al valor agregado – UTE Río Cullen – Las Violetas – La Angostura

La Ley N° 20.631 y los decretos N° 1.943/74 y 1.527/86 establecían que el I.V.A. se encontraba comprendido entre los tributos beneficiados por el Régimen de la Ley N° 19.640, estableciendo el beneficio de la liberación en reemplazo de la exención.

El procedimiento de cómputo de los beneficios de liberación, en los casos de ventas de productos al, o con destino al, territorio continental de la Nación, había sido reglamentado por el Decreto N° 1.139/88 el cual estructuró sobre el I.V.A. el denominado “crédito fiscal presunto”. Consecuentemente, en el caso de las operaciones de venta mencionadas, la UTE generaba el débito fiscal computándose contra el mismo un crédito fiscal presunto de idéntica cuantía. Este débito fiscal resultaba entonces para la UTE en un efectivo mayor importe por la venta de sus productos y se expone en el estado de resultados.

Mediante el dictado del decreto N° 751/2012 del Poder Ejecutivo Nacional, (Boletín Oficial del 16 de mayo de 2012), se han dejado sin efecto los beneficios impositivos y aduaneros, previstos en el Régimen Especial Fiscal y Aduanero de la Ley N° 19.640 y sus normas complementarias, para las actividades relacionadas con la producción de gas y petróleo. Dicho decreto entró en vigencia a partir de su publicación y produjo efectos para los hechos imponibles generados y devengados a partir del 17 de mayo de 2012.

Regalías

Por la producción de petróleo crudo y los volúmenes de gas natural comercializados de las UTEs y áreas, las mismas abonan regalías equivalentes del 12% sobre el valor estimado en boca de pozo de dichos productos. Dicho valor es asimilable al precio de venta final menos gastos de transporte y almacenamiento.

Adicionalmente a las regalías mencionadas en el párrafo anterior, en las provincias de Santa Cruz, Tierra del Fuego y Mendoza se abona un canon diferencial equivalente al 3% de la producción de petróleo crudo y los volúmenes de gas natural comercializados.

Las regalías pagadas en efectivo se imputan al costo de producción.

La Sociedad y las UTEs en las que participa la misma no han reconocido resultado alguno por las regalías en especie entregadas a las Provincias de Tierral del Fuego y Santa Cruz.

Obligaciones ambientales:

Las obligaciones ambientales se registran cuando las evaluaciones y/o saneamientos ambientales son probables y se pueden estimar razonablemente. Dicha estimación se basa en los estudios de factibilidad detallados sobre el enfoque y los costos de saneamiento para emplazamientos individuales y en la estimación por parte de los operadores de las UTEs de los costos a incurrir según la experiencia histórica y la información disponible, dependiendo de la etapa en que se encuentre la evaluación y/o saneamiento de cada emplazamiento. A medida que más información sobre cada emplazamiento está disponible o bien a medida que se modifican las normas sobre medio ambiente, la Sociedad y los operadores de las UTEs revisan sus estimaciones de costos a incurrir en materia de evaluación y/o saneamiento ambiental.

Inversiones no corrientes:

La participación de la Sociedad en San Enrique Petrolera S.A. ha sido valuada a su valor patrimonial proporcional al cierre de cada ejercicio y ha sido expuesta en el rubro “Inversiones no corrientes” del balance general a dichas fechas. Para la valuación de la participación se han utilizado los últimos estados contables disponibles al cierre del ejercicio considerando, en caso de corresponder, los hechos y operaciones significativas subsecuentes y/o información de gestión disponible. A tales efectos, la empresa emisora utiliza criterios contables similares a los utilizados por la Sociedad.

La diferencia entre el valor pagado por Roch por la adquisición de la participación en San Enrique Petrolera S.A. y su valor patrimonial proporcional a la fecha de su adquisición ha sido reconocida por la Sociedad como un valor llave positivo, el cual se incluye en el rubro “Inversiones no corrientes” del balance general.

Roch posee el 10% del capital accionario y de los votos de San Enrique Petrolera S.A.

El valor de dichas inversiones no supera su valor recuperable estimado.

Anticipo de Clientes

Los anticipos de clientes que originan obligaciones de entregar ciertas cantidades de gas natural se valúan de acuerdo con el importe recibido

Cuentas del patrimonio neto:

Se encuentran reexpresadas en moneda constante.

Cuentas del estado de resultados:

Las cuentas del estado de resultados se registraron mediante la aplicación de los siguientes criterios:

Las cuentas que acumulan operaciones monetarias a su valor nominal.
Los ingresos por ventas se reconocen al valor razonable de la contraprestación cobrada o por cobrar sobre la base de las entregas de hidrocarburos o la prestación de servicios a los clientes, incluyendo los volúmenes entregados y servicios prestados pero aún no facturados al cierre de cada ejercicio. Los ingresos relacionados con el Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural se han considerado en base a la Norma Internacional de Contabilidad N° 20 “Contabilización de las Subvenciones del Gobierno e Información a Revelar sobre Ayudas Gubernamentales” por tratarse de cuestiones de medición no previstas en las normas contables profesionales argentinas.
El costo de ventas ha sido calculado computando las unidades vendidas en cada mes al costo de reproducción de dicho mes.
Bajo la denominación “Resultado por valuación de bienes de cambio al valor neto de realización” se expone el efecto correspondiente a la valuación a valor neto de realización de los bienes de cambio al cierre de cada ejercicio.
Los cargos por consumos de activos no monetarios valuados al costo de adquisición, se calcularon en función de los importes reexpresados de tales activos.
Los resultados financieros (intereses, diferencias de cambio y resultados por tenencia) generados por activos y pasivos se exponen netos en el rubro “Resultados financieros y por tenencia, netos”.

Otros criterios contables utilizados:

Participación en Uniones Transitorias de Empresas y Áreas

Las participaciones de la Sociedad en las UTEs y áreas han sido consolidadas línea por línea en base a la participación proporcional en los activos, pasivos y los ingresos, costos y gastos que surgen de los últimos estados contables disponibles de las mismas e información contable disponible de los respectivos operadores. A tales efectos las UTEs utilizan criterios de valuación similares a los seguidos por la Sociedad.

Deterioro del valor de los activos no financieros

Los activos sujetos a amortización/depreciación se someten a revisiones para pérdidas por deterioro siempre que algún suceso o cambio en las circunstancias indique que el importe en libros puede no ser recuperable. Se reconoce una pérdida por deterioro por el importe que el valor en libros del activo excede su importe recuperable. El importe recuperable es el valor razonable de un activo menos los costos para la venta o el valor en uso, el mayor de los dos.

La posible reversión de pérdidas por deterioro de valor de activos no financieros distintos a la llave de negocio (ya que en este caso no es permitida) que sufren una pérdida por deterioro se revisa en todas las fechas a las que se presenta información financiera.

Desvalorización de activos financieros:

La Sociedad analiza, al cierre de cada período, si existe evidencia objetiva de que un activo financiero o grupo de activos financieros está desvalorizado. La pérdida por desvalorización de activos financieros se reconoce cuando existe evidencia objetiva de desvalorización como resultado de uno o más eventos ocurridos con posterioridad al reconocimiento inicial del activo financiero y dicho evento tiene un impacto en los flujos de efectivo para dicho activo financiero o grupo de activos financieros que puede ser estimado confiablemente.

Las pruebas de deterioro pueden incluir indicios de que los deudores o un grupo de deudores están experimentando importantes dificultades financieras, incumplimientos o mora en los pagos de capital o intereses, la probabilidad de que sean declarados en quiebra o estén sujetos a otra clase de reorganización financiera, y cuando datos observables indican que existe una disminución mensurable de los flujos de efectivo futuros estimados, tales como cambios en la mora o en las condiciones económicas que se correlacionen con incumplimientos.

Previsiones y contingencias

Las previsiones se reconocen en los estados financieros cuando:

la Sociedad tiene una obligación presente, legal o implícita, como resultado de un hecho pasado,
es probable que una salida de recursos sea necesaria para cancelar tal obligación, y
puede hacerse una estimación confiable del importe de la obligación.

Se realizan previsiones para ciertas contingencias civiles, impositivas, comerciales y laborales que ocasionalmente se generan en el curso ordinario de los negocios. Con el propósito de determinar el nivel apropiado de previsiones relacionadas con estas contingencias, basados en el consejo de los asesores legales internos y externos, determinamos la probabilidad de cualquier sentencia o resolución adversa relacionada con estas cuestiones, así como el rango de pérdidas probables que pudieran resultar de las potenciales resoluciones. De corresponder, se hace una determinación del monto de previsiones requeridas para estas contingencias, luego de un análisis detallado de cada caso en particular.

Consideración de los efectos de la inflación

Los estados financieros de la Sociedad han sido preparados en moneda constante, reconociendo en forma integral los efectos de la inflación hasta el 31 de agosto del año 1995. A partir de esa fecha y de acuerdo con las normas contables profesionales y por requerimientos de los organismos de contralor, se ha discontinuado la reexpresión de los estados contables hasta el 31 de diciembre de 2001. Desde el 1 de enero del año 2002 y de acuerdo con lo establecido por la normas contables profesionales, se ha reiniciado el reconocimiento de los efectos de la inflación, considerando que la mediciones contables reexpresadas por el cambio en el poder adquisitivo de la moneda hasta el 31 de agosto del año 1995, como las que tengan fecha de origen entre dicha fecha y el 31 de diciembre de 2001, se encuentran expresadas en moneda de esta última fecha.

Con fecha 25 de marzo del año 2003, el Poder Ejecutivo Nacional emitió el Decreto N° 664 estableciendo que los estados contables correspondientes a ejercicios que cierran a partir de dicha fecha sean expresados en moneda nominal. En consecuencia, y de acuerdo con la Resolución N° 4/03, emitida con fecha 16 de abril del año 2003 por la Inspección General de Justicia, la Sociedad discontinuó la reexpresión de los estados contables desde el 1° de marzo del año 2003.

Ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2013 comparado con el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2012.

Estado de Resultados


ESTADO DE RESULTADOS COMPARATIVO POR EL EJERCICIO 2013 Y 2012
	(cifras expresadas en miles de pesos)
CONCEPTO	finalizado el 31 de diciembre de 2013		finalizado el 31 de diciembre de 2012		Variación ($)
Ventas netas e IVA liberado	223.516		194.033		29.483
Costo de ventas	(184.448)		(174.323)		(10.125)
Utilidad bruta	39.068		19.710		19.358

Resultado de inversiones en entes relacionados	63		(1.686)		1.749
Resultado por valuación de bienes de cambio a V.N.R.	1.794		4.981		(3.187)
Gastos de comercialización	(10.385)		(10.495)		110
Gastos de administración	(18.666)		(11.923)		(6.743)
Gastos exploratorios	(2.030)		-		(2.030)
Otros ingresos netos	87.375		2.006		85.369
Resultados financieros y por tenencia netos	(24.045)		(18.125)		(5.920)

Ganancia (pérdida) antes de impuesto a las ganancias	73.174		(15.532)		88.706

Impuesto a las ganancias	(21.368)		-		(21.368)

Ganancia (pérdida) neta del ejercicio		51.806		(15.532)		67.338

Los resultados operativos por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, respecto del año anterior, han aumentado Ps. 94,6 millones, pasando de Ps. 2,6 millones a Ps. 97,2 millones. Por su parte, los resultados netos después de impuestos han aumentado en Ps. 67,3 millones, pasando de Ps. 15,5 millones en el 2012 a Ps. 51,8 millones en 2013. Esto se debe a diversos factores concurrentes que han afectado los distintos rubros del Estado de Resultados y que a continuación se detallan.

Ventas netas e IVA liberado

Las ventas netas del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 ascendieron a Ps. 223,5 millones, en tanto que en idéntico ejercicio del año 2012 ascendieron a Ps. 194 millones, registrándose, en consecuencia, un incremento interanual de Ps. 29,5 millones, equivalentes a un 15%.


VENTAS NETAS POR EL EJERCICIO FINALIZADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2013 Y 2012
	(cifras expresadas en miles de pesos)


CONCEPTO	finalizado el 31 de diciembre de 2013	finalizado el 31 de diciembre de 2012	VARIACIÓN

Ventas de petróleo y derivados	114.236	111.970	2.266
Ventas de gas	64.545	48.220	16.325
Ventas de LPG	1.580	1.990	(410)
Servicios prestados y otros	43.436	34.530	8.906
Ventas brutas	223.797	196.710	27.087

Retenciones a las exportaciones	(281)	(2.677)	2.396

Ventas netas	223.516	194.033	29.483

El incremento en el total de las ventas netas de Ps. 29.5 millones producido en el año, se debió fundamentalmente al incremento de precios registrados en Petróleo y Gas durante el ejercicio y a la devaluación del tipo de cambio. Cabe destacar que durante el ejercicio 2013 la Sociedad no ha podido iniciar las campañas de perforación previstas en sus áreas principales. En el caso de Río Cullen Las Violetas y Angostura, en la Provincia de Tierra del Fuego, la Sociedad pospuso la campaña hasta la aprobación de la prórroga de la concesión, la cual pudo lograrse durante el mes de julio 2013. En provincia de Santa Cruz Sur, si bien se obtuvo la prórroga durante el mes de diciembre de 2012, la dificultad para disponer de equipos de perforación persistió hasta la fecha, habiéndose iniciado recientemente la campaña.

Las ventas de petróleo presentaron un aumento total de Ps. 2,27 millones (2%). Esta variación se justifica por un incremento en el precio promedio del 9% en dólares y una devaluación del tipo de cambio del 33%. Cabe resaltar que el 100% de las ventas de petróleo se efectúan en dólares estadounidenses. Los volúmenes vendidos disminuyeron un 19%. Las razones de esta declinación son: una disminución en la producción del 13% y por la venta durante el ejercicio 2012 de stocks remanentes al 31 de diciembre de 2011. En este sentido las ventas de crudo durante el ejercicio 2012 fueron un 12% superior a la producción y durante el ejercicio 2013 un 5% quedando la Sociedad al 31 de diciembre de 2013 con stocks mínimos de petróleo.

El gas licuado presentó una disminución total de Ps. 0,41 millones (21%). Esto tiene su origen, principalmente,en la suspensión de las exportaciones de Propano y Butano a Chile. Dicha suspensión también explica la disminución en las retenciones a las exportaciones.

Las ventas de gas presentaron un aumento total de Ps. 16,33 millones (34%) originado en un incremento en el precio en dólares obtenido por la compañía (20%) y el efecto devaluatorio de la moneda sobre las ventas realizadas a los segmentos Gas Plus, Industrial y Generación. Los volúmenes inyectados disminuyeron un 8% producto de la declinatoria del yacimiento.

Costo de ventas y otros gastos operativos

Los costos de venta (Costos de Operación) sufrieron un incremento de Ps. 10,13 millones, afectados principalmente en incrementos originados en los siguientes rubros:

Sueldos, Cargas Sociales y Otros Gastos de Personal sufrieron un incremento del 41,3%. Dicho aumento tuvo su origen en los incrementos y compensaciones otorgados al personal. Respecto del personal que opera en los yacimientos el incremento promedio acordado con los sindicatos fue del 27%.

Adicionalmente, cabe destacar que un el 62% del personal opera a través de contratistas. En este sentido, si bien el rubro Retribuciones por Servicios estuvo expuesto a los mismos incrementos de salarios acordados por los sindicatos, no sufrió variaciones significativas ya que durante el ejercicio 2013 finalizó la vigencia de la denominada Paz Social en la UTE de Santa Cruz Sur.

En el rubro Depreciaciones se observa una disminución del 17% producido por el efecto del incremento de las reservas probadas de la prórroga de la concesión de las áreas ubicadas en la proncia de Tierra del Fuego. Este efecto ocurre porque la Sociedad aplica para la amortización de los bienes asociados a la producción de hidrocarburos el ratio entre producción y las reservas de petróleo y gas probadas y desarrolladas o probadas totales, según corresponda.

Los gastos de comercialización sufrieron una disminución de Ps. 0,11 millones. Respecto de los gastos de administración,sufrieron un incremento de Ps. 6,74 millones, afectados principalmente por los honorarios administrativos asociados a la capitalización realizada durante el mes de octubre de 2013. Adicionalmente, el impuesto a los débitos y créditos bancarios se incrementó ostensiblemente como resultado del mayor volumen operado, la citada capitalización, la cancelación del préstamo con IFC y las cobranzas de Petróleo Plus.

Gastos Exploratorios:

Los gastos de exploración sufrieron un incremento de $2,03 millones. El principal motivo de dicha suba es la realización durante el ejercicio 2013 de Registración Sísmica 3D de 160 Kms2 en el área Coirón Amargo.

Otros ingresos netos:

Los otros ingresos y egresos sufrieron un incremento de Ps. 85,37 millones afectados principalmente por las cobranzas de certificados del programa Petróleo Plus. Durante el ejercicio 2013, la Sociedad ha cedido y cobrado certificados emitidos a su nombre por Ps. 82,6 y a nombre de la UTE Glacco – Roch por Ps. 1,81 (al porcentaje de participación de la Sociedad)

Resultados financieros y por tenencia, netos:

Las pérdidas financieras netas tuvieron un incremento de Ps. 5,92 millones, afectados principalmente por la variación de la diferencia de cambio neta de Ps. 7,10 millones, un incremento de los intereses perdidos por deudas financieras por Ps. 2,29 millones y un incremento de los intereses ganados por Ps. 3,47 millones. El incremento en la diferencia de cambio y en los intereses perdidos durante el ejercicio 2013 se debe principalmente al resultado de la aceleración de la tasa de devaluación del peso sobre el préstamo en dólares que la sociedad mantenía con el IFC. Respecto de los intereses ganados, los mismos se originaron en las inversiones realizadas por la Sociedad a partir de la capitalización realizada por Puerto Asís Argentina SA en el mes de octubre de 2013.

Ganancia (pérdida) antes de impuesto a las ganancias y neta del ejercicio:

Como consecuencia de lo descripto, el aumento en el resultado antes de Impuesto a las Ganancias fue de Ps. 88,71 millones, lo que representa una variación del orden del 571%.

El impuesto a las ganancias en consecuencia, aumentó en Ps. 21,37 millones, alineado con la variación en el resultado antes de impuesto.

La ganancia neta del ejercicio 2013 respecto a idéntico ejercicio del año 2012 registro un aumento de Ps. 67,34 millones.

La siguiente tabla muestra los recursos y la utilización de esos recursos para los ejercicios 2013 – 2012 – 2011.


Ejercicio económico
Flujo de Fondos	2013	2012	2011
(Millones de Pesos)
Flujo Neto – Operativo /	112,42	33,91	26,74
Flujo Neto – Inversiones	(63,27)	(47,01)	(35,89)
Flujo Neto – Financiación	(6,95)	11,02	3,95
Variación de Fondos	42,20	(2,08)	(5,20)

El flujo neto de fondos provisto por las operaciones aumentó de Ps. 33,91 millones a Ps. 112,42 millones debido principalmente a que la ganancia antes de impuesto a las ganancias se incrementó en Ps. 88,71 millones:

El flujo neto de fondos aplicado a inversión se elevó de Ps. 47,01 millones para el año 2012 a Ps. 63,27 millones para el año 2013.

El flujo neto de fondos de financiación se redujo de Ps. 11,02 millones durante el año 2012 correspondientes en su mayoría al préstamo obtenido de Glacco Compañía Petrolera SA a Ps. (6,95) millones durante el año 2013 y las principales causas de esta variación se debieron a los siguientes factores:

Los préstamos se redujeron en Ps. 119,34 millones, cancelándose en su totalidad los préstamos con IFC y Glacco Compañía Petrolera S.A.;
Los aportes de los socios se incrementaron en Ps. 112,39 millones.

Deuda financiera

A diciembre de 2012 la deuda financiera ascendía a Ps. 100,6 millones principalmente por el contrato de préstamo que la compañía mantenía con el IFC. Dicho préstamo se canceló en su totalidad durante los meses de octubre y noviembre de 2013 por lo que al finalizar el año 2013 el total de deuda financiera de la Emisora fue de Ps. 0,14 millones totalmente nominada en moneda nacional.

A continuación se describen los principales contratos financieros celebrados por la Sociedad:

Préstamo Banco Ciudad de Buenos Aires por $29 millones: con fecha 26 de junio de 2014 el Banco de la Ciudad de Buenos Aires otorgó un préstamo a la Sociedad por $29 millones en el cual se pactó una tasa de interés variable que se calcula en base a la siguiente fórmula: promedio tasa BADLAR bancos privados de los últimos 20 días hábiles publicados más 100 puntos básivos. El préstamo prevee un plazo de amortización de cuarenta y ocho meses con diez meses de gracia, es decir, en 38 cuotas mensuales y consecutivas, venciendo la primera de ellas en julio de 2015. El desembolso de las sumas fue pactado en dos trámos: i) el primer tramo por la suma de $ 100.000 desembolsados el 30 de junio de 2014; y ii) el segundo tramo, por una suma de $ 28.9 millones, desembolsado el 26 de agosto de 2014 . En el contrato se pactó que las sumas tomadas deben ser utilizadas a los efectos de la compra de un equipo perforador marca Truck Monted Drilling ZJ-40 (el “Equipo”). En garantía del préstamo, ROCH constituyó los siguientes gravámenes: i) una hipoteca de primer grado por $ 20 millones sobre la unidad funcional Nº 257, ubicada en el piso 21 (oficina) y las unidades funcionales Nº 18, 19, 20, 21, 22, 31, 32 y 33 (cocheras) ubicadas en el 3º subsuelo del inmueble sito en Av. Eduardo Madero 1014 y 1020, Ciudad Autónoma de Buenos Aires; ii) un seguro de caución hasta tanto ROCH constituya una prenda sobre el Equipo perforadora a comprarse con los fondos provenientes de este préstamo; y iii) una prenda en primer grado de privilegio sobre el Equipo por la suma de $ 29 millones. A la fecha del presente, se encuentra pendiente de pago la totalidad del préstamo.

Conciliación de cierta información contable de la Sociedad con las normas NIIF.

A continuación se presenta una conciliación entre el patrimonio neto propio de la Sociedad al 31 de diciembre de 2013 determinado de acuerdo con las Normas Contables Profesionales Argentinas y el patrimonio neto propio que se hubiese determinado de haberse aplicado las NIIF en la preparación de los estados financieros a esa fecha (en pesos):


	NCA	Reclasificaciones	Ajustes	NIIF
Activo no corriente
Activos intangibles	-	30.370	-	30.370
Bienes de uso	169.193.983	(6.450.909)	-	162.743.074
Inversiones en asociadas y otras	13.579.511	(1.739.886)	751.949	12.591.574
Otros créditos y anticipos	6.462.432	2.263.963	-	8.726.395
Total del activo no corriente	189.235.926	(5.896.462)	751.949	184.091.413

Activo corriente
Otros activos	137.030	-	-	137.030
Inventarios	3.451.649	5.896.462	(1.794.410)	7.553.701
Otros créditos y anticipos	12.557.737	423.260	(196.702)	12.784.295
Créditos por ventas	46.679.272	-	-	46.679.272
Efectivo y equivalentes de efectivo	49.758.504	(423.260)	-	49.335.244
Total del activo corriente	112.584.192	5.896.462	(1.991.112)	116.489.542
Total del activo	301.820.118	-	(1.239.163)	300.580.955

Patrimonio neto
Aporte de los propietarios	158.381.883	-	-	158.381.883
Reservas	12.469.195	-	37.500	12.506.695
Resultados no asignados	51.806.319	-	(1.689.318)	50.117.001
Total patrimonio neto	222.657.397	-	(1.651.818)	221.005.579

Pasivo no corriente
Pasivos por impuesto diferido, neto	-	-	412.655	412.655
Cuentas por pagar y provisiones	7.683.515	-	-	7.683.515
Total del pasivo no corriente	7.683.515	-	412.655	8.096.170

Pasivo corriente
Impuesto a las ganancias a pagar	-	12.214.875	-	12.214.875
Otras cargas fiscales	15.715.714	(12.214.875)	-	3.500.839
Remuneraciones y cargas sociales	7.351.743	-	-	7.351.743
Préstamos	140.523	-	-	140.523
Cuentas por pagar y provisiones	48.271.226	-	-	48.271.226
Total del pasivo corriente	71.479.206	-	-	71.479.206
Total del pasivo	79.162.721	-	412.655	79.575.376
Total patrimonio neto y pasivo	301.820.118	-	(1.239.163)	300.580.955

Asimismo, se presenta una conciliación entre el resultado neto del período intermedio finalizado el 30 de septiembre de 2014 determinado de acuerdo con las Normas Contables Profesionales Argentinas y el resultado integral total de ese período que se hubiese determinado de haberse aplicado las NIIF en la preparación de los estados financieros a esa fecha (en pesos):


	NCA	Reclasificaciones	Ajustes	NIIF

Ingresos ordinarios	223.516.042	8.455.692	-	231.971.734
Costo de ventas	(184.448.261)	(8.174.410)	4.981.476	(187.641.195)
Utilidad bruta	39.067.781	281.282	4.981.476	44.330.539

Resultado por valuación de bienes de cambio al valor neto de realización	1.794.410	-	(1.794.410)	-
Gastos de comercialización	(10.385.337)	(281.282)		(10.666.619)
Gastos de administración	(18.665.640)	-	(196.702)	(18.862.342)
Gastos de exploración	(2.030.424)	-	-	(2.030.424)
Otros ingresos, netos	87.375.489	-	-	87.375.489
Resultado de las inversiones en asociadas	62.955	-	751.949	814.904
Resultados financieros:
Generados por activos
Intereses	4.013.420	-	-	4.013.420
Diferencia de cambio	5.597.364	-	-	5.597.364
Generados por pasivos
Intereses	(9.452.537)	-	-	(9.452.537)
Diversos	(365.540)	-	-	(365.540)
Diferencia de cambio	(23.837.917)	-	-	(23.837.917)
Utilidad neta antes de impuesto a las ganancias	73.174.024	-	3.742.313	76.916.337
Impuesto a las ganancias	(21.367.705)	-	253.017	(21.114.688)
Utilidad neta del ejercicio	51.806.319	-	3.995.330	55.801.649

Investigación, desarrollo, innovación, patentes y licencias.

La Sociedad no ha realizado durante el transcurso de los últimos tres ejercicios anuales actividades de investigación, desarrollo e innovación de patentes y licencias y/u otros tipos de innovaciones.

Información sobre tendencias.

El precio del petróleo en el mercado doméstico argentino ha evolucionado en los últimos años en función al precio del combustible en el surtidor y a la devaluación del Peso.

Luego de un 2012 con una devaluación inferior al 15% y donde el precio del surtidor, y por lo tanto el precio del petróleo, permaneció prácticamente sin variaciones, durante el 2013 tanto el litro del gasoil como el de la nafta premium aumentaron aproximadamente en un 30% llevando el precio del crudo Medanito, que es el utilizado como referencia para los restantes tipos de crudos que se comercializan en Argentina, de 74,70 a 82 USD/bbl. Durante el año 2014, la devaluación de enero (22.83%) obligó a la realización de un acuerdo entre productores y refinadores que implicó una disminución del precio en dólares durante 4 meses, retornando en el mes de mayo de 2014 el precio del crudo Medanito al valor de diciembre de 2013. Desde octubre de 2014 el precio local comenzó nuevamente a evidenciar incrementos, alcanzando en el mes de diciembre los 84 USD/bbl.

Esta lógica explica la disociación que el precio local ha evidenciado frente al precio internacional. Si bien, durante la última década el precio local ha sido sustancialmente menor al precio internacional, en la actualidad, con la baja del precio internacional del crudo se ha revertido esta tendencia, sin haber repercutido en los precios locales. Cabe resaltar que tanto el actual presidente de YPF como los miembros de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI) manifestaron que el precio doméstico no se verá afectado por la disminución de su precio internacional.

Respecto al precio del Gas Natural, los dos segmentos de mayor influencia son el residencial y el industrial. Este último constituye el único segmento no regulado y su precio responde a una negociación entre productor y cliente. Durante el año 2014 el aumento para el período invernal fue de aproximadamente 30% respecto del año 2013, incrementándose de 3,50 a 4,50 USD/mmbtu, y del orden del 11% para el periodo estival, pasando de 2,80 a 3,10 USD/mmbtu. Respecto del segmento residencial, el precio es en Pesos y es regulado por la Secretaría de Energía de la Nación quien lo mantuvo prácticamente sin alteraciones durante la última década. Con fecha 31 de marzo de 2014, mediante Resolución N° 226 de la Secretaría de Energía de la Nación, se fijó un sendero de aumentos para los precios cobrados a los clientes residenciales, exceptuando a aquellos ubicados en la zona sur del país. Dicho sendero incrementó hasta en un 400% el precio promedio pasando de aproximadamente 0.25 a 0.90 USD/mmbtu dependiendo del nivel de ahorro de los usuarios.

Con respecto a los costos de producción, durante el primer semestre del año se observó una disminución de los mismos en términos de dólares, como resultado del efecto de la devaluación del Peso. En los meses subsiguientes, los incrementos salariales acordados por el sindicato (17% en Abril y 13% en Agosto) y la inflación sobre servicios e insumos, en conjunto con un menor ritmo de devaluación ( 6,05% entre Febrero y Octubre de 2014) generaron un incremento de los costos medidos en dólares a niveles similares a los observados con anterioridad a Enero 2014.

DIRECTORES, ADMINISTRADORES, GERENCIA Y EMPLEADOS

DIRECTORES Y GERENCIA DE PRIMERA LÍNEA

Para mayor información sobre los Directores y la Gerencia de Primera Línea de la Sociedad, ver “Datos sobre Directores y Administradores, Gerentes, Asesores y Miembros del Órgano de Fiscalización – Directores Titulares, Suplentes y Gerentes” del presente Prospecto.

La Emisora no tiene conocimiento de que a la fecha del presente Prospecto miembros del órgano de administración tengan acuerdos o entendimiento de ninguna clase con los accionistas mayoritarios, clientes, proveedores o terceros.

Vínculos entre Directores

Los Sres. Silvana Lorena Chacra, Javier Patricio Chacra, Evelyn Soraya Chacra mantienen un vínculo de consanguinidad de primer grado con el Sr. Ricardo Omar Chacra.

REMUNERACIÓN

Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, la Sociedad pagó a los Directores un monto total de Ps. $196.702. La Comisión Fiscalizadora recibió honorarios en conjunto, por el mismo ejercicio, de Ps. $108.000. El número anual bruto por salarios pagados a los gerentes, al 31 de diciembre de 2013, excluidos los montos cobrados como Directores, asciende a las suma de Ps 2.643.864. Este monto incluye gratificaciones a los gerentes, las cuales consisten en los bonos anuales otorgados por la Sociedad a los mismos por su desempeño..

EMPLEADOS

Al 31 de diciembre de 2013 la nómina de empleados activos es de 187.

En el siguiente cuadro se detalla la nómina de empleados de la Sociedad al cierre de los últimos tres ejercicios:


Ejercicio	Empleados de ROCH S.A.
31 de diciembre de 2013	99
31de diciembre de 2012	81
31de diciembre de 2011	84


Ejercicio	Empleados de UTEs operadas por ROCH S.A.
31 de diciembre de 2013	88
31de diciembre de 2012	86
31de diciembre de 2011	86

La Sociedad mantiene buenas relaciones con sus empleados. La Sociedad no emplea número significativo de empleados temporarios.

PROPIEDAD ACCIONARIA

Para mayor información sobre la Propiedad Accionaria, ver “Accionistas Principales y transacciones con Partes Relacionadas” del presente Prospecto.

ACCIONISTAS PRINCIPALES Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS

ACCIONISTAS PRINCIPALES

A la fecha del presente Prospecto el capital social autorizado y emitido de la Sociedad asciende a $12.051.388, compuesto por 12.051.380 acciones ordinarias de valor nominal de $1 por acción y 8 acciones preferidas de valor nominal de $1 por acción todas ellas totalmente integradas.

El capital social está compuesto por tres clases de acciones: 8.008.562 acciones ordinarias Clases “A” y 6 acciones preferidas Clases “A”; 1.469.026 acciones ordinarias Clases “B” y 1 acción preferida Clase “B”; 2.573.792 acciones ordinarias Clases “C” y 1 acción preferida Clase “C”.

El siguiente cuadro representa la composición accionaria del Emisor a la fecha del presente Prospecto:


Accionistas	DNI/CUIT	Domicilio	Origen	Total de acciones	Clase de Acciones	Porcentaje de acciones
Ricardo Omar Chacra	DNI 8.275.823	Av. Eduardo Madero 1020, piso 21°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires	Argentino	6.933.042	Ordinarias Clase A	57,52
1	Preferidas Clase A
Claudia Constanza Ansaldi	DNI 23.781.824	Av. Eduardo Madero 1020, piso 21°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires	Argentina	192.270	Ordinarias Clase A	1,60
1	Preferidas Clase A
Silvina Lorena Chacra	DNI 26.096.214	Av. Eduardo Madero 1020, piso 21°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires	Argentino	192.271	Ordinarias Clase A	1,60
1	Preferidas Clase A
Juan Esteban Chacra	DNI 26.733.588	Av. Eduardo Madero 1020, piso 21°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires	Argentino	192.270	Ordinarias Clase A	1,60
1	Preferidas Clase A
Javier Patricio Chacra	DNI 27.940.389	Av. Eduardo Madero 1020, piso 21°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires	Argentino	192.271	Ordinarias Clase A	1,60
1	Preferidas Clase A
Evelyn Soraya Chacra	DNI 32.191.836	Av. Eduardo Madero 1020, piso 21°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires	Argentina	192.271	Ordinarias Clase A	1.60
1	Preferidas Clase A
TMF Trust Company (Argentina) S.A. (*)	CUIT 30-70832912-2	Av. Leandro N. Alem 548, Piso 2°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires	Sociedad Argentina	114.167	Ordinarias Clase A	0.94
Puerto Asis Argentina S.A.(**)	CUIT 30-70603637-3	Lavalle 190, piso 6, oficina L, Ciudad Autónoma de Buenos Aires	Sociedad Argentina	1.469.026	Ordinarias Clase B	33,54
2.573.792	Ordinarias Clase C
1	Preferida Clase B
1	Preferida Clase C
TOTAL				12.051.388		100

(*) Con fecha 24 de octubre de 2013, Silvina Chacra, Evelyn Soraya Chacra, Juan Esteban Chacra, Javier Patricio Chacra y Clauda Constanza Ansaldi enviaron una carta oferta a fin de constituir un fideicomiso de garantía de 228.334 acciones clase A, representativas del 1,89% del capital social, en beneficio de Puerto Asís Argentina S.A. y en el cual Equity Trust Company (Argentina) S.A. (actualmente TMF Trust Company (Argentina) S.A.) actúe como fiduciario.

(**) Los accionistas de Puerto Asis Argentina S.A. son: (i) Equity Capital Company Limited (73,59%); y (ii) Exotrade S.A. (26,41%). A la fecha del presente, la Emisora no cuenta con información para identificar al beneficiario final – persona física – de Puerto Asís Argentina S.A.

No existen opciones sobre acciones de la Emisora otorgadas a favor de sus Directores.

La Emisora no tiene conocimiento de que a la fecha del presente Prospecto existan arreglos cuya puesta en práctica pueda, en una fecha posterior, resultar en un cambio de control de la Emisora.

CAMBIOS DE TENENCIA ACCIONARIA

A partir del mes de septiembre del año 2009, Ricardo Omar Chacra es titular de 6.933.040 acciones ordinarias Clase A e International Finance Corporation (“IFC”) era propietaria de 1.469.024 acciones ordinarias Clase B.

El 24 de octubre de 2013 las acciones de IFC son transferidas a Puerto Asís Argentina S.A., quien a su vez suscribe 2.573.790 acciones ordinarias Clase C (por lo que alcanza un total de 4.042.814 acciones ordinarias entre Clase B y C) además de suscribir de 1 acción preferida Clase B y de 1 acción preferida Clase C. Ricardo Omar Chacra, en esa oportunidad también suscribió 1 acción preferida Clase A.

En las Asambleas Generales de Accionistas de fecha 22 de noviembre y el 27 de noviembre de 2013, en las cuales se resolvieron aumentos de capital, Puerto Asis Argentina S.A. suscribe 1 acción ordinaria Clase B y de 1 acción ordinaria Clase C en cada oportunidad, mientras que Ricardo Omar Chacra suscribió 1 acción ordinaria Clase A en cada emisión.

De esta manera, Ricardo Omar Chacra resulta titular de 6.933.042 acciones ordinarias Clase A y de 1 acción preferida Clase A, mientras que Puerto Asís Argentina S.A. lo es de 1.469.024 acciones ordinarias Clase B, de 2.573.790 acciones ordinarias Clase C, de 1 acción preferida Clase B y de 1 acción preferida Clase C.

INTERÉS DE EXPERTOS Y ASESORES

Ninguno de los expertos y asesores designados por la Sociedad en relación con el presente Programa es empleado de la Emisora sobre una base contingente, ni posee acciones de la Emisora o de sus subsidiarias, o tiene un interés económico importante, directo o indirecto, en la Emisora o que dependa del éxito de la oferta de las Obligaciones Negociables que se emitan bajo el Programa.

INFORMACIÓN CONTABLE

Estados contables y otra información contable

El presente Prospecto incluye como Anexo A los Estados Financieros de la Emisora correspondientes a los ejercicios económicos finalizados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011. El auditor actuante por los ejercicios cerrados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 fue el Contador Fernando G. Del Pozo, con domicilio en Florida 234, Piso 5 de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, con matrícula del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (Tº 254 Fº 138). Los Estados Financieros se encuentran acompañados de sus respectivos informes de auditoría emitidos por Deloitte & Co. S.A. y Deloitte S.C., quienes son contadores públicos independientes, de acuerdo al detalle incluido en la Subsección “Auditores – Datos sobre Directores y Administradores, Gerentes, Asesores y Miembros del Órgano de Fiscalización ”.

La Emisora informa que no han ocurrido cambios significativos desde la fecha de los estados financieros y la fecha del Prospecto.

Procedimientos Legales y Reclamos Administrativos

Procedimientos legales

La Sociedad periódicamente es parte de procedimientos de arbitraje y acciones legales en el curso habitual de sus negocios, incluyendo ciertas controversias laborales, reclamos administrativos, reclamos no resueltos iniciados por terceros y controversias relacionadas con el pago de impuestos con ciertas provincias de Argentina. Adicionalmente, la Sociedad, junto con las principales compañías petroleras del país, es parte de procedimientos de recomposición ambiental como consecuencia de su actividad. La Sociedad considera, en consulta con sus asesores legales, que las contingencias mencionadas son remotas y que ninguno de los procedimientos de las acciones legales en las que la Sociedad está involucrada tendrá un efecto sustancial adverso sobre sus negocios, situación financiera o los resultados de sus operaciones.

Reclamos administrativos

En el marco del Programa Petróleo Plus, creado mediante el Decreto PEN No 2014/08 y la Resolución SE No 1312/2008 (para mayor información ver sección “Promoción del Incremento de la Producción de Petróleo Crudo y Reservas. Programa Petróleo Plus” de este Prospecto), la Emisora solicitó, con fecha 4 julio 2012, el otorgamiento del beneficio previsto por dicho Programa Petróleo Plus. Mediante notificación del 18 de junio de 2013, la SE informó a la Emisora el otorgamiento del beneficio requerido, por un monto de U$S 19.575.138,45.

Con fecha 13 de mayo de 2014, y habiendo la Emisora utilizado U$S 14.400.000 del total del beneficio, la SE informó la modificación de su interpretación del Programa Petróleo Plus, bajo la cual el beneficio antes otorgado no correspondería, además de requerir la conformidad de la Emisora para deducir de los futuros certificados a ser emitidos bajo el Programa Petróleo Plus, los U$S 14.400.000 ya tomados por la Emisora.

La Emisora presentó el descargo correspondiente ante la SE y considera, en base a la opinión de sus asesores legales liderados por el Estudio Jurídico Cassagne Abogados, infundada e improcedente la pretensión de dicho organismo debido principalmente sobre la base de que el otorgamiento realizado es una correcta y justa aplicación del Programa Petróleo Plus, y que habiendo sido reconocido y otorgado el beneficio, este constituye un derecho adquirido de la Emisora. En virtud de ello, la Emisora, en base a la opinión de sus asesores legales, considera que el planteo de la SE tiene posibilidades remotas de prosperar.

DE LA OFERTA Y LA NEGOCIACIÓN

Creación del Programa de Obligaciones Negociables

La creación del Programa y la oferta pública de cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables en la Argentina han sido autorizadas por la CNV mediante la Resolución Nº 17.635 de fecha 9 de abril de 2015.

Colocación

La Emisora podrá vender Obligaciones Negociables periódicamente por sí misma, o través de uno o más agentes colocadores locales o extranjeros que se designen oportunamente en un Suplemento de Precio (los “Agentes Colocadores”). La Emisora celebrará con los Agentes Colocadores los convenios de colocación que sean necesarios a tal fin.

Cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables que se emitan en el marco del Programa serán colocadas utilizando procedimientos de colocación, según se determine en el Suplemento de Precio respectivo y de conformidad con lo dispuesto por la Ley de Mercado de Capitales, la Ley de Obligaciones Negociables y las Normas de la CNV.

Los Agentes Colocadores designados bajo cualquier emisión a ser realizada bajo el Programa deberán convenir que las Obligaciones Negociables podrán ser ofrecidas (i) al público en la República Argentina por la Emisora o a través de personas físicas o jurídicas autorizadas en virtud de las leyes y reglamentaciones de la República Argentina para ofrecer o vender Obligaciones Negociables al público en forma directa y (ii) si se ofrecieran en el exterior, a través de personas físicas o jurídicas autorizadas en virtud de las leyes y reglamentaciones de las jurisdicciones en las cuales se realice dicha colocación, de acuerdo a lo que establezca el Suplemento de Precio correspondiente.

Esfuerzos de Colocación

Respecto de la colocación en la Argentina, cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables serán ofrecidos y colocados por los Agentes Colocadores que designen oportunamente en el Suplemento de Precio aplicable a inversores en la República Argentina y/o en el exterior, mediante la distribución del Prospecto y/o del Suplemento de Precio respectivo a potenciales inversores, de acuerdo a lo establecido en el Artículo 1° y concordantes de la Sección I, Capítulo IV, Título VI de las Normas de la CNV.

La Emisora podrá distribuir prospectos preliminares en forma previa al otorgamiento de la autorización de la oferta pública por parte de la CNV, de acuerdo con lo previsto por el Artículo 8° y concordantes de la Sección II, Capítulo IX, Título II de las Normas de la CNV.

Durante el período de difusión, que deberá ser de al menos cuatro días hábiles, los inversores serán invitados a suscribir las Obligaciones Negociables mediante la publicación de avisos en medios de difusión pública y/o a través de invitaciones cursadas telefónicamente y/o por correo y/o correo electrónico, u otros procedimientos similares de acuerdo a lo que se establezca en cada Suplemento de Precio. Los Agentes Colocadores distribuirán a los potenciales inversores, personalmente y/o por correo, copias del presente Prospecto y del Suplemento de Precio respectivo. Sin perjuicio de ello, los inversores interesados en obtener una copia del presente Prospecto y/o del Suplemento de Precio correspondiente a cada emisión podrán retirarlas en las oficinas de la Emisora y/o de los Agentes Colocadores, en el domicilio y horario que se establezca en el Suplemento de Precio respectivo y demás normativa aplicable.

De estar interesados, los inversores podrán presentar sus órdenes de compra dentro del período de licitación pública o subasta, cuya duración se determinará en cada Suplemento de Precio y será de al menos un día hábil, de conformidad con lo dispuesto por el Artículo 1° y concordantes de la Sección I, Capítulo IV, Título VI de las Normas de la CNV.

Asimismo, los Agentes Colocadores podrán realizar presentaciones (road shows) acerca de los términos y condiciones de la Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables que se emitirán bajo el Programa, y podrán recibir de dichos inversores órdenes de compra para la adquisición de las Obligaciones Negociables durante el período de subasta o licitación pública que se establezca en cada Suplemento de Precio.

El registro en todos los casos deberá llevarse en la República Argentina, por un medio computarizado de un mercado autorizado que será informado a la CNV en oportunidad de la emisión de cada Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables bajo el Programa, y podrá ser verificado por dicho organismo con anterioridad, al momento del cierre, o posteriormente.

Direccionamiento de las ofertas

La oferta de las Obligaciones Negociables correspondientes a una Clase y/o Serie en particular podrá estar dirigida a un determinado grupo de inversores, reservándose la Emisora el derecho de no aceptar las órdenes de compra de inversores que no cumplan con los criterios que definan el perfil de inversor al que esté dirigida la oferta que defina la Emisora en un Suplemento de Precio en particular.

En este sentido, la Emisora podrá dirigir la oferta de una Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables bajo el Programa a inversores institucionales, incluyendo a entidades financieras, compañías de seguros, fondos comunes de inversión, otros fondos de inversión, gobiernos nacionales o provinciales, bancos centrales, organismos internacionales o multilaterales, como así también a otras personas jurídicas o físicas que sean titulares de activos que totalicen un monto mínimo determinado a definir bajo el Suplemento de Precio respectivo.

La Emisora tendrá amplias facultades para definir el perfil del inversor a los que dirigirá una o más Clases y/o Series bajo el Programa, siempre dentro del marco de lo previsto por el Artículo 2 de la Ley de Mercado de Capitales.

Adjudicación

El proceso de adjudicación de las Obligaciones Negociables será el establecido en el Suplemento de Precio respectivo, utilizando el mecanismo de colocación que se determine, de conformidad con lo dispuesto por la Ley de Mercado de Capitales y sus modificatorias, la Ley de Obligaciones Negociables y las Normas de la CNV, garantizándose la igualdad de trato entre los inversores.

Las Obligaciones Negociables podrán adjudicarse a la par, sobre la par, o bajo la par, al porcentaje de su valor nominal que determine libremente la Emisora y, en el caso que así la Emisora lo determine, conjuntamente con uno o más Agentes Colocadores; o de cualquier otra forma legal que determine el Suplemento de Precio de la Clase y/o Serie de que se trate (el “Precio de Suscripción”). Una vez determinado el Precio de Suscripción, la Emisora lo informará por 1 (un) Día Hábil a través de la publicación del aviso de suscripción en el boletín diario del mercado autorizado en la que listen las Obligaciones Negociables, de acuerdo con las Normas de la CNV, en la página web institucional de la Emisora (www.roch.com.ar) y en la página web de la CNV (www.cnv.gob.ar), sección “Información Financiera”.

Las órdenes de compra contendrán una serie de requisitos formales que le aseguren a la Emisora y, en su caso, a los Agentes Colocadores, el cumplimiento de las exigencias normativas y la validez de dichas órdenes de compra. Los Agentes Colocadores podrán solicitar garantías que aseguren la integración de las ofertas realizadas por los Oferentes que presenten Órdenes de Compra, respetándose la igualdad de trato igualitario entre los inversores elegibles. Asimismo, los inversores interesados deben presentar toda la información y documentación que se les solicite, o que pudiera ser solicitada por los Agentes Colocadores para el cumplimiento de las normas legales penales sobre prevención del lavado de dinero y las normas del mercado de capitales que impiden y prohíben el lavado de dinero emitidas por la Unidad de Información Financiera, creada por ley Nº 25.246, sus modificatorias y complementarias, y de las Normas de la CNV y/o del BCRA. Los Agentes Colocadores podrán rechazar las órdenes de compra de no cumplirse con tales normas o requisitos. La falta de cumplimiento de los requisitos formales o de entrega de la documentación e información que pudiera corresponder, a satisfacción de los Agentes Colocadores, dará derecho a los Agentes Colocadores a dejar sin efecto la manifestación de interés u orden de compra respectiva, sin que tal circunstancia otorgue al oferente involucrada, la Emisora u otras personas, derecho a indemnización alguna. En caso de duda, se aplicará igual criterio.

INFORMACIÓN ADICIONAL

A continuación se consigna cierta información relacionada con el capital accionario de la Emisora y un breve resumen de ciertas disposiciones significativas de los Estatutos y la legislación argentina. Esta descripción no pretende ser completa y está limitada por los Estatutos de la Emisora y la legislación argentina aplicable.

Capital Social de la Emisora

A la fecha de este Prospecto el capital social de la Emisora es de $12.051.388, compuesto por 12.051.380 acciones ordinarias de valor nominal de $1 por acción y 8 acciones preferidas de valor nominal de $1 por acción todas ellas totalmente integradas.

A la fecha, la Emisora no posee por sí misma, ni por medio de subsidiarias, acciones propias en cartera.

A la fecha, la Emisora no tiene conocimiento de personas que tengan opción o hayan acordado, condicional o incondicionalmente opciones sobre su capital.

Evolución del Capital Social

Mediante Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria N ° 37 de fecha 24 de octubre de 2013, se resolvió: (a) aumentar el capital social por la suma de $2.573.790 a la suma de $12.051.364, mediante la emisión de 2.573.790 acciones ordinarias Clase “C” nominativas no endosables de valor nominal $1 por acción y con derecho a 1 voto por acción, y (b) aumentar el capital social por la suma de $8 a la suma de $12.051.372, mediante la emisión de 6 acciones preferidas Clase “A”, 1 acción preferida Clase “B” y 1 acción preferida Clase “C”, todas ellas nominativas no endosables de valor nominal $1 y sin derecho a voto. En virtud de ello, el capital social quedó conformado por 12.051.364 acciones ordinarias Clases “A”, “B” y “C” cartulares con derecho a un voto por acción y de valor nominal $1 cada una y 8 acciones preferidas Clases “A”, “B”y “C” nominativas no endosables de valor nominal $1 y sin derecho a voto.

Mediante Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria N° 38 de fecha 22 de noviembre de 2013, se resolvió aumentar el capital social por la suma de $8 a la suma de $12.051.380, mediante la emisión de 1 acción ordinaria Clase “C” nominativa no endosable de valor nominal $1 por acción y con derecho a 1 voto por acción, 6 acciones ordinarias Clase “A” nominativa no endosable de valor nominal $1 por acción y con derecho a 1 voto por acción y 1 acción ordinaria Clase “B” nominativa no endosable de valor nominal $1 por acción y con derecho a 1 voto por acción. En virtud de ello, el capital social quedó conformado por 12.051.372 acciones ordinarias Clases “A”, “B” y “C” cartulares con derecho a un voto por acción y de valor nominal $1 cada una, y 8 acciones preferidas Clases “A”, “B” y “C” nominativas no endosables de valor nominal $1 y sin derecho a voto.

Mediante Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria N° 39 de fecha 27 de noviembre de 2013, se resolvió aumentar el capital social por la suma de $8 a la suma de $12.051.388, mediante la emisión de 1 acción ordinaria Clase “C” nominativa no endosable de valor nominal $1 por acción y con derecho a 1 voto por acción, 6 acciones ordinarias Clase “A” nominativa no endosable de valor nominal $1 por acción y con derecho a 1 voto por acción y 1 acción ordinaria Clase “B” nominativa no endosable de valor nominal $1 por acción y con derecho a 1 voto por acción. En virtud de ello, el capital social quedó conformado por 12.051.380 acciones ordinarias Clases “A”, “B” y “C” cartulares con derecho a un voto por acción y de valor nominal $1 cada una, y 8 acciones preferidas Clases “A”, “B” y “C” nominativas no endosables de valor nominal $1 y sin derecho a voto. El trámite de Inscripción en la Inspección General de Justicia del aumento de capital señalado se encuentra, a la fecha del presente, en trámite de inscripción.

Acta constitutiva y estatutos

La Emisora es una sociedad anónima constituida de acuerdo con las leyes de la República Argentina. Tiene su domicilio social en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, República Argentina. Fue constituida el 19 de abril de 1990 e inscripta en el Registro Público de Comercio con fecha 26 de abril de 1990 bajo el N° 2360 del Libro 107 Tomo A de Sociedades Anónimas. La Emisora tiene una duración de noventa y nueve años, contados a partir de su inscripción en el Registro Público de Comercio.

Objeto social de la Emisora

Conforme surge del artículo tercero del estatuto social la Emisora tiene por objeto dedicarse por cuenta propia, de terceros y/o asociada a terceros, a las siguientes actividades: A) Petroleras: exploración, explotación, cateo, extracción, transporte y comercialización de toda clase de hidrocarburos y sus derivados. Obras de infraestructura y reparación de obras ya existentes, como así también la fabricación, reparación y comercialización de todo tipo de equipos y herramientas relacionados con la industria petrolera y afines; B) Comerciales: compra, venta, permuta, importación, exportación, consignación, distribución de bienes muebles, inmuebles y semovientes, materias primas y productos elaborados. La explotación de patentes de invención, diseños y modelos industriales, artísticos y literarios; C) Informáticas: desarrollo, implementación y comercialización de Programas Informáticos, consultoria y capacitación, servicios de provisión de información, administración de sitios de Internet, provisión de soluciones de Internet, comercialización de programas informáticos de terceros, mantenimiento de sistemas informáticos, integración e ingeniería de sistemas, venta de hardware, software, periféricos, herramientas de desarrollo y diseño; D) Mandatos: mediante la representación legal y comercial de personas físicas y jurídicas, nacionales o extranjeras, pudiendo ejercer mandatos y representaciones, dando y aceptando comisiones, consignaciones, presentación a licitaciones públicas o privadas, administrando bienes y capital a terceros; E) Financieras: realización de operaciones financieras de inversión, financiación de operaciones comerciales, préstamos personales, avales y financiaciones a terceros, a corto, mediano y largo plazo, con o sin interés y operaciones de crédios, con garantías y/o sin ellas. Constitución y transferencia de hipotecas, prendas y otros derechos reales. Compraventa y negociación de papeles de crédito, acciones, títulos públicos y contratación de leasing. Aportes de capital a sociedades por acciones a constituirse o constituidas, para operaciones realizadas o a realizarse. Todas las operaciones con dinero propio. No se desarrollarán las operaciones comprendidas en la Ley de Entidades Financieras y la legislación complementaria, o de cualquier otra que se dicte en lo sucesivo en su reemplazo. A tal fin la Sociedad tiene plena capacidad jurídica para adquirir derechos, contraer obligaciones y ejercer los actos que no sean prohibidos por las leyes o por el estatuto.

Disposiciones estatutarias respecto de los Directores y de la Comisión Fiscalizadora

Conforme surge del artículo noveno del estatuto social, la dirección y administración de la Sociedad estará a cargo de un directorio integrado por un número de cinco (5) a seis (6) directores titulares, según lo determine la Asamblea, los que serán designados con mandato por un (1) ejercicio, pudiendo ser reelegidos indefinidamente. Cada clase de acciones designará un número de directores suplentes igual o menor al de titulares que le corresponda designar. Los directores suplentes llenarán las vacantes que se produzcan dentro de su respectiva clase en el orden de su designación cuando tal vancante se produzca, sea por ausencia, renuncia, licencia, incapacidad, inhabilidad o fallecimiento, previa aceptación por el directorio de la causal de sustitución cuando ésta sea temporaria. Los directores titulares y suplentes serán designados por voto mayoritario dentro de cada una de las clases de acciones ordinarias: (i) la Clase A eleigirá cuatro (4) directores titulares y hasta cuatro (4) directores suplentes mientras las acciones Clase A representen al menos el 50% de las acciones con derecho a voto más una acción ordinaria. No obstante, las acciones de la Clase A mantendrán el derecho de elegir cuatro (4) directores titulares y hasta cuatro (4) directores suplentes mientras las acciones de la Clase A mientras las acciones de la Clase A representaren al menos hasta el 25% de la acciones con derecho a voto siempre que dicha disminución en la participación accionaria se originare en un aumento de capital por aporte de activos petroleros o participaciones societarias de compañías titulares de activos petroleros, efectuados por los socios de las restantes clases. En cualquier otro caso de disminución de la particpación de las acciones Clase A en la participación del capital accionario de la Sociedad, se aplicarán las siguientes reglas: Si las acciones Clase A representarán menos del 50% de las acciones con derecho a voto más una acción ordinaria pero más del 30% de las acciones con derecho a voto, dicha clase elegirá un (1) director titular y un (1) suplente. En los dos últimos supuestos, los dos directores titulares restantes y los directores suplentes, de corresponder, de dicha clase serán elegidos por la Asamblea General, de acuerdo a las normas que reglamentan su funcionamiento. Si las acciones Clase A representaran menos del 10% de las acciones con derecho a voto, todos los directores de dicha clase serán elegidos por la Asamblea General, de acuerdo a las normas que reglamentan su funcionamiento: (ii) la Clase B elegirá un director titular y un suplente. Si las acciones Clase B optaren por no designar ningún director, entonces la Asamblea de Accionistas fijará el número de directores titulares en cinco (5) miembros titulares e igual o menor número de suplentes: y (iii) la Clase C eligirá un director titular y un suplente. Salvo por lo previsto anteriormente, si no se constituyera la Asamblea Especial de Accionistas de alguna clase, el o los directores desginados por dicha clase que se encuentren en funciones permanecerán en sus cargos hasta tanto sean reemplazados por la Asamblea Especial de Accionistas de la clase correspondiente.

El Directorio podrá funcionar con los miembros presentes, o comunicados entre sí por videoconferencia u otros medios de transmisión simultánea de sonido, imágenes o palabras. El Directorio funcionará con la presidencia del presidente del Directorio o quien lo reemplace. El quórum se constituirá con la mayoría absoluta de los miembros que lo inegren con la presencia del director designado por la Clase C de acciones.

Conforme con el artículo décimo primero del Estatuto, el Directorio tiene todas las facultades para administrar y disponer de los bienes, incluso aquéllas para las cuales la ley argentina requiere poderes especiales, conforme al artículo 1881 del Código Civil y artículo 9 del Decreto Ley N° 5965/63. Podrá especialmente operar con toda clase de bancos, compañías financieras o entidades crediticias, oficiales y privadas; dar y revocar poderes especiales y generales, judiciales, de administración u otros, con o sin facultad de sustituir, iniciar, proseguir, contestar o desistir denuncias o querellas penales y realizar todo otro hecho o acto jurídico que haga adquirir derechos o contraer obligaciones a la Scoiedad. La representación legal de la Sociedad corresponde al Presidente.

El Estatuto no contiene ninguna disposición relativa a la facultad de los Directores de: (a) votar sobre una propuesta, convenio o contrato en el cual el director tenga un interés personal, (b) a falta de quórum independiente, votar compensaciones para ellos o para cualquier miembro del órgano de dirección, y (c) tomar préstamos. El Estatuto tampoco obliga a los Directores a retirarse al cumplir una determinada edad ni obliga a que tengan una determinada cantidad de acciones para poder ser directores.

La fiscalización de la Sociedad será ejercida por una comisión fiscalizadora compuesta por tres (3) síndicos titulares y tres (3) suplentes. Un síndico titular y un suplente serán designados por las acciones Clase A, un síndico y un suplente serán designados por las acciones Clase B, y un síndico y un suplente serán designados por las acciones Clase C. Los síndicos serán elegidos por el período de un (1) ejercicio y tendrán las facultades establecidas en la Ley 19.550 y en las disposiciones legales vigentes. La comisión ficalizadora podrá ser convocada por cualquiera de los síndicos, sesionará con la totalidad de sus miembros y adoptará las resoluciones por mayoría.

Derechos, preferencias y restricciones atribuidas a las acciones

Según el Estatuto, la Sociedad podrá emitir acciones nominativas no endosables o escriturales, ordinarias o preferidas, las que podrán dividirse en clases, confiriendo los derechos y obligaciones que se les acuerden en su emisión. Las acciones preferidas tendrán derecho a un dividendo de pago preferente, de carácter acumulativo o no, y otros beneficios conforme con las condiciones de su emisión, careciendo de derecho a voto en las asambleas de conformidad con lo dispuesto en el artículo 217 de la Ley 19.550 y sus modificatorias. A la fecha de este Prospecto el capital social está representando por 12.051.380 acciones ordinarias Clases “A”, “B” y “C” cartulares con derecho a un voto por acción y de valor nominal $1 cada una, y por ocho acciones preferidas Clases “A”, “B” y “C” carturales de valor nominal $1 cada una.

El Estatuto establece que las ganancias realizadas y líquidas se destinan, en el siguiente orden: (i) a la constitución del fondo de reserva legal (aplicando el 5% de cada ejercicio hasta alcanzar el 20% del capital suscripto);y (ii) a la remuneración del Directorio y la Comisión Fiscalizadora. El saldo tendrá el destino que decida la asamblea. Los dividendos deben ser pagados en proporación a las respectivas integraciones dentro del año de su sanción. No hay en el Estatuto disposición alguna referida a la prescripción para cobrar estos dividendos.

Cuando una asamblea deba adoptar resoluciones que afecten los derechos de una clase de acciones, se requerirá el consentimiento o ratificación de dicha clase, otorgado en una asamblea especial de esa clase.

Asimismo, las siguientes resoluciones deben ser adoptadas con la presencia y el voto afirmativo del director designado por la Clase C de acciones: (i) la aprobación o modificación sustancial de cualquier presupuesto y plan de negocios o documentos similares de la Sociedad o una subsidiaria que se sometan a consideración del Directorio; (ii) la celebración, modificación sustancial y/o terminación anticipada de (1) un acuerdo relacionada con el gerenciamiento de la Sociedad y/o sus Subsidiarias con un tercero, incluyendo contratos de operación, o (2) los acuerdos en materia de servicios de consultoría que se presten a la Sociedad y/o sus subsidiarias por un monto superior a U$S 100.000 (o su equivalente en otras monedas) salvo por las que hubieran sido aprobados conforme al Punto (i); (iii) la terminación de figuras asociativas y/o joint ventures o Uniones Transitorias de Empresas por la Sociedad y/o sus subsidiarias; (iv) la asunción, la creación o modificación de deuda financiera por un monto total superior a 1,25 veces el EBITDA; (v) la venta, transferencia, arrendamiento u otro acto de disposición de cualquier activo sustancial de la Sociedad y/o sus subsidiarias o de los derechos de participación en Uniones Transitorias de Empresas con excepción de los derechos de explotación y exploración sobre el área de Coirón Amargo de la provincia de Neuquén; (vi) la creación de gravámenes, o el otorgamiento de cualquier tipo de garantía cuando la suma de las obligaciones garantizadas tiene un valor superior a U$S 500.000 (o su equivalente en otras monedas); (vii) la fijación, modificación y pago de cualquier plan de opciones, bonos, acuerdos de participación en los beneficios e incentivos de capital con un pago anual de más de U$S 200.000 de personal gerencial (o su equivalente en otras monedas); (viii) la celebración, modificación y terminación (que no sea de conformidad con sus términos) de un acuerdo entre la Sociedad, y el titular de Acciones de Clase A o sus familiares y/o cualquier persona directa o indirectamente controlante, controlada por o bajo el control común de esa persona; (ix) cambiar el negocio principal de la Sociedad; (x) la contratación de una empresa de inversión para asesorar a la Sociedad en el análisis y/o la implementación de una oferta pública o privada de acciones; y/o (xi) cualquier convenio, acuerdo, promesa o compromiso de hacer cualquiera de los actos antes descriptos.

Cabe destacar que el Estatuto no contiene ninguna disposición relativa: (a) al rescate de acciones, (b) a la creación de un fondo de rescate de acciones, (c) a la responsabilidad por otras compras de acciones por parte de la Emisora, (d) a discriminación contra cualquier tenedor, futuro o actual, de tales acciones como resultado de la tenencia, por tal tenedor, de una cantidad significativa de acciones.

Por último, el Estatuto prevé la constitución de un Comité de Auditoría integrado a ser integrado por tres directores titulares y un suplente que no ocupen cargos ejecutivos en la Sociedad. El Comité de Auditoría estará encargado, entre otras cosas, de revisar la información financiera trimestral y anual, supervisar los procesos de control interno y los resultados de las evaluaciones de eficacia y fiabilidad de los sistemas de información.

Asambleas de Accionistas

El artículo décimo tercero del Estatuto Social establece que las asambleas ordinarias y extraordinarias podrán ser citadas por primera convocatoria con al menos veinte (20) días de anticipación a la fecha de su celebración y con una antelación menor para temas de urgencia, en primera y en segunda convocatoria. Sobre la base de lo establecido por la Ley 19.550, Sociedad celebrará asambleas al menos una vez por año.

Rigen el quórum y mayoría determinados por los artículos 243 y 244 de la Ley 19.550, respectivamente, según la clase de asamblea, convocatoria y materias de que se trate.

Responsabilidad de los Accionistas

Conforme a la ley argentina, la responsabilidad de los accionistas por las pérdidas de una sociedad se limita a la integración de las tenencias accionarias suscriptas. Sin embargo, los accionistas que votaron a favor de una resolución que sea declarada posteriormente nula por un tribunal por ser contraria a la legislación argentina o los estatutos de una sociedad (o al reglamento, si lo hubiere) pueden ser considerados ilimitada y solidariamente responsables por los daños y perjuicios ocasionados como consecuencia de dicha resolución.

Conflicto de Intereses

Conforme a la ley argentina, si un accionista vota con respecto a un asunto en el cual tenga, por cuenta propia o ajena, intereses que se encuentran en conflicto con los intereses de la Emisora, dicho accionista será responsable por daños y perjuicios, pero solamente si dicho asunto no hubiera sido aprobado sin el voto de dicho accionista. Asimismo, la ley argentina establece que si un miembro del Directorio de la Emisora posee un interés en una operación comercial que entra en conflicto con los intereses de la Emisora, dicho director debe informar al Directorio y a la Comisión Fiscalizadora y abstenerse de participar en la deliberación cuando se trate dicho asunto. Si ese director actúa de manera contraria a lo estipulado por dicha ley, será responsable ilimitada y solidariamente de los daños y perjuicios que surjan de su acción u omisión.

Derechos de Suscripción Preferente y de Acrecer

Conforme al artículo 194 de la Ley 19.550, en caso de un aumento de capital, cada tenedor de acciones ordinarias tiene un derecho de suscripción preferente respecto de nuevas acciones ordinarias en proporción a la cantidad de acciones poseídas. Los derechos de suscripción preferente pueden ser ejercidos a partir de la última publicación realizada en el Boletín Oficial y un periódico argentino de amplia circulación en la República Argentina durante un período de 30 días, con la condición de que dicho período podrá ser reducido a no menos de 10 días si así lo aprueba una asamblea extraordinaria de accionistas.

Asimismo, el Estatuto prevé en su artículo décimo sexto el derecho de venta por adhesión (tag–along rights) de los accionistas titulares de acciones Clase “B” y “C”. Dicho artículo establece que si cualquiera de los accionistas titulares de acciones Clase “A” desea transferir a favor de cualquier otra persona, directa o indirectamente, acciones de su titularidad, los accionistas titulares de acciones Clase “B” y “C” tendrán el derecho de transferir a dicho comprador la totalidad o una parte de las acciones de su titularidad.

Liquidación de la Emisora

La liquidación de la Emisora puede ser efectuada por el Directorio o por el liquidador designado por la asamblea, bajo la vigilancia del síndico. Cancelado el pasivo y reembolsado el capital, el remanente se repartirá entre los accionistas siguiendo el mismo esquema de distribución que para el caso de las ganancias realizadas y líquidas.

Otras disposiciones

El Estatuto no contiene disposiciones en razón de las cuales se deba revelar la propiedad de la tenencia accionaria ni contiene ningún artículo que pueda causar la demora, diferimiento o prevención de un cambio de control de la Emisora, el cual sólo podría operar en caso de fusión, adquisición o reestructuración societaria.

La legislación argentina no contiene limitaciones que pudieran resultar aplicables al caso de la Emisora en cuanto a restricciones a poseer acciones, tampoco así los Estatutos y demás documentación societaria de la Emisora.

Duración

Conforme a los Estatutos, la Emisora se encontrará en vigencia por 99 años contados desde la fecha de inscripción en el Registro Público de Comercio. La duración de la Emisora puede ser prorrogada por resolución adoptada en una asamblea extraordinaria de accionistas.

Contratos importantes

Ni la Emisora ni otros miembros del grupo económico tienen, a la fecha, contratos importantes ajenos a los que celebran en el curso ordinario de los negocios, distintos de los detallados en otra sección de este Prospecto.

CONTROLES DE CAMBIO

El mercado de cambios de Argentina estuvo sujeto a controles hasta diciembre de 1989. Desde 1989 y hasta el 3 de diciembre de 2001, no hubo controles que impidieran o restringieran la conversión de pesos a dólares y las transferencias de esas divisas al exterior. El 3 de diciembre de 2001 entró en vigencia el Decreto Nº 1570/01 que dispuso restricciones a la forma de transferir divisas al exterior, determinando que se encontraban prohibidas la mayoría de las operaciones habituales de transferencia de fondos si las mismas no contaban con la previa autorización del Banco Central de la República Argentina (“BCRA”). Con algunas modificaciones este sistema se encuentra aún vigente. En enero de 2002, con la sanción de la Ley N° 25.561 de Emergencia, se declaró la emergencia pública en materia social, económica, administrativa, financiera y cambiaria, y se facultó al Poder Ejecutivo nacional para establecer el sistema que determinará la relación de cambio entre el peso y las divisas extranjeras, y dictar regulaciones cambiarias. En tal contexto, el 8 de febrero de 2002 a través del Decreto 260/2002 el Poder Ejecutivo nacional estableció (i) el MULC, a través del cual deben cursarse todas las operaciones de cambio en divisas extranjeras, y (ii) que las operaciones de cambio en divisas extranjeras deben ser realizadas al tipo de cambio libremente pactado entre las partes contratantes y sujetarse a los requisitos y a la reglamentación que establezca el BCRA (la cual, en sus aspectos principales, se detalla más abajo).

El Decreto Nº 616/05.

El Decreto Nº 616/05 (según fuera modificado y complementado) dictado por el PEN el 9 de junio de 2005, estableció que (a) todo ingreso de fondos al mercado local de cambios originado en el endeudamiento con el exterior de personas físicas o jurídicas pertenecientes al sector privado, excluyendo los referidos al financiamiento del comercio exterior y a las emisiones primarias de títulos de deuda que cuenten con oferta pública y listado en mercados; y (b) todo ingreso de fondos de no residentes cursados por el mercado local de cambios destinados a: tenencias de moneda local, adquisición de activos o pasivos financieros de todo tipo del sector privado financiero o no financiero, excluyendo la inversión extranjera directa y las emisiones primarias de títulos de deuda y de acciones que cuenten con oferta pública y listado en mercados, e inversiones en valores emitidos por el sector público que sean adquiridos en mercados secundarios; deberán cumplir los siguientes requisitos: (i) los fondos ingresados sólo podrán ser transferidos fuera del mercado local de cambios al vencimiento de un plazo de 365 días corridos, a contar desde la fecha de ingreso de los mismos al país; (ii) el resultado de la negociación de cambios de los fondos ingresados deberá acreditarse en una cuenta del sistema bancario local; (iii) deberá constituirse un depósito nominativo, no transferible y no remunerado, por el 30% del monto involucrado en la operación correspondiente, durante un plazo de 365 días corridos, de acuerdo a las condiciones que se establezcan en la reglamentación (el “Depósito”); y (iv) el mencionado Depósito deberá ser constituido en dólares en las entidades financieras del país, no devengando intereses ni beneficios de ningún tipo, ni pudiendo ser utilizado como garantía de operaciones de crédito de ningún tipo. Cabe aclarar que existen diversas excepciones a los requisitos del Decreto 616/2005, incluyendo, entre otras, las que se detallan más abajo.

A continuación se detallan los aspectos más relevantes de la normativa del BCRA a los fines del presente, relativos al ingreso y egreso de fondos de la Argentina.

Ingreso de Fondos

Rentas y Transferencias Corrientes

Las rentas percibidas por residentes por sus activos en el exterior no tienen la obligación de ingreso y liquidación en el mercado local de cambios, salvo en el caso de empresas adquirentes de activos externos de inversión directa que se financiaron en forma total o parcial con endeudamiento externo, cuando por el monto de la inversión requirieron la autorización previa del BCRA para acceder al mercado de cambios. En este último caso, estas empresas deben acreditar en forma previa a acceder al mercado de cambios para cancelar los servicios o amortizaciones de dicho financiamiento, que han ingresado y liquidado las rentas percibidas por las inversiones realizadas con endeudamiento externo (Comunicación “A” 5265, según fuera modificada y complementada).

Capitales

Las operaciones de endeudamiento con el exterior del sector privado no financiero y del sector financiero por bonos, préstamos financieros (incluyendo operaciones de pase de valores), y las líneas de crédito del exterior de carácter financiero deben ingresarse y liquidarse en el MULC (Comunicaciones “A” 3712, “A” 3972 y “A” 5265, según fueran modificadas y complementadas).

Las emisiones de títulos de deuda del sector privado (financiero y no financiero) denominados en moneda extranjera cuyos servicios de capital e intereses no sean exclusivamente pagaderos en pesos en el país, deben ser suscriptos en moneda extranjera y los fondos obtenidos deben ser liquidados en el MULC (Comunicaciones “A” 3820 y “A” 5265, según fueran modificadas y complementadas).

El ingreso y liquidación en el mercado de cambios de los fondos recibidos por endeudamientos financieros con el exterior debe realizarse en un plazo de hasta 30 días corridos de la fecha de desembolso de los fondos, siendo de aplicación las normas vigentes a la fecha de ingreso de las divisas por el MULC (Comunicación “A” 5265, según fuera modificada y complementada).

Los nuevos endeudamientos financieros ingresados en el mercado local de cambios y las renovaciones de deudas con el exterior de residentes en el país del sector financiero y del sector privado no financiero, deben pactarse y mantenerse por plazos mínimos de 365 días corridos, no pudiendo ser cancelados con anterioridad al vencimiento de ese plazo, cualquiera sea la forma de cancelación de la obligación con el exterior e independientemente de si la misma se efectúa o no con acceso al mercado local de cambios (Comunicación “A” 4359 tal como fuera modificada por la Comunicación “A” 5264, según esta fuera modificada posteriormente). Este plazo mínimo también es aplicable a las renovaciones de deudas y refinanciaciones.

Están exceptuadas de lo dispuesto en el párrafo anterior las emisiones primarias de títulos de deuda que cuenten con oferta pública y listado en mercados.

Por otra parte, en función de lo dispuesto por el Decreto N° 616/2005, mediante la Comunicación “A” 4359 tal como ha sido modificada de tanto en tanto, se reglamentó la constitución del depósito que debe ser constituido en dólares por el 30% del equivalente en esa moneda del total de la operación que da lugar a la constitución del mismo, cuando se registren ingresos de moneda extranjera en el mercado de cambios por los siguientes conceptos:

(a) Deudas financieras del sector financiero y privado no financiero, con la excepción de las emisiones primarias de títulos de deuda que cuenten con oferta pública y listado en mercados.

(b) Emisiones primarias de acciones de empresas residentes que no cuenten con oferta pública y listado en mercados, en la medida que no constituyan fondos de inversión directa.

(c) Inversiones de portafolio de no residentes destinadas a tenencias de moneda local y de activos y pasivos financieros del sector financiero y privado no financiero, en la medida que no correspondan a la suscripción primaria de títulos de deuda que cuenten con oferta pública y listado en mercados, y/o a la suscripción primaria de acciones de empresas residentes que cuenten con oferta pública y listado en mercados.

(d) Inversiones de portafolio de no residentes destinados a la adquisición de algún derecho en mercados secundarios respecto a valores emitidos por el sector público.

En función de lo dispuesto por Resolución N° 365/2005 del Ministerio de Economía y Producción, se incorporaron al listado anterior mediante la Comunicación “A” 4377 tal como ha sido modificada de tanto en tanto las siguientes operaciones a partir del 29 de junio de 2005 inclusive:

(e) Inversiones de portafolio de no residentes destinados a la suscripción primaria de títulos emitidos por el BCRA.

(f) Los ingresos en el mercado local de cambios por ventas de activos externos de residentes del sector privado, por el excedente que supere el equivalente de US$ 2.000.000 por mes calendario, en el conjunto de las entidades autorizadas a operar en cambios.

Asimismo, mediante la Resolución N° 637/2005 del Ministerio de Economía y Producción, se incorporó a partir del 17 de noviembre de 2005:

(g) Todo ingreso de fondos al mercado local de cambios destinado a suscribir la emisión primaria de títulos, bonos o certificados de participación emitidos por el fiduciario de un fideicomiso, que cuenten o no con oferta pública y listado en mercados, cuando los requisitos mencionados resulten aplicables a la adquisición de alguno de los activos fideicomitidos (Comunicación “B” 8599).

Para los ingresos en monedas extranjeras distintas al dólar, deben considerarse a los efectos de determinar el monto del depósito, los tipos de pase al cierre del mercado de cambios listados por el Banco de la Nación Argentina, el día hábil inmediato anterior a la fecha de su constitución.

Están exceptuadas de la constitución del depósito no remunerado, entre otras, las siguientes operaciones:

(1) Las liquidaciones de moneda extranjera de residentes originadas en préstamos en moneda extranjera otorgados por las entidades financieras locales.

(2) Los ingresos de divisas en el mercado de cambios por aportes de inversiones directas en el país (es decir, inversiones en inmuebles o que representen al menos un 10% del capital social o votos de una empresa local) y ventas de participaciones en empresas locales a inversores directos, en la medida que la entidad interviniente cuente con la documentación indicada en la Comunicación “A” 4762 tal como ha sido modificada de tanto en tanto.

(3) Los endeudamientos con Organismos Multilaterales y Bilaterales de Crédito y con las Agencias Oficiales de Crédito (listadas en Anexo de la Comunicación “A” 4662 tal como ha sido modificada de tanto en tanto), en forma directa o por medio de sus agencias vinculadas, cuando los mismos hayan sido otorgados en cumplimiento del objeto de dichos organismos (Comunicación “A” 4377 tal como ha sido modificada de tanto en tanto).

(4) Endeudamientos financieros con el exterior del sector financiero y privado no financiero, en la medida que simultáneamente se afecten los fondos resultantes de la liquidación de cambio, netos de impuestos y gastos, a: (i) la compra de divisas para la cancelación de servicios de capital de deuda externa y/o (ii) la formación de activos externos de largo plazo (Comunicación “A” 4377 tal como ha sido modificada de tanto en tanto).

(5) Endeudamientos financieros con el exterior del sector privado no financiero, en la medida que sean contraídos y cancelados a una vida promedio no menor a los dos años, incluyendo en su cálculo los pagos de capital e intereses, y estén destinados a la inversión en activos no financieros (Comunicación “A” 4377 tal como ha sido modificada de tanto en tanto).

(6) Ingresos en el MULC por repatriaciones de activos externo de residentes, cuando los fondos resultantes de las ventas de activos externos de personas jurídicas residentes, sean destinados por la empresa a la adquisición de activos no financieros que encuadren en las adquisiciones listadas en las Comunicaciones “C” 42303, 42884, 44670 y 46394.

(7) Ingresos en el MULC por repatriaciones de activos externos de personas físicas y jurídicas residentes, cuando los fondos resultantes de las ventas de activos externos, sean destinados a realizar nuevos aportes de capital en empresas residentes, y la empresa receptora los aplique a la adquisición de activos no financieros listados en las Comunicaciones “C” 42303, 42884, 44670 y 46394.

Egreso de fondos

Pago de servicios

Según lo dispuesto por la Comunicación “A” 5264 (según fuera modificada de tanto en tanto), los residentes pueden acceder al MULC para realizar transferencias al exterior para el pago de servicios que correspondan a prestaciones de no residentes en las condiciones pactadas entre las partes, acorde a la normativa legal aplicable y con la presentación de la documentación que avale el carácter genuino de la operación en cuanto al concepto, la prestación del servicio y monto a girar al exterior. Ciertos casos particulares de pagos de servicios requieren conformidad previa del Banco Central, incluyendo accesos al MULC por el pago de: Otros servicios de información e informática, Servicios empresariales profesionales y técnicos, Regalías, Patentes y Marcas, Primas por préstamos de jugadores, Derechos de autor, Servicios personales, culturales y recreativos, Pagos de garantías comerciales por exportaciones de bienes y servicios, Comisiones comerciales, Derechos de explotación de películas, video y audio extranjeras, Servicios por transferencias de tecnología por Ley 22.426 y modif. (excepto patentes y marcas), cuando el beneficiario sea una persona física o jurídica relacionada con el deudor local en forma directa o indirecta (de acuerdo a las definiciones de entes vinculados establecidos en la Comunicación “C” 40209), cuando los pagos deban realizarse a beneficiarios constituidos o residentes en jurisdicciones que no figuren incluidas dentro del listado de cooperadores previsto en el artículo 2° inciso b) del Decreto 589/2013, o cuando los pagos sean en cuentas en dichas jurisdicciones, y en cualquiera de estos casos siempre que generen en el año calendario pagos y/o nuevas deudas superiores al equivalente a dólares estadounidenses cien mil (US$100.000).

Pago de rentas (intereses, utilidades y dividendos)

Se permite el acceso al mercado local de cambios para el pago de intereses que correspondan a deudas impagas o que son canceladas simultáneamente con el pago de intereses, en la medida que la norma cambiaria permita el acceso al mercado local de cambios para la cancelación de los servicios de capital de esa deuda y se cumplan la totalidad de las condiciones generales establecidas para cursar dichos pagos de capital (Comunicación “A” 5264, según fuera modificada de tanto en tanto).

El acceso al MULC para el pago de servicios de intereses es por los montos impagos que estén devengados a partir de la fecha de la concertación de cambio por la venta de divisas que origina dicho endeudamiento con el exterior, o desde la fecha efectiva de desembolso de los fondos, si los mismos fueron acreditados en cuentas de corresponsalía de entidades autorizadas para su liquidación en el mercado local de cambios, dentro de las 48 (cuarenta y ocho) horas hábiles de la fecha de desembolso.

La concertación de cambio por la compra de las divisas podrá realizarse con una antelación no mayor a los 10 (diez) días hábiles a la fecha de vencimiento de cada cuota de intereses computada por períodos vencidos, o por el monto devengado, en cualquier momento del período corriente de intereses.

Con anterioridad a dar curso a los pagos de intereses de deudas de todo carácter con el exterior, las entidades intervinientes deben comprobar que el deudor haya presentado, de corresponder, la declaración de la deuda de acuerdo al régimen informativo de la que estipula la Comunicación “A” 3602 tal como ha sido modificada de tanto en tanto y cumplir con los demás requisitos establecidos en la Comunicación “A” 5265 tal como ha sido modificada de tanto en tanto.

Se permite el acceso al MULC para girar al exterior pagos de utilidades y dividendos, siempre que correspondan a balances cerrados y certificados por auditores externos (Comunicación “A” 5264, según fuera modificada de tanto en tanto).

Amortizaciones de capital

La cancelación de amortizaciones de capital de deudas con el exterior de carácter financiero de residentes en el país del sector financiero y privado no financiero (excepto en el caso de amortizaciones de emisiones primarias de títulos de deuda que cuenten con oferta pública y listado en mercados), sólo podrá efectuarse luego de transcurridos 365 días corridos desde la fecha de liquidación de las divisas en dicho mercado, o aquel otro plazo mínimo de permanencia que fuese aplicable (Comunicación “A” 5265, según fuera modificada y complementada).

El acceso al mercado local de cambios para el pago anticipado de servicios de capital de deudas externas del sector privado no financiero, de acuerdo a las normas dadas a conocer por la Comunicación “A” 5265 (y según fuera modificada y complementada posteriormente), puede realizarse:

(1) En cualquier momento dentro de los 10 días hábiles previos al vencimiento, en la medida que se cumpla el plazo mínimo de permanencia que sea aplicable.

(2) Anticipadamente a plazos mayores a 10 días hábiles, en forma total o parcial, en la medida que se cumpla el plazo mínimo de permanencia que sea aplicable, y que se cumpla con alguna de las siguientes condiciones:

(2.1.) el pago se financie en su totalidad con el ingreso de fondos del exterior para aportes de capital.

(2.2.) el pago se financie en su totalidad con el ingreso en el mercado de cambios de nuevos endeudamientos con Organismos Internacionales y sus agencias, Agencias Oficiales de Crédito del Exterior y bancos del exterior, y en la medida que: a) dichas cancelaciones sean las condiciones expresamente previstas para el otorgamiento del nuevo endeudamiento y/o por la emisión de bonos u otros títulos de deuda que cumplen con las condiciones para ser consideradas como emisiones externas.

En todos los casos es condición que: (a) la vida promedio de la nueva deuda sea mayor que la vida promedio remanente de la deuda que se precancela considerando en ambos casos los pagos de capital e intereses y (b) que la operación no implique para el deudor un aumento en el valor actual del endeudamiento con el exterior.

(3) Con la anticipación operativamente necesaria para el pago al acreedor a su vencimiento, de cuotas de capital cuya obligación de pago depende de la materialización de condiciones específicas expresamente contempladas en los contratos de refinanciaciones externas acordados e implementados con acreedores del exterior a partir del 11 de febrero de 2002, fecha de inicio de las operaciones en el MULC.

Otras disposiciones

Ventas de cambio a no residentes

Mediante la Comunicación “A” 4662 y sus modificatorias, se dio a conocer un reordenamiento y las nuevas normas aplicables para el acceso al mercado de cambios por parte de no residentes (según definición vertida en el Manual de Balance de Pagos del FMI -quinta edición, capítulo IV-).

Al respecto se establece que no se requiere la conformidad previa del BCRA, en la medida que se cumplan los requisitos establecidos en cada caso, para las siguientes operaciones por parte de no residentes:

(1) Compra de divisas para su transferencia al exterior, en la medida que se cuente con la documentación requerida en la mencionada norma, entre otros, en los siguientes casos, cuando las operaciones sean realizadas por, o correspondan a cobros en el país de:

(1.1.) Deudas financieras originadas en préstamos externos de no residentes.

(1.2.) Recuperos de créditos de quiebras locales y cobros de deudas concursales, en la medida que el cliente no residente haya sido el titular de la acreencia judicialmente reconocida en la quiebra o concurso de acreedores, con resolución firme.

(1.3.) Repatriaciones de inversiones directas en empresas del sector privado no financiero que no sean controlantes de entidades financieras locales, en la medida que el inversor registre una permanencia en el país de esa inversión no menor a los 365 días corridos, por los siguientes conceptos:

(1.3.1.) Venta de la inversión directa.

(1.3.2.) Liquidación definitiva de la inversión directa.

(1.3.3.) Reducción de capital decidida por la empresa local.

(1.3.4.) Devolución de aportes irrevocables efectuada por la empresa local.

De acuerdo con la Comunicación “A” 5237 las inversiones directas desembolsadas desde el 28 de octubre de 2011 deben ser transferidas a Argentina previamente a través del MULC para obtener acceso al MULC a efectos de su repatriación. Este requisito se extiende a las inversiones directas relacionadas con compras de activos locales por no residentes de manos de otros no residentes directa o indirectamente controlados por residentes, si el activo local en cuestión fue adquirido por el vendedor no residente después del 27 de octubre de 2011. En el caso de transferencias de inversiones directas entre no residentes, el requisito de ingreso se cumplirá si el vendedor no residente transfirió los fondos a Argentina cuando se realizó la inversión original, o si dicha transferencia no era obligatoria en ese momento (es decir, si la inversión fue desembolsada antes del 27 de octubre de 2011). Respecto de las inversiones directas efectuadas con anterioridad al 28 de Octubre de 2011, se requerirá la autorización previa del BCRA (según comunicado oficial del BCRA de fecha 16/10/2014);

(1.4.) Cobros de servicios o liquidación por venta de otras inversiones de portafolio (y sus rentas), en la medida que en conjunto no superen el equivalente de US$ 500.000 por mes calendario por persona física o jurídica, en la totalidad de las entidades autorizadas a operar en cambios. Estas repatriaciones de inversiones de portafolio comprenden entre otras: inversiones en cartera en acciones y participaciones en empresas locales, inversiones en fondos comunes de inversión y fideicomisos locales, compra de carteras de préstamos otorgados a residentes por bancos locales, compra de facturas y pagarés por operaciones comerciales locales, inversiones en bonos locales emitidos en pesos y en moneda extranjera pagaderos localmente y las compras de otros créditos internos.

(1.5.) Indemnizaciones decididas por tribunales locales a favor de no residentes.

(1.6.) Servicios, rentas y otras transferencias corrientes con el exterior.

(2) Compras de divisas o billetes en moneda extranjera cuando no supere el equivalente de 5.000 dólares por mes calendario en el conjunto de las entidades autorizadas a operar en cambios, siempre y cuando se cumplan ciertos requisitos.

(3) Compras de billetes, cheques de viajero en moneda extranjera, por los montos que sean necesarios para el ejercicio de sus funciones en el país de organismos internacionales e instituciones, representaciones diplomáticas y corresponsalías, entre otros.

Las operaciones que no encuadren en los puntos mencionados precedentemente, sólo podrán ser cursadas en la medida que cuenten con la previa conformidad del BCRA.

Formación de activos externos de residentes

Las personas físicas y jurídicas argentinas residentes, ciertos fideicomisos y otras universalidades constituidas en Argentina y los gobiernos locales están autorizados a acceder al MULC para comprar activos externos en la medida en que se satisfagan las condiciones establecidas en cada caso en particular por la Comunicación “A” 5526.

Las compras de activos externos que no encuadren en las condiciones establecidas deberán contar con la autorización previa del Banco Central antes de que la entidad autorizada a operar en cambios le permita al cliente acceder al MULC.

Los residentes tendrán acceso al MULC compra de activos extranjeros con aplicación específica a los activos locales para las siguientes operaciones:

Compras de billetes que realicen los gobiernos locales para depositar en cuentas locales de entidades financieras en el marco de las condiciones establecidas para los desembolsos de préstamos otorgados por Organismos Internacionales.
Compras de billetes para depositar en cuentas bancarias locales que se realicen simultáneamente al ingreso de fondos por las financiaciones previstas en el punto 7.1 y 7.3 de la Comunicación “A” 5265 y siempre que se cumpla con las condiciones que allí se establecen.
Compras de billetes que realicen las empresas públicas o empresas bajo el control del gobierno y los fideicomisos constituidos con fondos aportados por el sector público nacional , en la medida que: (i) los fondos utilizados para la compra de moneda extranjera correspondan a fondos aportados por el Tesoro Nacional; (ii) los fondos adquiridos sean depositados en la fecha de acceso al MULC, en cuentas locales en moneda extranjera abiertas en la entidad que cursa la operación; (iii) las cuentas locales constituidas con estos fondos, estén destinadas a garantizar cartas de crédito u otro tipo de avales emitidos por las citadas entidades, para garantizar el pago de importaciones argentinas de bienes y servicios; y (iv) los fondos liberados de estas cuentas deberán ser liquidados por el MULC en la fecha de su retiro.
Compras de billetes en moneda extranjera para depositar en cuentas locales que realicen empresas del sector privado no financiero que registran deuda vencida e impaga con el exterior en concepto de títulos emitidos en el exterior, préstamos financieros sindicados en el exterior, préstamos financieros otorgados por bancos del exterior, y otras deudas directas o garantizadas por agencias oficiales de crédito del exterior y que a la fecha de acceso al MULC hayan efectuado una oferta de refinanciación de su deuda a acreedores del exterior. Los montos adquiridos no deben superar el monto de los servicios de capital e intereses de deuda vencidos según el cronograma original ni el 75% de los pagos en efectivo incluidos en la oferta de refinanciación y se deben cumplir las restantes condiciones previstas en el punto 2.4 de la Comunicación “A” 5526.
Compras de billetes en moneda extranjera que realicen fondos comunes de inversión para pagar en Argentina rescates de cuotas partes de clientes no alcanzados por lo dispuesto en el punto 1.b. de la Comunicación “A” 4377 y en la medida que hubieran ingresado divisas a tal fin por el mismo monto.
Compras de billetes en moneda extranjera que realicen agentes bursátiles residentes de Argentina que se ajusten a las condiciones previstas en el punto 2.6. de la Comunicación “A” 5526 y se apliquen a cancelar compras de valores emitidos por no residentes con cotización en Argentina y en el exterior efectuadas a clientes no alcanzados por el punto 1.b. de la Comunicación “A” 4377 en operaciones concertadas con anterioridad no mayor a las 72 horas hábiles y liquidables en moneda extranjera en el país. Esta excepción será de aplicación en la medaida que los fondos resultantes de la operación queden depositados en cuentas locales en moneda extranjera a nombre del vendedor de los valores negociables. El plazo de aplicación de los fondos a la liquidación de valores, se extenderá en los casos de demoras por causales ajenas al comprador de los valores y en la medida que los fondos no sean utilizados para otros destinos, hasta tanto se subsanen las causas que impidan su aplicación (Comunicación “A” 5526 según fuera modificada y/o enmendada).
En el caso de nuevas emisiones de bonos y otros títulos de deuda que cuenten con oferta pública y cotización en mercadosautorizados por la CNV y/o del sector privado no financiero que cumplan con las condiciones establecidas en la normativa cambiaria para ser consideradas como emisiones externas, se admitirá simultáneamente a la liquidación de los fondos, el acceso al MULC para la compra de billetes en moneda extranjera para su depósito en entidades financieras locales, por hasta el equivalente del 90% del monto liquidado en el MULC y por un plazo total no mayor a los 180 días corridos.

Estos fondos sólo pueden ser destinados para su depósito en una entidad financiera local a plazo fijo o en una cuenta especial en moneda extranjera, y sólo podrán ser retirados de la entidad financiera local, para su venta en el mercado local de cambios.

En cada uno de los meses calendarios siguientes al mes de ingreso de los fondos al menos el 80% de las necesidades netas de acceso al mercado local de cambios por todo concepto de la empresa se deberán cubrir con ventas de los fondos depositados en la cuenta especial o a plazo fijo.

Los fondos que no se hubieran utilizado vencido el plazo de 180 (ciento ochenta) días corridos de su constitución, deberán ser liquidados en el mercado local de cambios dentro de los 10 (diez) días hábiles inmediatos siguientes.

La venta de los fondos constituidos por este mecanismo estará exceptuada de los requisitos establecidos en el Decreto Nº 616/05 y normas complementarias.

El emisor de deuda que opte por este mecanismo deberá informar al Banco Centra través de la entidad interviniente, antes de la fecha de vencimiento del plazo para la liquidación de los fondos, la adhesión a dicho régimen para formar activos externos con destino específico. De la misma forma se deberá informar el cambio de la entidad financiera local en la que se depositen los fondos. (Comunicación "A" 5604).

Las personas físicas residentes en el país podrán acceder al MULC para las compras de billetes que realicen por el concepto "compra para tenencia de billetes extranjeros en el país" en función a los ingresos de su actividad declarados ante la AFIP y de los demás parámetros cuantitativos que se establezcan, en el marco de la política cambiaria, para su validación.

El monto al que podrán acceder las personas físicas por este concepto se verá reflejado en el “Programa de Consulta de Operaciones Cambiarias” disponible en el sitio web institucional de la AFIP.

Por otro lado, mediante Resolución General de la AFIP N° 3583/2014, la AFIP estableció un régimen de percepción del 20% aplicable sobre las operaciones de adquisición de moneda extranjera efectuadas por personas físicas para tenencia de billetes extranjeros en el país de acuerdo a las pautas operativas que, en el marco de la política cambiaria, serán determinadas por el Banco Central. Dicha percepción no será aplicable cuando la moneda extranjera adquirida sea depositada, por un lapso no inferior a 365 días, en una cuenta de una entidad financiera comprendida en la Ley N° 21.526 y sus modificaciones, a nombre del adquirente de la misma y conforme el procedimiento que establezca el Banco Central. En el supuesto de que la moneda extranjera adquirida y depositada se retire antes del plazo de 365 días, la percepción se aplicará en oportunidad de su retiro de la cuenta bancaria respectiva.

Asimismo, a fin de acceder al MULC para la formación de activos externos de residentes, se deberán observar los siguientes requisitos: (1) Por las compras de billetes en moneda extranjera y de divisas por los conceptos comprendidos en la Comunicación “A” 5526, la operación sólo puede efectuarse con débito a una cuenta a la vista abierta en entidades financieras a nombre del cliente, o con transferencia vía (MEP) a favor de la entidad interviniente de los fondos desde cuentas a la vista del cliente abiertas en una entidad financiera, o con pago con cheque de la cuenta propia del cliente; (2) A los efectos del cómputo de los límites mencionados a la fecha de realización de una nueva operación, por las compras en monedas extranjeras distintas al dólar estadounidense, se computarán los pesos liquidados por cada operación al tipo de cambio de referencia del día hábil bancario inmediato anterior al que se efectuó cada operación; (3) Las entidades intervinientes deberán contar con la declaración jurada del cliente donde conste que con la operación de cambio a concertar con la entidad, se cumplen los límites establecidos en la normativa para sus operaciones en el conjunto de las entidades autorizadas a operar en cambios, en los casos que sean aplicables; (4) Las ventas de activos externos que se realicen en cumplimiento de la obligación de reingreso de fondos adquiridos con destino específico, se encuentran exceptuados del límite establecido en el artículo 2° de la Resolución N° 365/05 del Ministerio de Economía y Producción para la constitución del Depósito.

Mercado de capitales

Las operaciones de valores que se realicen en bolsas y mercados de valores, deberán abonarse por alguno de los siguientes mecanismos: (a) en pesos utilizando las distintas modalidades que permiten los sistemas de pagos, (b) en moneda extranjera mediante transferencia electrónica de fondos desde y hacia cuentas a la vista en entidades financieras locales, y (c) contra cable sobre cuentas del exterior. En ningún caso, se permite la liquidación de estas operaciones de compra-venta de valores mediante el pago en billetes en moneda extranjera, o mediante su depósito en cuentas custodia o en cuentas de terceros (Comunicación “A” 4308 tal como ha sido modificada de tanto en tanto).

Relevamiento de emisiones de títulos y de otras obligaciones externas del sector privado financiero y no financiero

Mediante la Comunicación “A” 3602 del 7 de mayo de 2002 se dispuso implementar un Sistema de Relevamiento de Pasivos Externos y Emisiones de Títulos, cuyas declaraciones corresponden al endeudamiento a fin de cada trimestre calendario, que deben cumplir las personas físicas y jurídicas del sector privado financiero y no financiero que registren pasivos de todo tipo con residentes en el exterior. La obligación de declaración está a cargo del deudor, quien debe presentar sus declaraciones a través de las entidades financieras. Dichas declaraciones tendrán el carácter de declaración jurada.

Relevamiento de inversiones directas

Mediante Comunicación “A” 4237 del 10 de noviembre de 2004 se dispuso implementar un Sistema de Relevamiento de Inversiones Directas en el país (por no residentes) y en el exterior (por residentes). Se considera inversión indirecta aquella que refleja el interés duradero del residente de una economía (inversor directo) por una entidad residente de otra economía (empresa de inversión directa), lo que se evidencia, por ejemplo, con una participación en el capital social o votos no menor a un 10%. El régimen informativo establecido por esta Comunicación “A” 4237 tiene carácter semestral.

Para un detalle de la totalidad de las restricciones cambiarias y de controles al ingreso de capitales vigentes al día de la fecha, se sugiere a los inversores consultar con sus asesores legales y dar una lectura completa a la normativa mencionada, junto con sus reglamentaciones y normas complementarias, a cuyo efecto los interesados podrán consultar las mismas en el sitio web del Ministerio de Economía (www.mecon.gob.ar o www.infoleg.gob.ar), o el del BCRA www.bcra.gob.ar), según corresponda.

CARGA TRIBUTARIA

El siguiente es un resumen general de ciertas cuestiones sobre el régimen impositivo argentino como resultado de la tenencia y disposición de obligaciones negociables. Dicho resumen no es un análisis completo ni una enumeración de la totalidad de las regulaciones, cuestiones o consecuencias fiscales posibles que puedan resultar de interés para un tenedor de Obligaciones Negociables y se realiza a título meramente informativo. Si bien se entiende que el presente resumen es una interpretación razonable de las leyes y reglamentaciones vigentes a la fecha de este Prospecto, no puede asegurarse que los tribunales o autoridades impositivas estarán de acuerdo con la presente interpretación o que no ocurrirán cambios en dicha legislación. Este resumen está basado en las leyes impositivas de la República Argentina según se hallan en vigencia a la fecha de este Prospecto, y está sujeto a cualquier modificación en las leyes de la República Argentina que pueda entrar en vigencia después de dicha fecha. Se aconseja a los compradores potenciales de las Obligaciones Negociables consultar a sus propios asesores impositivos sobre las consecuencias derivadas de una inversión en las Obligaciones Negociables conforme a las leyes impositivas de su país de residencia (incluyendo Argentina), entre ellas, sin carácter taxativo, las consecuencias derivadas del cobro de intereses y la venta, rescate o cualquier forma de enajenación de las Obligaciones Negociables.

Oferta Pública y exenciones impositivas

La Ley de Obligaciones Negociables establece que para hacer efectivo el tratamiento impositivo preferencial previsto en dicha ley las obligaciones negociables sean colocadas por oferta pública a través del proceso de colocación primaria por medio de una subasta o licitación pública abierta a todo el público inversor interesado conforme lo previsto por el artículo 27, Capítulo 5, Título II y artículo 1, Capítulo IV, Título VI de las Normas de la CNV. En este sentido, la resolución conjunta No 470-1738/2004 y sus modificatorias (la “Resolución Conjunta”) emitida por la CNV y por la AFIP estableció los requisitos generales que se deben cumplir para que se configure una “colocación por oferta pública” y contempló determinados supuestos respecto de los cuales se entenderá cumplido el requisito de oferta pública en la emisión de las obligaciones negociables.

Los principales aspectos de la Resolución Conjunta son los siguientes:

Para que exista “colocación por oferta pública” es necesario demostrar “efectivos esfuerzos de colocación”, en los términos del artículo 2 de la Ley de Mercado de Capitales. Es decir, no es suficiente la sola existencia de una autorización de la CNV pero tampoco es necesario alcanzar un resultado determinado, tal como un criterio de dispersión mínima de inversores. En suma, la “colocación por oferta pública” resultaría una obligación de medios pero no de resultado.
Los esfuerzos de oferta pública pueden llevarse a cabo no sólo en el país sino también en el exterior.
La oferta puede ser dirigida “al público en general o a un grupo determinado de inversores”, y aun “sólo para inversores institucionales”, aclarándose así que la oferta no debe ser dirigida siempre al público en general.
La celebración de un contrato de colocación resulta válida a los fines de considerar cumplido el requisito de la oferta pública en la medida que se demuestre que el colocador ofertó por los medios previstos en la Ley de Mercado de Capitales.
Se admite expresamente la utilización de los fondos provenientes de una emisión de obligaciones negociables para refinanciar pasivos incluyendo los denominados “préstamos puente”.
No se exige que los títulos sean listados en mercados autorizados a los efectos de su consideración como colocados por oferta pública (aunque en los considerandos de la Resolución Conjunta se aclara que el listado en un mercado autorizado por la CNV de la Argentina coadyuva a valorar la voluntad de ofertar públicamente).

Posteriormente, la CNV estableció pautas mínimas para el proceso de colocación primaria de valores negociables (ver “De la Oferta y la Negocación” en el presente Prospecto).

Impuesto a las Ganancias

Pago de Intereses

De acuerdo con el artículo 36 bis de la Ley de Obligaciones Negociables los intereses que abonará el emisor bajo las Obligaciones Negociables estarán exentos del impuesto a las ganancias de la Argentina, siempre que las Obligaciones Negociables se emitan de conformidad con la Ley de Obligaciones Negociables y reúnan los siguientes requisitos previstos en el artículo 36 de dicha ley (las “Condiciones del Artículo 36”):

(i) se trate de emisiones de obligaciones negociables que sean colocadas por oferta pública, contando para ello con la respectiva autorización de la CNV;

(ii) la emisora garantice la aplicación de los fondos a obtener mediante la colocación de las obligaciones negociables a inversiones en activos físicos situados en el país, integración de capital de trabajo en el país, o refinanciación de pasivos, o a la integración de aportes de capital en sociedades controladas o vinculadas a la sociedad emisora cuyo producido se aplique exclusivamente a los destinos antes especificados; y

(iii) la emisora acredite ante la CNV, en el tiempo, forma y condiciones que ésta determine, que los fondos obtenidos fueron invertidos de acuerdo al plan aprobado.

Para los beneficiarios del exterior (comprendidos en el Título V de la ley del impuesto a las ganancias, que se refiere a personas físicas, sucesiones indivisas o personas ideales residentes en el extranjero que obtengan una renta de fuente argentina) (“Beneficiarios del Exterior”) no rigen las disposiciones contenidas en el artículo 21 de esa ley ni la del artículo 106 de la Ley 11.683. Por tal razón, la aplicación de la exención expuesta previamente no dejará de obrar en aquellos supuestos en los que por la misma pueda resultar una transferencia de ingresos a fiscos extranjeros.

El Decreto del Poder Ejecutivo Nacional Nº 1076, del 2 de Julio de 1992, con las modificaciones introducidas por el Decreto Nº 1157 del 15 de julio de 1992, ambos ratificados mediante la Ley Nº 24.307 del 30 de diciembre de 1993 (el “Decreto”) eliminó la exención descripta precedentemente en relación con los contribuyentes sujetos a las normas de ajuste impositivo por inflación conforme al Título VI de la Ley de Impuesto a las Ganancias de la Argentina. Estos contribuyentes son, en general, sociedades creadas o constituidas conforme a la ley argentina, sucursales locales de sociedades extranjeras, empresas unipersonales y personas físicas que desarrollan determinadas actividades comerciales en la Argentina (los “Tenedores del Título VI”). Como consecuencia del Decreto, los intereses que deban ser pagados por la Emisora a los Tenedores del Título VI estarán sujetos al impuesto a las ganancias y a una retención del 35% sobre el pago de intereses (excepto para entidades financieras sujetas a la Ley de Entidades Financieras), retención que constituye un pago a cuenta del impuesto a las ganancias para los Tenedores del Título VI.

De lo expuesto surge que, cumplidas las Condiciones del Artículo 36, los intereses de las Obligaciones Negociables se encontrarán exentos del impuesto a las ganancias para las personas físicas y sucesiones indivisas domiciliados o radicados en el país y para los Beneficiarios del Exterior.

Si la emisora de las Obligaciones Negociables no cumpliera con las Condiciones del Artículo 36, el artículo 38 de la Ley de Obligaciones Negociables dispone que, sin perjuicio de las sanciones que pudieran corresponder por la aplicación de la Ley N° 11.683, decaen los beneficios resultantes del tratamiento impositivo previsto en la Ley de Obligaciones Negociables y, por ende, la emisora será responsable del pago de los impuestos que hubiera correspondido a los Tenedores de las Obligaciones Negociables. En tal caso, la emisora debería tributar, en concepto de impuesto a las ganancias, la tasa máxima prevista en el artículo 90 de la Ley de Impuesto a las Ganancias, es decir 35%, sobre el total de la renta devengada a favor de los Tenedores. La AFIP reglamentó mediante la Resolución General N° 1516/2003, modificada por la Resolución General N° 1578/2003, el mecanismo de ingreso del impuesto a las ganancias por parte de la emisora en el supuesto en que se entienda incumplido alguno de los requisitos del artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables.

Ganancias de capital

En la medida que se cumplan las Condiciones del Artículo 36, y de acuerdo con el artículo 36 bis de la Ley de Obligaciones Negociables, las ganancias resultantes de la venta u otra forma de disposición (cambio, permuta) de las Obligaciones Negociables por parte de personas físicas residentes y sucesiones indivisas radicadas en el país y de beneficiarios del exterior sin un establecimiento permanente en el país, se encuentran exentas del impuesto a las ganancias. Cuando los Tenedores se traten de Beneficiarios del Exterior, no regiría lo dispuesto por el artículo 21 de la ley del impuesto a las ganancias. Por lo tanto, la exención expuesta previamente no dejará de obrar en aquellos supuestos en los que por la misma pueda resultar una transferencia de ingresos a fiscos extranjeros.

A consecuencia del Decreto, los Tenedores del Título VI están sujetos al impuesto a las ganancias sobre la ganancia de capital que pueda originarse de la venta u otra forma de enajenación de las Obligaciones Negociables según lo disponen las reglamentaciones impositivas argentinas.

Impuesto al Valor Agregado

De acuerdo con el artículo 36 bis de la Ley de Obligaciones Negociables quedan exentos del impuesto al valor agregado las operaciones financieras y prestaciones relativas a la emisión, suscripción, colocación, transferencia, amortización, intereses y cancelaciones de las obligaciones negociables y sus garantías en la medida que se cumplan las Condiciones del Artículo 36.

Impuesto sobre los Bienes Personales

Las personas físicas domiciliadas en el país y las sucesiones indivisas radicadas en el país se encuentran obligadas al pago de un impuesto anual sobre los bienes (tales como las Obligaciones Negociables) situados en el país y en el exterior respecto de los cuales fueran titulares al 31 de diciembre de cada año. Las personas físicas domiciliadas en el exterior y las sucesiones indivisas radicadas en el exterior sólo tributan este gravamen por sus bienes situados en la República Argentina.

Este impuesto se aplica sobre el valor de listado, en el caso de títulos valores que son listados en bolsa, o sobre el costo de adquisición más los intereses y diferencias de cambio que se hubieran devengado, en el caso de títulos valores que no sean listados en bolsas o mercados, en ambos casos al 31 de diciembre de cada año.

El impuesto correspondiente a las personas físicas domiciliadas en el país y a las sucesiones indivisas radicadas en el mismo recae sobre la totalidad de los bienes gravados existentes al 31 de diciembre de cada año y tales sujetos estarán alcanzados por la siguiente escala de alícuotas:

Valor total de los bienes gravados	Alícuota Aplicable
Hasta $305.000	0%
Más de $305.000 hasta $750.000	0,50%
Más de $750.000 hasta $2.000.000	0,75%
Más de $2.000.000 hasta $5.000.000	1,00%
Más de $5.000.000	1,25%

El importe de $ 305.000 opera como mínimo exento respecto de personas físicas domiciliadas y sucesiones indivisas ubicadas en la Argentina. Si el valor de los bienes excede dicha suma, el valor total de los bienes estará sujeto al impuesto.

En cuanto a las personas físicas domiciliadas en el exterior y las sucesiones indivisas radicadas en el mismo, tales sujetos están alcanzados por el impuesto sobre los bienes personales a una alícuota del 1,25% aplicable sobre los bienes de su titularidad situados en el país. No corresponde ingresar el impuesto cuando su importe resulte igual o inferior a $ 255,75.

Si bien las Obligaciones Negociables que se hallen directamente en poder de las personas físicas domiciliadas en el exterior y sucesiones indivisas radicadas en el exterior técnicamente estarían sujetas al impuesto sobre los bienes personales, bajo la legislación vigente no se encontraría reglamentado el procedimiento para el pago del impuesto en relación con las Obligaciones Negociables que se hallen en poder de tales sujetos.

El impuesto sobre los bienes personales presume, sin admitir prueba en contrario, que las obligaciones negociables pertenecen a una persona física domiciliada en el país o una sucesión indivisa radicada en el mismo -y, en consecuencia, se hallan sujetas al impuesto sobre los bienes personales- cuando la titularidad directa de las obligaciones negociables recaiga en una sociedad, cualquier otro tipo de persona de existencia ideal, empresas, establecimientos estables, patrimonios de afectación o explotaciones, domiciliados o, en su caso, radicados o ubicados en el exterior, que reúna conjuntamente las siguientes condiciones:

que se encuentre ubicada en un país que no exige que las acciones o títulos privados sean detentados en forma nominativa; y
que de conformidad con su naturaleza legal o sus estatutos, ha establecido que (a) su actividad principal consista en invertir fuera del país donde fue constituida y/o (b) no le está permitido realizar ciertas actividades en su propio país o realizar ciertas inversiones permitidas bajo las leyes de dicho país.

En tales casos, la ley de impuesto sobre los bienes personales impone a las personas físicas o jurídicas domiciliadas en la República Argentina que tengan el condominio, posesión, uso, goce, disposición, depósito, tenencia, custodia, administración o guarda de las Obligaciones Negociables la obligación de pagar el impuesto sobre los bienes personales según una tasa incrementada del 2,5% (el “Obligado Sustituto”). El Decreto del Poder Ejecutivo Nacional Nº 127, del 9 de febrero de 1996 así como la Resolución General (AFIP) Nº 2151/06 establecen que el Obligado Sustituto y, por tanto, el obligado al ingreso del impuesto, será la entidad emisora de dichos títulos.

La ley de impuesto sobre los bienes personales autoriza al Obligado Sustituto a recuperar la suma pagada, sin que la enumeración sea taxativa, mediante retención o ejecución de los activos que dieron origen a dicho pago.

La presunción legal precedente no se aplica a las siguientes personas jurídicas extranjeras que sean titulares directos de las obligaciones negociables: (i) compañías de seguros: (ii) fondos comunes de inversión abiertos; (iii) fondos de pensión; (iv) bancos o entidades financieras cuya oficina central esté ubicada en un país cuyo banco central o autoridad equivalente haya adoptado las normas internacionales de supervisión bancaria establecidas por el Comité de Bancos de Basilea.

Asimismo, el Decreto Nº 812/96 del 22 de julio de 1996 establece que la presunción legal antes analizada no se aplica a los títulos privados representativos de deuda cuya oferta pública haya sido autorizada por la CNV y que se negocien en bolsas de comercio ubicadas en Argentina o en el extranjero. A fin de acreditar este supuesto, el emisor conservará en sus registros una copia debidamente autenticada de la resolución de la CNV que autoriza la oferta pública de las obligaciones negociables así como el plazo durante el cual estará en vigencia según lo establece la Resolución Nº 2151 de la AFIP, de fecha 1 de octubre de 2006.

Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta

Las sociedades, asociaciones civiles y fundaciones domiciliadas en el país, las empresas o explotaciones unipersonales ubicadas en el país pertenecientes a personas domiciliadas en el mismo, las entidades y organismos a que se refiere el artículo 1 de la Ley Nº 22.016, los fideicomisos constituidos en el país conforme a las disposiciones de la Ley Nº 24.441 (excepto los fideicomisos financieros previstos en los artículos 19 y 20 de dicha ley), los fondos comunes de inversión constituidos en el país no comprendidos en el primer párrafo del artículo 1 de la Ley Nº 24.083 y sus modificaciones, y los establecimientos estables domiciliados o ubicados en el país pertenecientes a sujetos del exterior, son contribuyentes del impuesto a la ganancia mínima presunta, debiendo tributar el 1% sobre los activos existentes al cierre del ejercicio fiscal, valuados de acuerdo con las estipulaciones de la ley de impuesto a la ganancia mínima presunta.

A efectos del impuesto a la ganancia mínima presunta las obligaciones negociables que sean listadas en bolsas o mercados se valúan al último valor de listado a la fecha de cierre del ejercicio. Las obligaciones negociables que no listen en bolsas o mercados se valúan por su costo, incrementado, de corresponder, con los intereses y diferencias de cambio que se hubieren devengado a la fecha indicada.

Se encuentran exentos del impuesto, entre otros, los bienes del activo gravado en el país cuyo valor en conjunto, determinado de acuerdo con las normas de la ley de impuesto a la ganancia mínima presunta, sea igual o inferior a doscientos mil pesos ($200.000). Cuando existan activos gravados en el exterior dicha suma se incrementará en el importe que resulte de aplicarle a la misma el porcentaje que represente el activo gravado del exterior respecto del activo gravado total. En caso que el valor de los bienes supere la suma de doscientos mil pesos ($200.000) o supere la suma que se calcule de acuerdo con lo dispuesto precedentemente, según corresponda, queda sujeto al gravamen la totalidad del activo gravado del sujeto pasivo del tributo.

El impuesto a las ganancias determinado para el mismo ejercicio fiscal por el cual se liquida el impuesto a la ganancia mínima presunta, podrá computarse como pago a cuenta de éste último.

Si del cómputo del impuesto a las ganancias como pago a cuenta surgiere un excedente no absorbido, el excedente no generará saldo a favor del contribuyente, ni será susceptible de devolución o compensación alguna. Si por el contrario, como consecuencia de resultar insuficiente el impuesto a las ganancias computable como pago a cuenta del presente gravamen, procediere en un determinado ejercicio el ingreso del impuesto a la ganancia mínima presunta, se admitirá, siempre que se verifique en cualesquiera de los diez ejercicios inmediatos siguientes un excedente del impuesto a las ganancias no absorbido, computar como pago a cuenta de este último gravamen, en el ejercicio en que tal hecho ocurra, el impuesto a la ganancia mínima presunta efectivamente ingresado y hasta su concurrencia con el importe a que ascienda dicho excedente.

En el caso de las entidades financieras sujetas a la Ley Nº 21.526, de las compañías aseguradoras y de las sociedades de leasing, la base imponible del impuesto a la ganancia mínima presunta está constituida por el 20% del valor de sus activos.

En general las personas físicas y sucesiones indivisas en Argentina, y las personas físicas o jurídicas extranjeras que no tienen un establecimiento permanente en Argentina, salvo ciertas excepciones, no se encuentran alcanzadas por el Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta.

Impuesto sobre los Débitos y Créditos Bancarios

La Ley Nº 25.413, de fecha 26 de marzo de 2001, creó el impuesto sobre los créditos y débitos bancarios, que resulta aplicable a (i) los débitos y créditos en cuentas abiertas en entidades financieras, cualquiera fuere su naturaleza; (ii) ciertas operaciones realizadas con la intervención de entidades financieras en las que no se utilicen cuentas bancarias; y a (iii) ciertos movimientos o entregas de fondos, propios o de terceros, realizados por cualquier persona, por cuenta propia o por cuenta y/o a nombre de otra, cualquiera sea el método utilizado para llevarlo a cabo.

La alícuota general aplicable es del 0,6% -aunque existen alícuotas reducidas del 0,075% e incrementadas del 1,2%- para los créditos y débitos y/o los movimientos de fondos que no pasan por cuentas bancarias. El 34% del impuesto que corresponde a los créditos en cuentas bancarias gravados con la alícuota del 0,6% y el 17% del impuesto de las cuentas gravadas con la alícuota del 1,2% puede computarse como pago a cuenta del impuesto a las ganancias, a cuenta del impuesto a la ganancia mínima presunta o a cuenta de la contribución especial sobre el capital de las cooperativas, o sus respectivos anticipos.

Existen exenciones en éste impuesto vinculadas con el sujeto y con el destino de las cuentas.

Se encuentran exentos del impuesto los movimientos registrados en las cuentas corrientes especiales (Comunicación “A” 3250 del Banco Central) cuando las mismas estén abiertas a nombre de personas jurídicas del exterior y en tanto se utilicen exclusivamente para la realización de inversiones financieras en el país.

Impuesto a los Ingresos Brutos

Es un tributo de carácter local que recae sobre el ejercicio habitual y a título oneroso de actividades desarrolladas en una determinada jurisdicción.

Aquellos inversores que realicen actividades en forma habitual o que se presuma que desarrollan dichas actividades en cualquier jurisdicción en la cual obtengan sus ingresos por intereses originados en la tenencia de obligaciones negociables, o por su venta o transferencia, podrían resultar gravados con este impuesto a tasas que varían de acuerdo con la legislación específica de cada provincia argentina salvo que proceda la aplicación de alguna exención. Ciertas jurisdicciones como la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y la Provincia de Buenos Aires eximen los ingresos provenientes de las operaciones sobre las obligaciones negociables emitidas bajo la Ley de Obligaciones Negociables cuando estuvieran exentas del impuesto a las ganancias.

Los potenciales adquirentes residentes en el país deberán considerar la posible incidencia del impuesto sobre los ingresos brutos considerando las disposiciones de la legislación aplicable que pudiera resultar relevante en función de su residencia y actividad económica.

Impuestos de Sellos

Al igual que el impuesto sobre los ingresos brutos, el impuesto de sellos es un tributo de carácter local y grava los actos y contratos de carácter oneroso formalizados en instrumentos públicos y/o privados, que se otorguen en la jurisdicción de cada provincia y/o en la Ciudad de Buenos Aires o bien aquellos que siendo instrumentados en determinada jurisdicción tengan efectos en otra jurisdicción.

En la Ciudad Autónoma de Buenos Aires están exentos de este impuesto todos los actos, contratos y operaciones, incluyendo entregas o recepciones de dinero, relacionados con la emisión, suscripción, colocación y transferencia de obligaciones negociables, emitidas conforme el régimen de las Ley de Obligaciones Negociables. Esta exención comprenderá a los aumentos de capital que se realicen para la emisión de acciones a entregar, por conversión de las obligaciones negociables, como así también, a la constitución de todo tipo de garantías personales o reales a favor de inversores o terceros que garanticen la emisión sean anteriores, simultáneos o posteriores a la misma.

También se encuentran exentos del impuesto en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires los instrumentos, actos y operaciones vinculados con la emisión de títulos valores representativos de deuda de sus emisoras y cualesquiera otros títulos valores destinados a la oferta pública en los términos de la Ley de Mercado de Capitales, por parte de las sociedades autorizadas por la CNV a hacer oferta pública. Esta exención ampara también a las garantías vinculadas con dichas emisiones. Sin embargo, la exención queda sin efecto si en el plazo de 90 días corridos no se solicita la autorización para la oferta pública de dichos títulos valores ante la CNV y/o si la colocación de los títulos no se realiza en un plazo de 180 días corridos a partir de la concesión de la autorización solicitada.

Los actos y/o instrumentos relacionados con la negociación de las acciones y demás títulos valores debidamente autorizados para su oferta pública por la CNV están, asimismo, exentas del impuesto de sellos en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Esta exención también queda sin efecto de darse la circunstancia señalada en la tercera oración del párrafo anterior.

Por su parte, en la Provincia de Buenos Aires están exentos de este impuesto todos los actos, contratos y operaciones, incluyendo entregas o recepciones de dinero, relacionados con la emisión, suscripción, colocación y transferencia de obligaciones negociables, emitidas conforme el régimen de la Ley de Obligaciones Negociables. Esta exención comprenderá a los aumentos de capital que se realicen para la emisión de acciones a entregar, por conversión de las obligaciones negociables, como así también, a la constitución de todo tipo de garantías personales o reales a favor de inversores o terceros que garanticen la emisión sean anteriores, simultáneos o posteriores a la misma.

En la Provincia de Buenos Aires también están exentos de este impuesto todos los instrumentos, actos y operaciones, vinculados con la emisión de títulos valores representativos de deuda de sus emisoras y cualesquiera otros títulos valores destinados a la oferta pública en los términos de la Ley de Mercado de Capitales, por parte de sociedades debidamente autorizadas por la CNV a hacer oferta pública de dichos títulos valores y/o instrumentos. Esta exención ampara también a las garantías vinculadas con dichas emisiones. Sin embargo, la exención queda sin efecto si en el plazo de 90 días corridos no se solicita la autorización para la oferta pública de dichos títulos valores ante la CNV y/o si la colocación de los títulos no se realiza en un plazo de 180 días corridos a partir de la concesión de la autorización solicitada.

Asimismo, se encuentran exentos del impuesto de sellos en la Provincia de Buenos Aires los actos relacionados con la negociación de títulos valores debidamente autorizados para su oferta pública por la CNV. Esta exención también queda sin efecto de presentarse la circunstancia señalada en la tercera oración del párrafo anterior.

Considerando la autonomía que en materia tributaria posee cada jurisdicción provincial, se deberá analizar los potenciales efectos que este tipo de operatorias pudieran generar y el tratamiento tributario que establece el resto de las jurisdicciones provinciales.

Tasa de Justicia

En caso de que sea necesario iniciar procedimientos judiciales de ejecución en relación con las Obligaciones Negociables en Argentina, se impondrá una tasa de justicia (que actualmente es del 3%) sobre el monto de cualquier reclamo iniciado ante los tribunales argentinos con asiento en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Regímenes de recaudación provincial sobre créditos en cuentas bancarias

Distintos fiscos provinciales (por ejemplo: Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Corrientes, Córdoba, Tucumán, Provincia de Buenos Aires, Salta) han establecido regímenes de percepción del Impuesto sobre los Ingresos Brutos los cuales resultan aplicables a los créditos que se produzcan en las cuentas abiertas en entidades financieras, cualquiera sea su especie y/o naturaleza, quedando comprendidas la totalidad de las sucursales, cualquiera sea el asiento territorial de las mismas.

Estos regímenes se aplican a aquellos contribuyentes que se encuentran en el padrón que provee mensualmente la Dirección de Rentas de cada jurisdicción.

Las alícuotas a aplicar dependen de cada uno de los fiscos con un rango que puede llegar actualmente al 5%.

Las percepciones sufridas constituyen un pago a cuenta del impuesto sobre los ingresos brutos para aquellos sujetos que son pasibles de las mismas.

Otros impuestos

A nivel provincial, la Provincia de Buenos Aires (“PBsAs”) estableció por medio de la Ley N° 14.044 (y modificatorias) un impuesto a la transmisión gratuita de bienes (el “ITGB”). Las características básicas del ITGB son las siguientes:

El ITGB alcanza al enriquecimiento que se obtenga en virtud de toda transmisión a título gratuito, incluyendo: herencias, legados, donaciones, anticipos de herencia y cualquier otra transmisión que implique un enriquecimiento patrimonial a título gratuito.
Son contribuyentes del ITGB las personas físicas y las personas jurídicas beneficiarias de una transmisión gratuita de bienes.
Para los contribuyentes domiciliados en la PBsAs el ITGB recae sobre el monto total del enriquecimiento gratuito, tanto por los bienes situados en la PBsAs como fuera de ella. En cambio, para los sujetos domiciliados fuera de la PBsAs, el ITGB recae únicamente sobre el enriquecimiento gratuito originado por la transmisión de los bienes situados en la PBsAs.
Se consideran situados en la PBsAs, entre otros supuestos, (i) los títulos y las acciones, cuotas o participaciones sociales y otros valores mobiliarios representativos de su capital, emitidos por entes públicos o privados y por sociedades, cuando estos estuvieren domiciliados en la PBsAs; (ii) los títulos, acciones y demás valores mobiliarios que se encuentren en la PBsAs al tiempo de la transmisión, emitidos por entes privados o sociedades domiciliados en otra jurisdicción; y (iii) los títulos, acciones y otros valores mobiliarios representativos de capital social o equivalente que al tiempo de la transmisión se hallaren en otra jurisdicción, emitidos por entes o sociedades domiciliados también en otra jurisdicción, en proporción a los bienes de los emisores que se encontraren en la PBsAs.
Están exentas del ITGB las transmisiones gratuitas de bienes cuando su valor en conjunto sea igual o inferior a AR$ 60.000, monto que se elevará a AR$ 250.000 cuando se trate de padres, hijos y cónyuges.
En cuanto a las alícuotas, se han previsto escalas progresivas del 4% al 21,925% según el grado de parentesco y la base imponible involucrada.

La transmisión gratuita de obligaciones negociables podría estar alcanzada por el ITGB en la medida que forme parte de transmisiones gratuitas de bienes cuyos valores en conjunto sean superiores a AR$ 60.000 o AR$ 250.000 cuando se trate de padres, hijos y cónyuges.

Asimismo, la provincia de Entre Ríos estableció un ITGB de similares características al ITGB de la Provincia de Buenos Aires.

Respecto de la existencia de impuestos a la transmisión gratuita de bienes en las restantes jurisdicciones provinciales, el análisis deberá llevarse a cabo tomando en consideración la legislación de cada provincia en particular.

Ingresos de fondos provenientes de jurisdicciones consideradas “no cooperadoras a los fines de la transparencia fiscal”

De acuerdo con la presunción legal prevista en el artículo sin número que se encuentra a continuación del Art. 18 de la Ley Nº 11.683 y sus modificaciones, los fondos provenientes de jurisdicciones consideradas “no cooperadas a los fines de la transparencia fiscal” (conforme dicho concepto es establecido por el Decreto N° 589 del año 2013) se consideran que constituyen incrementos patrimoniales no justificados para el preceptor argentino cualquiera sea su naturaleza, concepto o tipo de operación de que se trate.

Los incrementos patrimoniales no justificados mencionados en el párrafo anterior estarían gravados con los siguientes impuestos: (a) con el impuesto a las ganancias, a una tasa del 35%, aplicada sobre el 110% del monto de los fondos transferidos, y (b) con el impuesto al valor agregado, a una tasa del 21%, también aplicada sobre el 110% del monto de los fondos recibidos.

No obstante esta presunción, la norma legal prevé que la AFIP podrá considerar como justificados (y, por lo tanto, no sujetos a esta presunción) aquellos ingresos de fondos respecto de los cuales se pruebe fehacientemente que se originaron en actividades efectivamente realizadas por el contribuyente argentino o por un tercero en dichas jurisdicciones, o que los fondos provienen de colocaciones de fondos oportunamente declarados.

Mediante el Decreto N° 589/2013, publicado el 30/5/2013 en el Boletín Oficial, se eliminó el listado de jurisdicciones de baja o nula tributación que regía desde noviembre de 2000 en el Decreto Reglamentario de la Ley del Impuesto a las Ganancias. Este Decreto abandona el sistema de lista negra y lo reemplaza por uno de lista blanca que incluirá a las jurisdicciones o regímenes especiales que se consideran cooperadores a los fines de la transparencia fiscal, de forma tal que la calificación de una jurisdicción o régimen especial como de baja o nula tributación surgirá por oposición, es decir por no estar incluido en la lista blanca.

La lista blanca es elaborada y actualizada por la AFIP y se encuentra publicada en su sitio web: http://www.afip.gov.ar/

EL RESUMEN ANTERIOR NO TIENE POR OBJETO CONSTITUIR UN ANÁLISIS COMPLETO DE TODAS LAS CONSECUENCIAS IMPOSITIVAS RELACIONADAS CON LA TENENCIA O DISPOSICIÓN DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES. SE ACONSEJA A LOS TENEDORES Y POSIBLES COMPRADORES CONSULTAR CON SUS RESPECTIVOS ASESORES IMPOSITIVOS ACERCA DE LAS CONSECUENCIAS IMPOSITIVAS EN CADA CASO PARTICULAR.

Prevención de lavado de activos y FINANCIAMIENTO DEL terrorismo

SE NOTIFICA A LOS SEÑORES INVERSORES QUE POR LEY N° 25.246 (MODIFICADA POSTERIORMENTE POR LEY N° 26.087, LEY N° 26.119, LEY N° 26.268 Y LEY NO 26.683) (LA “LEY DE PREVENCIÓN DEL LAVADO DE DINERO”) SE INCORPORÓ EL LAVADO DE DINERO COMO DELITO TIPIFICADO EN EL CÓDIGO PENAL ARGENTINO. ASIMISMO, LA RECIENTE SANCIÓN DE LA LEY n° 26.683, MODIFICÓ LA FIGURA Del delito de lavado de dinero prevista anteriormente COMO UNA ESPECIE de encubrimiento, OTORGÁNDOLE plena autonomía Y tipificándolo como un delito contra el orden económico y financiero. mediante la ley DE PREVENCIÓN DE LAVADO DE DINERO, Y A FIN DE PREVENIR E IMPEDIR LOS DELITOS DE LAVADO DE DINERO Y FINANCIACIÓN DEL TERRORISMO, se CREó LA UNIDAD DE INFORMACIÓN FINANCIERA (“UIF”) BAJO LA JURISDICCIÓN DEL MINISTERIO DE JUSTICIA Y DERECHOS HUMANOS DE LA NACIÓN. LA LEY DE PREVENCIÓN DE LAVADO DE DINERO ESTABLECE CUÁLES SON AQUELLAS FACULTADES QUE TIENE LA UIF COMO ORGANISMO AUTÓNOMO Y AUTÁRQUICO, entre las cuales se destacan: (I) SOLICITAR INFORMES, DOCUMENTOS, ANTECEDENTES Y TODO OTRO ELEMENTO QUE ESTIME úTIL PARA EL CUMPLIMIENTO DE SUS FUNCIONES A CUALQUIER ORGANISMO PÚBLICO, NACIONAL, PROVINCIAL O MUNICIPAL, Y A PERSONAS FÍSICAS O JURÍDICAS, públicas o privadas, TODOS LOS CUALES ESTarÁN OBLIGADOS A PROPORCIONARLOS DENTRO DEL TÉRMINO QUE SE LES FIJE, BAJO APERCIBIMIENTO DE LEY. En el marco del análisis de un reporte de operación sospechosa los sujetos obligados no podrán oponer a la UIF el secreto bancario, fiscal, bursátil o Profesional, ni los compromisos legales o contractuales de confidencialidaD; (II) RECIBIR DECLARACIONES VOLUNTARIAS, que en ningún caso podrán ser anónimas; (III) REQUERIR LA COLABORACIÓN DE TODOS LOS SERVICIOS DE INFORMACIÓN DEL ESTADO, los que están obligados a prestarla en los términos de la normativa procesal vigente; (IV) ACTUAR EN CUALQUIER LUGAR DE LA REPÚBLICA argentina EN CUMPLIMIENTO DE LAS FUNCIONES establecidas por ESTA LEY; (V) SOLICITAR AL MINISTERIO PÚBLICO PARA QUE ÉSTE REQUIERA AL JUEZ COMPETENTE QUE RESUELVA LA SUSPENsIÓN, por el plazo que éste determine, DE LA EJECUCIÓN DE CUALQUIER OPERACIÓN O ACTO informado previamente conforme el inciso b) del artículo 21 o cualquier otro acto vinculado a éstos, antes de su realización, cualquier otro acto vinculado a Vinculado a estos CUANDO SE INVESTIGUEN ACTIVIDADES SOSPECHOSAS Y EXISTAN INDICIOS SERIOS Y GRAVES DE QUE SE TRATA DE LAVADO DE ACTIVOS provenientes de algunos de los delitos previstos en el artículo 6° o de financiación del terrorismo; (VI) SOLICITAR AL MINISTERIO PÚBLICO PARA QUE (1) REQUIERA AL JUEZ COMPETENTE EL ALLANAMIENTO DE LUGARES PÚBLICOS Y PRIVADOS, LA REQUISA PERSONAL Y EL SECUESTRO DE DOCUMENTACIÓN O ELEMENTOS ÚTILES PARA LA INVESTIGACIÓN Y (2) arbitre todos los medios legales necesarios para la obtención de información de cualquier fuente u origen; (VII) DISPONER LA IMPLEMENTACIÓN DE SISTEMAS DE CONTRALOR INTERNO para lOs SUJETOS OBLIGADOS, para lo cual la UIF podrá establecer los procedimientos de supervisión, fiscalización e inspección in situ para el control del cumplimiento de las obligaciones establecidas en el artículo 21 de la ley y de las directivas e instrucciones dictadas conforme las facultades del artículo 14 inciso 10. El sistema de contralor interno dependerá directamente del presidente de la UIF, quien dispondrá la sustanciación del procedimiento, el que deberá ser de forma actuada. En el caso de sujetos obligados que cuenten con órganos de contralor específicos, éstos últimos, deberán proporcionar a la UIF la colaboración en el marco de su competencia. (VIII) APLICAR LAS SANCIONES PREVISTAS EN LA LEY, DEBIENDO GARANTIZAR EL DEBIDO PROCESO; (IX) ORGANIZAR Y ADMINISTRAR ARCHIVOS Y ANTECEDENTES RELATIVOS A LA ACTIVIDAD DE LA PROPIA UIF O DATOS OBTENIDOS EN EL EJERCICIO DE SUS FUNCIONES PARA RECUPERACIÓN DE INFORMACIÓN RELATIVA A SU MISIÓN, PUDIENDO CELEBRAR ACUERDOS Y CONTRATOS CON ORGANISMOS NACIONalES, INTERNACIONALES Y EXTRANJEROS PARA INTEGRARSE EN REDES INFORMATIVAS DE TAL CARÁCTER; (X) EMITIR DIRECTIVAS E INSTRUCCIONES QUE DEBERÁN CUMPLIR E IMPLEMENTAR LOS SUJETOS OBLIGADOS POR LA LEY, PREVIA CONSULTA CON LOS ORGANISMOS ESPECÍFICOS DE CONTROL. Los sujetos obligados en los incisos 6 y 15 del artículo 20 podrán dictar normas de procedimiento complementarias a las directivas e instrucciones emitidas por la UIF, no pudiendo ampliar ni modificar los alcances definidos por dichas directivas e instrucciones.

EN CONSECUENCIA y conforme lo establecido por los artículos 303 y 304 del CÓDIGO penal:

(1) SE REPRIME CON PRISIÓN DE tres A DIEZ AÑOS Y MULTA DE DOS A DIEZ VECES DEL MONTO DE LA OPERACIÓN AL QUE CONVIERTa, TRANSFIERa, ADMINISTRe, VENDa, GRAVe, disimule O DE CUALQUIER OTRO MODO pusiere en circulación en el mercado, bienes proVENIENTES DE UN ilícito penal, CON la consecuencia posible DE QUE LOS bienes originarios O los SUBROGANTES adquieran la apariencia de un ORIGEN Lícito y SIEMPRE QUE su VALOR SUPERE LOS $300.000 SEA en un solo acto o por la reiteración de hechos diversos vinculados entre sí.

(2) La pena prevista en el inciso 1 será aumentada en un tercio del máximo y en la mitad del mínimo, en los siguientes casos: (a) Cuando el autor realizare el hecho con habitualidad o como miembro de una asociación o banda formada para la comisión continuada de hechos de esta naturaleza; (b)Cuando el autor fuera funcionario público que hubiera cometido el hecho en ejercicio u ocasión de sus funciones. En este caso, sufrirá además pena de inhabilitación especial de tres a diez años. La misma pena sufrirá el que hubiere actuado en ejercicio de una profesión u oficio que requirieran habilitación especial.

(3) El que recibiere dinero u otros bienes provenientes de un ilícito penal, con el fin de hacerlos aplicar en una operación de las previstas en el inciso 1, que les dé la apariencia posible de un origen lícito, será reprimido con la pena de prisión de seis meses a tres años.

(4) Si el valor de los bienes no superare la suma indicada en el inciso 1, el autor será reprimido con la pena de prisión de seis meses a tres años.

(5) LAS DISPOSICIONES mencionadas anteriormente REGIRÁN AÚN CUANDO EL ILÍCITO PENAL PRECEDENTE HUBIERA SIDO COMETIDO FUERA DEL ÁMBITO DE APLICACIÓN ESPACIAL DEl CÓDIGO penal, EN TANTO EL HECHO QUE LO TIPIFICARA TAMBIÉN HUBIERA ESTADO SANCIONADO CON PENA EN EL LUGAR DE SU COMISIÓN.

por otra parte, Cuando los hechos delictivos hubieren sido realizados en nombre, o con la intervención, o en beneficio de una persona de existencia ideal, se impondrán a la entidad las siguientes sanciones conjunta o alternativamente:

(1) Multa de dos a diez veces el valor de los bienes objeto del delito.

(2) Suspensión total o parcial de actividades, que en ningún caso podrá exceder de diez años.

(3) Suspensión para participar en concursos o licitaciones estatales de obras o servicios públicos o en cualquier otra actividad vinculada con el Estado, que en ningún caso podrá exceder de diez años.

(4) Cancelación de la personería cuando hubiese sido creada al solo efecto de la comisión del delito, o esos actos constituyan la principal actividad de la entidad.

(5) Pérdida o suspensión de los beneficios estatales que tuviere.

(6) Publicación de un extracto de la sentencia condenatoria a costa de la persona jurídica.

Para graduar estas sanciones, los jueces tendrán en cuenta el incumplimiento de reglas y procedimientos internos, la omisión de vigilancia sobre la actividad de los autores y partícipes, la extensión del daño causado, el monto de dinero involucrado en la comisión del delito, el tamaño, la naturaleza y la capacidad económica de la persona jurídica. Cuando fuere indispensable mantener la continuidad operativa de la entidad, o de una obra, o de un servicio en particular, no serán aplicables las sanciones previstas en los puntos 2 y 4 anteriores.

A SU VEZ, SE PREVÉN SANCIONES PECUNIARIAS. EN TAL SENTIDO, LA LEY DE PREVENCIÓN DE LAVADO DE DINERO, en su articulo 23, ESTABLECE QUE (1) SERÁ SANCIONADO CON MULTA DE CINCO A VEINTE VECES DEL VALOR DE LOS BIENES OBJETO DEL DELITO, LA PERSONA JURÍDICA CUYO ÓRGANO EJECUTOR HUBIERA RECOLECTADO O PROVISTO BIENES O DINERO, CUALQUIERA SEA SU VALOR, CON CONOCIMIENTO DE QUE SERÁN UTILIZADOS POR ALGÚN MIEMBRO DE UNA ASOCIACIÓN ILÍCITA TERRORISTA. CUANDO EL HECHO HUBIERA SIDO COMETIDO POR TEMERIDAD O IMPRUDENCIA GRAVE DEL ÓRGANO O EJECUTOR DE UNA PERSONA JURÍDICA O POR VARIOS ÓRGANOS O EJECUTORES SUYOS, LA MULTA A LA PERSONA JURÍDICA SERÁ DEL 20% AL 60% DEL VALOR DE LOS BIENES OBJETO DEL DELITO, Y (2) CUANDO EL ÓRGANO O EJECUTOR DE UNA PERSONA JURÍDICA HUBIERA COMETIDO EN ESE CARÁCTER EL DELITO A QUE SE REFIERE EL ARTÍCULO 22 la LEY de prevención de lavado, LA PERSONA JURÍDICA SERÁ PASIBLE DE MULTA DE $ 50.000 A $ 500.000.

Adicionalmente, EL ARTÍCULO 305 DEL CÓDIGO PENAL prevé que el juez podrá adoptar desde el inicio de las actuaciones judiciales las medidas cautelares suficientes para asegurar la custodia, administración, conservación, ejecución y disposición del o de los bienes que sean instrumentos, producto, provecho o efectos relacionados con los delitos previstos en los artículos 304 y 305 del codigo penal. En operaciones de lavado de activos, serán decomisados de modo definitivo, sin necesidad de condena penal, cuando se hubiere podido comprobar la ilicitud de su origen, o del hecho material al que estuvieren vinculados, y el imputado no pudiere ser enjuiciado por motivo de fallecimiento, fuga, prescripción o cualquier otro motivo de suspensión o extinción de la acción penal, o cuando el imputado hubiere reconocido la procedencia o uso ilícito de los bienes. Los activos que fueren decomisados serán destinados a reparar el daño causado a la sociedad, a las víctimas en particular o al Estado. Sólo para cumplir con esas finalidades podrá darse a los bienes un destino específico. Todo reclamo o litigio sobre el origen, naturaleza o propiedad de los bienes se realizará a través de una acción administrativa o civil de restitución. Cuando el bien hubiere sido subastado sólo se podrá reclamar su valor monetario.

asimismo, el artículo 279 del CÓDIGO penal establece que:

(1) Si la escala penal prevista para el delito del art. 277 fuera menor que la establecida en las disposiciones de este capítulo, será aplicable al caso la escala penal del delito precedente.

(2) Si el delito precedente no estuviera amenazado con pena privativa de libertad, se aplicará a su encubrimiento multa de un mil (1.000) pesos a veinte mil (20.000) pesos o la escala penal del delito precedente, si ésta fuera menor.

(3) Cuando el autor de los hechos descriptos en los incisos 1 o 3 del artículo 277 fuera un funcionario público que hubiera cometido el hecho en ejercicio u ocasión de sus funciones, sufrirá además pena de inhabilitación especial de tres a diez años. La misma pena sufrirá el que hubiere actuado en ejercicio de una profesión u oficio que requieran habilitación especial.

(4) Las disposiciones de este capítulo regirán aun cuando el delito precedente hubiera sido cometido fuera del ámbito de aplicación espacial de este Código, en tanto el hecho que lo tipificara también hubiera estado sancionado con pena en el lugar de su comisión.

el régimen prevé a su vez un régimen penal administrativo. de esta manera: (a) La persona que actuando como órgano o ejecutor de una persona jurídica o la persona de existencia visible que incumpla alguna de las obligaciones ante la UIF, será sancionada con pena de multa de una a diez veces del valor total de los bienes u operación a los que se refiera la infracción, siempre y cuando el hecho no constituya un delito más grave, (B) La misma sanción será aplicable a la persona jurídica en cuyo organismo se desempeñare el sujeto infractor; (c) Cuando no se pueda establecer el valor real de los bienes, la multa será de diez mil pesos ($ 10.000) a cien mil pesos ($ 100.000); (d) La acción para aplicar la sanción establecida en este artículo prescribirá a los cinco (5) años del incumplimiento. Igual plazo regirá para la ejecución de la multa, computados a partir de que quede firme el acto que así la disponga; (E) El cómputo de la prescripción de la acción para aplicar la sanción prevista se interrumpirá: por la notificación del acto que disponga la apertura de la instrucción sumarial o por la notificación del acto administrativo que disponga su aplicación.

ASIMISMO, LA LEY DE PREVENCIÓN DE LAVADO DE DINERO ESTABLECE QUE CUANDO HAYA AGOTADO EL ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN REPORTADA Y SURGIERAN ELEMENTOS DE CONVICCIÓN SUFICIENTES PARA CONFIRMAR EL CARÁCTER DE SOSPECHOSA DE LAVADO DE ACTIVOS LA UIF COMUNICARÁ LAS OPERACIONES SOSPECHOSAS AL MINISTERIO PÚBLICO A FIN DE ESTABLECER SI CORRESPONDE EJERCER ACCIÓN PENAL.

En cumplimiento con el fin de impedir el lavado de dinero y la financiación del terrorismo, la ley de prevención de lavado de dinero establece que DIVERSAS ENTIDADES DEL SECTOR PRIVADO TALES COMO BANCOS, AGENTES DE BOLSA, SOCIEDADES DE BOLSA Y COMPAÑÍAS DE SEGURO serán sujetos obligados a informar a la uif operaciones sospechosas de lavado de activos o financiación del terrorismo. ASIMISMO, LA MODIFICACIÓN A LA LEY DE PREVENCIÓN DE LAVADO DE DINERO INTRODUJO DENTRO DE LAS CATEGORÍAS DE SUJETOS OBLIGADOS, ENTRE OTROS, A LAS PERSONAS FÍSICAS O JURÍDICAS QUE ACTÚEN COMO FIDUCIARIOS, EN CUALQUIER TIPO DE FIDEICOMISO Y LAS PERSONAS FÍSICAS O JURÍDICAS TITULARES DE O VINCULADAS, DIRECTA O INDIRECTAMENTE, CON CUENTAS DE FIDEICOMISOS, FIDUCIANTES Y FIDUCIARIOS EN VIRTUD DE CONTRATOS DE FIDEICOMISO. además de la obligación de informar, tanto la ley de prevención de lavado de dinero como las resoluciones de la uif específicas a cada categoría de sujetos obligados disponen una serie de obligaciones para los sujetos obligados, tales como el conocimiento del cliente, la adopción de un manual, la designación de un oficial de cumplimiento, etc.

MEDIANTE LA RESOLUCIÓN N° 229/2011 (según fuera modificada y/o complementada) DE LA uif SE APRobaron LAs medidas y PROCEDIMIENTOS que deberán observar en relación con la comisión de los delitos de lavado de activos y financiación del terrorismo los siguientes sujetos obligados: LAS PERSONAS FÍSICAS Y/O JURÍDICAS AUTORIZADAS A FUNCIONAR COMO AGENTES Y SOCIEDADES DE BOLSA, AGENTES DE MERCADO ABIERTO ELECTRÓNICO (“MAE”), AGENTES INTERMEDIARIOS INSCRIPTOS EN LOS MERCADOS DE FUTUROS Y OPCIONES CUALQUIERA SEA SU OBJETO, SOCIEDADES GERENTES DE FONDOS COMUNES DE INVERSIÓN Y TODOS AQUELLOS INTERMEDIARIOS EN LA COMPRA, ALQUILER O PRÉSTAMO DE VALORES NEGOCIABLES QUE OPEREN BAJO LA ÓRBITA DE BOLSAS DE COMERCIO CON O SIN MERCADOS ADHERIDOS, EN LOS TÉRMINOS DEL ARTÍCULO 20, INCISOS 4) Y 5) DE LA LEY 25.246. entre otras obligaciones, dichos SUJETOS obligados deberán reportar aquellas operaciones inusuales que, de acuerdo a la idoneidad exigible en función de la actividad que realizan y el análisis efectuado, consideren sospechosas de Lavado de Activos o Financiación de Terrorismo para lo que tendrán especialmente en cuenta las siguientes circunstancias: (A) los montos, tipos, frecuencia y naturaleza de las operaciones que realicen los clientes, siempre que no guarden relación con los antecedentes y la actividad económica de los mismos; (B) los montos inusualmente elevados, la complejidad y las modalidades no habituales de las operaciones realizadas; (C) Cuando transacciones de similar naturaleza, cuantía, modalidad o simultaneidad, hagan presumir que se trata de una operación fraccionada a los efectos de evitar la aplicación de los procedimientos de detección y/o reporte de las operaciones; (d) Ganancias o pérdidas continuas en operaciones realizadas repetidamente entre las mismas partes; (E) Cuando los Clientes se nieguen a proporcionar datos o documentos requeridos por la presente resolución o bien cuando se detecte que la información suministrada por los mismos se encuentra alterada; intenten evitar dar cumplimiento a la presente resolución u otras normas de aplicación en la materia; (F) Cuando existan indicios sobre el origen, manejo o destino ilegal de los fondos, bienes o activos utilizados en las operaciones, respecto de los cuales el Sujeto Obligado no cuente con una explicación; (G) Cuando el Cliente exhibe una inusual despreocupación respecto de los riesgos o costos de las transacciones, o que éstos resulten incompatibles con el perfil económico del mismo; (H) Cuando las operaciones involucren países “cooperadores a los fines de la transparencia fiscal” entendiéndose dicho término como países, dominios, jurisdicciones, territorios, estados asociados o régimenes tributarios especiales cooperadores que suscriban con el gobierno de la república argentina un acuerdo de intercambio de información en materia tributaria o un convenio para evitar la doble imposición internacional con cláusula de intercambio de información amplio, siempre que se cumplimente el efectivo intercambio de información (excepto en los casos en que el acuerdo o convenio suscripto se denuncie, deje de tener aplicación por cualquier causal de nulidad o terminación que rigen los acuerdos internacionales, o cuando se verifique la falta de intercambio efectivo de información); (I) Cuando se indicare el mismo domicilio en cabeza de distintas personas jurídicas, o cuando las mismas personas físicas revistieren el carácter de autorizadas y/o apoderadas de diferentes personas jurídicas, y no existiere razón atendible para ello; (j) La compra o venta de valores negociables a precios notoriamente más altos o bajos que los que arrojan las cotizaciones vigentes al momento de concertarse la operación; (k) El pago o cobro de primas excesivamente altas o bajas en relación con las que se negocian en el mercado de opciones; (l) La compra o venta del bien subyacente "por ejercicio de la opción" a precios que no guardan relación con el precio de ejercicio; (m) La compra o venta de contratos a futuro, a precios notoriamente más altos o bajos que los que arrojan las cotizaciones vigentes al momento de concertarse la operación; (n) La compra de valores negociables por importes sumamente elevados; (o) Los montos muy significativos en los márgenes de garantía pagados por posiciones abiertas en los mercados de futuros y opciones; (p) La inversión muy elevada en primas en el mercado de opciones, o en operaciones de pase o caución bursátil; (r) Las operaciones en las cuales el Cliente no posee una situación financiera que guarde relación con la magnitud de la operación, y que ello implique la posibilidad de no estar operando en su propio nombre, sino como agente para un principal oculto; (s) Las solicitudes de Clientes para servicios de administración de cartera de inversiones, donde el origen de los fondos, bienes u otros activos no está claro o no es consistente con el tipo de actividad declarada; (t) Las operaciones de inversión en valores negociables por volúmenes nominales muy elevados, que no guardan relación con los volúmenes operados tradicionalmente en la especie para el perfil transaccional del cliente; (u) Los Clientes que realicen sucesivas transacciones o transferencias a otras cuentas comitentes, sin justificación aparente; que realicen operaciones financieras complejas, o que ostenten una ingeniería financiera llevada a cabo sin una finalidad concreta, o que la justifique; que, sin justificación aparente, mantiene múltiples cuentas bajo un único nombre o a nombre de familiares o empresas, con un gran número de transferencias a favor de terceros; (v) Cuando una transferencia electrónica de fondos sea recibida sin la totalidad de la información que la deba acompañar; (w) El depósito de dinero con el propósito de realizar una operación a largo plazo, seguida inmediatamente de un pedido de liquidar la posición y transferir los fondos fuera de la cuenta; (x) Cuando alguna de las compañías u organizaciones involucradas estén ubicadas en países No “cooperadores a los fines de la transparencia fiscal” y su actividad principal se relacione a la operatoria "off shore".

POR SU PARTE, LAS NORMAS DE LA CNV DISPONEN QUE LOS SUJETOS PARTICIPANTES EN LA OFERTA PÚBLICA DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES VALORES (DISTINTOS DE ENTIDADES EMISORAS), INCLUYENDO, ENTRE OTROS, A PERSONAS FÍSICAS O JURÍDICAS QUE INTERVENGAN COMO AGENTES COLOCADORES DE TODA EMISIÓN PRIMARIA DE VALORES NEGOCIABLES, DEBERÁN CUMPLIR CON LAS NORMAS ESTABLECIDAS POR LA UIF PARA EL SECTOR MERCADO DE CAPITALES, EN PARTICULAR EN LO QUE SE REFIERE A IDENTIFICACIÓN DE CLIENTES E INFORMACIÓN A REQUERIR, CONSERVACIÓN DE LA DOCUMENTACIÓN, RECAUDOS QUE DEBERÁN TOMARSE AL REPORTAR OPERACIONES SOSPECHOSAS, POLÍTICAS Y PROCEDIMIENTOS PARA PREVENIR EL LAVADO DE ACTIVOS Y LA FINANCIACIÓN DEL TERRORISMO. EN VIRTUD DE ELLO, LOS ADQUIRENTES DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES ASUMIRÁN LA OBLIGACIÓN DE APORTAR LA INFORMACIÓN Y DOCUMENTACIÓN QUE SE LES REQUIERA RESPECTO DEL ORIGEN DE LOS FONDOS UTILIZADOS PARA LA SUSCRIPCIÓN Y SU LEGITIMIDAD.

las normas de la CNV disponen que quedan comprendidos en los TÉRMINOS de los incisos 4, 5 y 22 del art. 20 de la ley n° 25.246 y sus modificatorias, los agentes de liquidación y compensación, los agentes de distribución y colocación y los agentes de administración de productos de inversión colectiva. asimismo, dispuso que los sujetos obligados deberán observar las disposiciones establecidas en la ley n° 25.246 y sus modificatorias, en las normas reglamentarias emitidas por la uif y en las normas de la cnv y decretos del poder ejecutivo nacional referidos a las decisiones adoptadas por el consejo de seguridad de las naciones unidas. Asimismo, establece que las disposiciones referidas a la PREVENCIÓN del lavado de activos y FINANCIACIÓN del terrorismo deberán ser observadas por: 1) agentes de custodia de productos de INVERSIÓN colectiva; 2) agentes de corretaje; 3) agentes de depósito colectivo; y 4) las sociedades emisoras respecto de aquellos aportes de capital, aportes irrevocables a cuenta de futuras emisiones de acciones o prestamos significativos que reciba, sea que quien los efectúe tenga la calidad de accionista o no al momento de realizarlos, especialmente en lo referido a la identificación de dichas personas y al origen y licitud de los fondos aportados o prestados.

De conformidad con los términos del ARTÍCULO 3, SECCIÓN II, TITULO XI de las Normas de la CNV, los sujetos obligados sólo podrán recibir por cliente y por día fondos en efectivo por un importe que no exceda los $ 1.000 (en caso de exceder dicha suma, deberá ajustarse a lo previsto en los incisos 1 a 6 del artículo 1° de la Ley N° 25.345 sobre prevención de la evasión fiscal). En el caso de utilizarse cheques, estos deberán estar librados contra cuentas corrientes abiertas en entidades financieras del país de titularidad o co-titularidad del cliente. En el caso de utilizarse transferencias bancarias a los sujetos, estas deberán efectuarse desde cuentas bancarias a la vista de titularidad o co-titularidad del cliente, abiertas en entidades del país autorizadas por el banco central de la republica argentina.

Asimismo, EL titulo xi de las Normas de la CNV establece que los sujetos obligados -por día y por cliente- no podrán efectuar más de dos (2) pagos de fondos ni emitir más de dos (2) cheques. En ningún caso los sujetos podrán efectuar pagos en efectivo por día y por cliente por un importe superior a $ 1.000 (en caso de exceder dicha suma, deberá ajustarse a lo previsto en los incisos 1 a 6 del artículo 1 de la ley n° 25.345 sobre prevención de la evasión fiscal). En el caso de utilizarse cheques, estos deberán estar librados a favor del cliente con cláusula no a la orden, y en el caso de utilizarse transferencias bancarias, estas deberán tener como destino cuentas bancarias de titularidad o co-titularidad del cliente abiertas en entidades del país autorizadas por el BANCO CENTRAL. SIEMPRE QUE EXISTA MANIFESTACIÓN FEHACIENTE DEL CLIENTE EN ESTE SENTIDO Y CONTANDO CON PREVIA APROBACIÓN DE LA CNV DE LOS PROCEDIMIENTOS ESPECÍFICOS DE CONTROL IMPLEMENTADO A ESTOS EFECTOS, LOS SUJETOS PODRÁN RECIBIR DEL CLIENTE CHEQUES LIBRADOS A SU FAVOR, CON ENDOSO COMPLETO, Y REALIZAR PAGOS MEDIANTE LA UTILIZACIÓN DE CHEQUES LIBRADOS A LA ORDEN DEL CLIENTE “CRUZADOS”, PARA SER DEPOSITADOS EN CUENTA.

LA TOTALIDAD DE LOS SUJETOS OBLIGADOS SOLO PODRÁN DAR CURSO A OPERACIONES EN EL ÁMBITO DE LA OFERTA PÚBLICA DE VALORES NEGOCIABLES, CONTRATOS A TÉRMINO, FUTUROS U OPCIONES DE CUALQUIER NATURALEZA Y OTROS INSTRUMENTOS Y PRODUCTOS FINANCIEROS, CUANDO SEAN EFECTUADAS U ORDENADAS POR SUJETOS CONSTITUIDOS, DOMICILIADOS O QUE RESIDAN EN DOMINIOS, JURISDICCIONES, TERRITORIOS O ESTADOS ASOCIADOS QUE FIGUREN INCLUIDOS DENTRO DEL LISTADO DE PAÍSES COOPERADORES PREVISTO EN EL ARTÍCULO 2 INCISO B) DEL DECRETO N° 589/2013.

En ese sentido, cuando dichos sujetos no se encuentren incluidos dentro del listado mencionado y revistan en su jurisdicción de origen la calidad de intermediarios registrados en una entidad bajo control y fiscalización de un organismo que cumpla similares funciones a las de la CNV, sólo se deberá dar curso a ese tipo de operaciones siempre que acrediten que el organismo de su jurisdicción de origen, ha firmado memorando de entendimiento de cooperación e intercambio de información con la CNV.

Por estas razones, podría ocurrir que uno o más participantes en el proceso de colocación y emisión de las Obligaciones Negociables, tales como los agentes Colocadores se encuentren obligados a recolectar información vinculada con los suscriptores de las Obligaciones Negociables.

LOS INVERSORES QUE DESEEN SUSCRIBIR LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES DEBERÁN SUMINISTRAR TODA AQUELLA INFORMACIÓN Y DOCUMENTACIÓN QUE LES SEA REQUERIDA POR EL O LOS COLOCADORES Y/O LA EMISORA PARA EL CUMPLIMIENTO DE, ENTRE OTRAS, LAS NORMAS SOBRE LAVADO DE ACTIVOS DE ORIGEN DELICTIVO EMANADAS DE LA UIF O ESTABLECIDAS POR LA CNV.

MEDIANTE Resolución UIF Nº 229/2014 SE DISPUSO AL banco central, LA CNV, LA SUPERINTENDENCIA DE SEGUROS DE LA NACIÓN Y EL INSTITUTO NACIONAL DE ASOCIATIVISMO Y ECONOMÍA SOCIAL LA OBLIGACIÓN DE PROPORCIONAR A LA UIF TODA LA COLABORACIÓN NECESARIA A EFECTOS DE EVALUAR EL CUMPLIMIENTO, POR PARTE DE LOS SUJETOS OBLIGADOS QUE SE ENCUENTREN SUJETOS A SU CONTRALOR, DE LAS OBLIGACIONES ESTABLECIDAS POR LA LEY N° 25.246 (Y SUS MODIFICATORIAS), LA NORMATIVA DICTADA POR LA UIF Y POR LAS DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS QUE SE DICTEN EN SU CONSECUENCIA POR LOS PROPIOS ORGANISMOS. ASIMISMO, LA RESOLUCIÓN UIF N° 229/2014 OTORGA FACULTADES A LOS ORGANISMOS DE CONTRALOR CON EL OBJETO DE SUPERVISAR EL CUMPLIMIENTO DE LA TOTALIDAD DE LAS OBLIGACIONES EN MATERIA DE PREVENCIÓN DE LAVADO DE ACTIVOS Y FINANCIAMIENTO DEL TERRORISMO, COMO ASÍ TAMBIÉN AUTORIZA A DICHOS ORGANISMOS A DISPONER LAS MEDIDAS Y ACCIONES CORRECTIVAS QUE ESTIMEN NECESARIAS A LOS FINES DE CORREGIR Y MEJORAR LOS PROCEDIMIENTOS DE CUMPLIMIENTO EN MATERIA DE PREVENCIÓN DE LAVADO DE ACTIVOS Y DE FINANCIACIÓN DEL TERRORISMO DE LOS SUJETOS OBLIGADOS.

PARA UN ANÁLISIS MÁS EXHAUSTIVO DEL RÉGIMEN DE LAVADO DE ACTIVOS Y FINANCIAMIENTO DEL TERRORISMO VIGENTE AL DÍA DE LA FECHA, SE SUGIERE A LOS INVERSORES CONSULTAR CON SUS ASESORES LEGALES Y DAR UNA LECTURA COMPLETA DEL nuevo CAPITULO XIII, TITULO XI, DEL CÓDIGO PENAL ARGENTINO, Y A LA NORMATIVA EMITIDA POR LA UIF A CUYO EFECTO LOS INTERESADOS PODRÁN CONSULTAR EL MISMO EN EL SITIO WEB DEL Ministerio de economía de la nación (WWW.MECON.GOb.AR O WWW.INFOLEG.GOb.AR), EN EL SITIO WEB DE LA UIF (WWW.UIF.GOb.AR) y la cámara de diputados de la nación www.diputados.gob.ar

DOCUMENTOS A DISPOSICIÓN

Los documentos relativos al Programa podrán ser consultados en la sede social de la emisora sita en Av. Eduardo Madero 1020, Piso 21 (CP1106ACX), Ciudad Autónoma de Buenos Aires, en la página web institucional de la Emisora (www.roch.com.ar) y en la página web de la CNV (www.cnv.gob.ar), sección “Información Financiera”. La Emisora entregará copias de dichos documentos a los interesados que así lo soliciten, a través del siguiente contacto: David Hanono, dirección de e-mail [email protected], teléfono (54-11) 4315-7624.

Estados FINANCIEROS de ROCH

Los estados financieros anuales correspondientes al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, se encuentran a disposición de los interesados en las oficinas de la Emisora ubicadas en la Av. Eduardo Madero 1020 Piso 21 (CP1106ACX), Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina, en la página web institucional de la Emisora (www.roch.com.ar) y en la página web de la CNV (www.cnv.gob.ar), sección “Información Financiera”.

ANEXO – ESTADOS Financieros anuales AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014

A continuación se presenta el Estado de Resultados y el Estado de Situación Patrimonial de la Sociedad correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014:

Estado de Resultados


	2014	2013

Ingresos ordinarios	305.669.629	231.971.734
Costo de ventas	(258.579.370)	(187.641.195)
Utilidad bruta	47.090.259	44.330.539

Gastos de comercialización	(15.468.997)	(10.666.619)
Gastos de administración	(20.004.978)	(18.862.342)
Gastos de exploración	(2.926.339)	(2.030.424)
Otros ingresos, netos	2.524.427	87.375.489
Resultado de las inversiones en asociadas	885.894	814.904
Resultados financieros:
Generados por activos
Intereses	6.709.958	4.013.420
Diferencia de cambio	7.537.957	5.597.364
Generados por pasivos
Intereses	(2.051.312)	(9.452.537)
Actualización obligación para abandono de pozos y otros	(610.348)	(365.540)
Diferencia de cambio	(4.968.023)	(23.837.917)
Utilidad neta antes de impuesto a las ganancias	18.718.498	76.916.337
Impuesto a las ganancias	(4.344.925)	(21.114.688)
Utilidad neta e integral del ejercicio	14.373.573	55.801.649

Estado de Situación Patrimonial


	31-12-2014	31-12-2013	1-1-2013
Activo no corriente
Activos intangibles	5.986.055	30.370	78.237
Bienes de uso	265.441.659	162.743.074	129.170.532
Inversiones en asociadas	13.477.468	12.591.574	11.776.670
Otros activos	137.030	-	-
Activos por impuesto diferido, neto	5.079.328	-	-
Otros créditos y anticipos	34.385.646	8.726.395	6.827.635
Total del activo no corriente	324.507.186	184.091.413	147.853.074

Activo corriente
Otros activos	-	137.030	137.030
Inventarios	10.335.604	7.553.701	7.617.733
Otros créditos y anticipos	34.915.927	12.784.295	11.085.621
Créditos por ventas	45.874.045	46.679.272	27.306.721
Efectivo y equivalentes de efectivo	11.575.898	49.335.244	7.170.376
Total del activo corriente	102.701.474	116.489.542	53.317.481
Total del activo	427.208.660	300.580.955	201.170.555

Patrimonio neto
Aporte de los propietarios	158.381.883	158.381.883	45.993.314
Reservas	64.116.312	12.506.695	28.039.065
Resultados no asignados	12.880.957	50.117.001	(21.217.018)
Total patrimonio neto (según estados respectivos)	235.379.152	221.005.579	52.815.361

Pasivo no corriente
Anticipos de clientes	8.817.279	-	-
Provisiones	13.439.810	6.703.132	6.663.550
Pasivos por impuesto diferido, neto	-	412.655	665.672
Préstamos	25.553.037	-	38.824.180
Cuentas por pagar	1.172.753	980.383	342.631
Total del pasivo no corriente	48.982.879	8.096.170	46.496.033

Pasivo corriente
Anticipos de clientes	39.408.115	-	-
Provisiones	7.492.305	5.137.476	5.672.472
Impuesto a las ganancias a pagar	-	12.214.875	-
Otras cargas fiscales	4.888.105	3.500.839	1.750.072
Remuneraciones y cargas sociales	7.963.816	7.351.743	3.338.139
Préstamos	20.754.059	140.523	61.813.647
Cuentas por pagar	62.340.229	43.133.750	29.284.831
Total del pasivo corriente	142.846.629	71.479.206	101.859.161
Total del pasivo	191.829.508	79.575.376	148.355.194
Total patrimonio neto y pasivo	427.208.660	300.580.955	201.170.555

Los estados financieros anuales correspondientes al ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2014 se encuentran a disposición de los interesados en las oficinas de la Emisora ubicadas en la Av. Eduardo Madero 1020 Piso 21 (CP1106ACX), Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina y en la página web de la CNV (www.cnv.gob.ar), sección “Información Financiera”, bajo el ID Nº [_ _], los cuales se encuentran incorporados al presente Prospecto por referencia.



EMISORA
ROCH S.A. Av. Eduardo Madero 1020 - Piso 21°(CP1106ACX) Ciudad Autónoma de Buenos Aires República Argentina

ASESORES LEGALES DE LA EMISORA
Bruchou, Fernández Madero & Lombardi Ing. Butty 275 – Piso 12° (C1001AFA) Ciudad Autónoma de Buenos Aires República Argentina


AUDITORES
Deloitte & Co. S.A. Florida 234, piso 5, Ciudad Autónoma de Buenos Aires República Argentina

Las Producciones y montos de CAPEX se informan al 100% de la UTE. La participación de ROCH en los mismos asciende a 20,2861% ↑
Las Producciones y montos de CAPEX se informan al 100% de la UTE. La participación de ROCH en los mismos asciende a 30% ↑
Las Producciones y montos de CAPEX se informan al 100% de la UTE. La participación de ROCH en el área Coirón Amargo asciende a 10% ↑
Las Producciones y montos de CAPEX se informan al 100% de la UTE. La participación de ROCH en el área Sur Río Deseado Este asciende a 54,14% ↑
Las Producciones y montos de CAPEX se informan al 100% de la UTE. La participación de ROCH en el área Llancanlo asciende a 10 % ↑

AI assistant

ROCH S.A. Capital/Financing Update 2015

NOTIFICACIÓN A LOS INVERSORES

AVISO A LOS INVERSORES SOBRE NORMATIVA RELATIVA A LA PREVENCIÓN DE LAVADO DE ACTIVOS Y FINANCIAMIENTO EL TERRORISMO

RESUMEN DE LA EMISORA

DATOS SOBRE DIRECTORES Y ADMINISTRADORES, GERENTES, ASESORES Y MIEMBROS DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN

A continuación se detalla la actual composición del Directorio de la Sociedad designado por la Asamblea Ordinaria de fecha 16 de mayo de 2014, indicando la fecha en la cual sus integrantes fueron designados originalmente para cumplir sus actuales funciones como tales.

Carácter de “Independencia” o “No independencia” de los Directores

GERENTES

RESUMEN DE LOS DATOS ESTADÍSTICOS Y DEL PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA

DATOS ESTADÍSTICOS Y PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA

RAZONES PARA LA OFERTA Y DESTINO DE LOS FONDOS

FACTORES DE RIESGO

Información Clave sobre la EMISORA

INFORMACIÓN SOBRE LA EMISORA

Exploración y explotación de petróleo y gas (upstream)

Operador

Financiamiento y garantías otorgadas

Marco regulatorio de LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO Y GAS EN ARGENTINA

RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA DE LA EMISORA

DIRECTORES, ADMINISTRADORES, GERENCIA Y EMPLEADOS

PROPIEDAD ACCIONARIA

ACCIONISTAS PRINCIPALES Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS

INFORMACIÓN CONTABLE

DE LA OFERTA Y LA NEGOCIACIÓN

Adjudicación

INFORMACIÓN ADICIONAL

CONTROLES DE CAMBIO

CARGA TRIBUTARIA

Prevención de lavado de activos y FINANCIAMIENTO DEL terrorismo

DOCUMENTOS A DISPOSICIÓN

Estados FINANCIEROS de ROCH

ANEXO – ESTADOS Financieros anuales AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014

AI assistant

ROCH S.A. — Capital/Financing Update 2015

NOTIFICACIÓN A LOS INVERSORES

AVISO A LOS INVERSORES SOBRE NORMATIVA RELATIVA A LA PREVENCIÓN DE LAVADO DE ACTIVOS Y FINANCIAMIENTO EL TERRORISMO

RESUMEN DE LA EMISORA

DATOS SOBRE DIRECTORES Y ADMINISTRADORES, GERENTES, ASESORES Y MIEMBROS DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN

A continuación se detalla la actual composición del Directorio de la Sociedad designado por la Asamblea Ordinaria de fecha 16 de mayo de 2014, indicando la fecha en la cual sus integrantes fueron designados originalmente para cumplir sus actuales funciones como tales.

Carácter de “Independencia” o “No independencia” de los Directores

GERENTES

RESUMEN DE LOS DATOS ESTADÍSTICOS Y DEL PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA

DATOS ESTADÍSTICOS Y PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA

RAZONES PARA LA OFERTA Y DESTINO DE LOS FONDOS

FACTORES DE RIESGO

Información Clave sobre la EMISORA

INFORMACIÓN SOBRE LA EMISORA

Exploración y explotación de petróleo y gas (upstream)

Operador

Financiamiento y garantías otorgadas

Marco regulatorio de LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO Y GAS EN ARGENTINA

RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA DE LA EMISORA

DIRECTORES, ADMINISTRADORES, GERENCIA Y EMPLEADOS

PROPIEDAD ACCIONARIA

ACCIONISTAS PRINCIPALES Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS

INFORMACIÓN CONTABLE

DE LA OFERTA Y LA NEGOCIACIÓN

Adjudicación

INFORMACIÓN ADICIONAL

CONTROLES DE CAMBIO

CARGA TRIBUTARIA

Prevención de lavado de activos y FINANCIAMIENTO DEL terrorismo

DOCUMENTOS A DISPOSICIÓN

Estados FINANCIEROS de ROCH

ANEXO – ESTADOS Financieros anuales AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014

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