AI assistant
YPF S.A. — Audit Report / Information 2004
May 31, 2005
Preview isn't available for this file type.
Download source fileYPF Holdings, Inc.
y Sociedades Controladas
Estados Contables al 31 de diciembre de 2004 y 2003
Conjuntamente con el informe del Auditor Independiente
YPF HOLDINGS, INC. Y SOCIEDADES CONTROLADAS
(Empresa controlada 100% por YPF SA)
CONTENIDO
Página
INFORME DEL AUDITOR 1
ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS
TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2004 Y 2003:
Balances consolidados - Activo y Pasivo 2-3
Estados de resultados consolidados 4
Estados de evolución del Patrimonio Neto 5
Estados de origen y aplicación de fondos consolidados 6
Notas a los estados contables consolidados 7-23
INFORME DEL AUDITOR
A los Señores Directores de
YPF HOLDINGS, INC. y subsidiarias:
Hemos auditado el balance general consolidado de YPF HOLDINGS, INC. y subsidiarias (la “Compañía”), una empresa controlada 100% por YPF S.A., al 31 de diciembre de 2004 y 2003, y los correspondientes estados consolidados de resultados, estado de evolución del patrimonio neto y de flujo de efectivo por los ejercicios terminados en dichas fechas. Dichos estados contables consolidados son responsabilidad de la Dirección de la Compañía. Nuestra responsabilidad es expresar una opinión sobre los mencionados estados contables consolidados basados en nuestras auditorías. No hemos auditado los estados contables de Global Companies LLC y afiliadas (“Global”), inversión de la Compañía registrada a través del método del valor patrimonial proporcional. La participación de la Compañía de U$S 32.175.000 en los activos netos de Global al 31 de diciembre de 2003, y de U$S 8.181.000 en los resultados por el ejercicio finalizado en dicha fecha, se encuentran incluidos en los estados contables consolidados adjuntos. Los estados contables de Global fueron auditados por otros auditores cuyo informe nos ha sido proporcionado y nuestra opinión, respecto de los montos incluidos por dicha compañía, está basado solamente en el reporte de dichos auditores.
Nuestro trabajo fue realizado de acuerdo con las normas de auditoría generalmente aceptadas en los Estados Unidos de América. Dichas normas requieren que el auditor planifique y desarrolle la auditoría para obtener seguridad razonable sobre si los estados contables consolidados se encuentran libres de errores materiales. Una auditoría incluye la consideración del control interno sobre el reporte financiero como base para diseñar los procedimientos de auditoría apropiados para las circunstancias, pero no con el propósito de emitir una opinión sobre la efectividad del control interno de la compañía sobre el reporte financiero. Por lo tanto, no expresamos tal opinión. Una auditoría también incluye examinar, sobre bases selectivas, evidencias que soporten los montos y las exposiciones en los estados contables. Una auditoría incluye además evaluar los principios contables utilizados y las estimaciones significativas efectuadas por la Dirección de la Sociedad, como así también evaluar la presentación de los estados contables tomados en su conjunto. Consideramos que nuestras auditorías nos brindan una base razonable para fundamentar nuestra opinión.
En nuestra opinión, basados en nuestras auditorías y en los informes de otros auditores, los mencionados estados contables consolidados presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la posición financiera de la Compañía al 31 de diciembre de 2004 y 2003 y los respectivos resultados de sus operaciones y sus flujos de efectivo por los ejercicios terminados en dichas fechas, de conformidad con los principios contables generalmente aceptados en los Estados Unidos de América.
Deloitte & Touche LLP
26 de abril de 2005
1
| YPF HOLDINGS, INC. Y SOCIEDADES CONTROLADAS | ||||||||
| (Empresa controlada 100% por YPF SA) | ||||||||
| BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS | ||||||||
| AL 31 DE DICIEMBRE DE 2004 y 2003. | ||||||||
| (expresados en miles de dólares estadounidenses) | ||||||||
| 2.004 | 2003 | 2.004 | ||||||
| ACTIVO | Miles de pesos argentinos | |||||||
| ACTIVO CORRIENTE | ||||||||
| Caja y bancos | 2.376 | 3.838 | 6.985 | |||||
| Cuentas a cobrar por venta de gas y crudo | 186 | 120 | 547 | |||||
| Cuentas a cobrar - con afiliadas | 10.276 | 10.885 | 30.211 | |||||
| Otros créditos sociedades relacionadas | 63.813 | 123.000 | 187.611 | |||||
| Otros créditos | 1.833 | 312 | 5.389 | |||||
| Gastos pagados por adelantado | - | 9.910 | - | |||||
| Total del activo corriente | 78.484 | 148.065 | 230.744 | |||||
| PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPOS: | ||||||||
| Propiedades mineras en áreas con reservas no probadas | 14.251 | 12.137 | 41.898 | |||||
| Obras en curso | 21.572 | 9.937 | 63.422 | |||||
| Intereses en regalías no operativas - método de los esfuerzos exitosos | 7.513 | 7.482 | 22.088 | |||||
| Otras propiedades, planta y equipo | 14.662 | 19.683 | 43.106 | |||||
| Total propiedades, planta y equipo | 57.998 | 49.239 | 170.514 | |||||
| menos: Amortización acumulada | (16.842) | (14.500) | (49.515) | |||||
| Propiedades, planta y equipos, netos | 41.156 | 34.739 | 120.999 | |||||
| INVERSIONES EN AFILIADAS | - | 32.175 | - | |||||
| FONDOS RESTRINGIDOS | 1.418 | 1.424 | 4.169 | |||||
| OTROS ACTIVOS | 514 | 769 | 1.511 | |||||
| TOTAL | 121.572 | 217.172 | 357.422 | |||||
| Ver notas a los estados contables consolidados | ||||||||
| Fernando Nardini | ||||||||
| Tesorero |
2
| YPF HOLDINGS, INC. Y SOCIEDADES CONTROLADAS | ||||||
| (Empresa controlada 100% por YPF SA) | ||||||
| BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS | ||||||
| AL 31 DE DICIEMBRE DE 2004 y 2003. | ||||||
| (expresados en miles de dólares estadounidenses) | ||||||
| PASIVO Y PATRIMONIO NETO | 2.004 | 2003 | 2.004 | |||
| PASIVO CORRIENTE | Miles de pesos argentinos | |||||
| Cuentas a pagar | 13.820 | 3.435 | 40.631 | |||
| Cuentas a pagar - Afiliadas | 1.443 | 3.574 | 4.242 | |||
| Provisiones para salarios, pensiones y obligaciones con cías. Relacionadas | 6.104 | 6.028 | 17.946 | |||
| Provisiones para impuestos | - | - | ||||
| Provisiones para intereses | - | 96 | - | |||
| Préstamos | - | 1.647 | - | |||
| Provisiones para deudas | 2.664 | 2.449 | 7.832 | |||
| Otros pasivos corrientes | - | - | ||||
| Previsiones ambientales | 20.900 | 20.900 | 61.446 | |||
| Total del pasivo corriente | 44.931 | 38.129 | 132.097 | |||
| PASIVO NO CORRIENTE: | ||||||
| Provisiones para plan de pensión y otros beneficios posteriores al retiro | 79.623 | 76.645 | 234.092 | |||
| Previsiones ambientales y otras deudas a largo plazo | 88.724 | 58.190 | 260.849 | |||
| Total del pasivo no corriente | 168.347 | 134.835 | 494.941 | |||
| PATRIMONIO NETO | ||||||
| Acciones en circulación , 100 acciones emitidas , $1VN | ||||||
| Acciones emitidas y realizadas | 543.772 | 545.606 | 1.598.690 | |||
| Otras reservas de Patrimonio Neto | (56.613) | (62.410) | (166.442) | |||
| Pérdidas acumuladas | (578.865) | (438.988) | (1.701.864) | |||
| Total del patrimonio neto | (91.706) | 44.208 | (269.616) | |||
| TOTAL | 121.572 | 217.172 | 357.422 | |||
| Fernando Nardini | ||||||
| Tesorero | ||||||
3
| YPF HOLDINGS, INC. Y SOCIEDADES CONTROLADAS | ||||||||
| (Empresa controlada 100% por YPF SA) | ||||||||
| ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS | ||||||||
| AL 31 DE DICIEMBRE DE 2004 y 2003. | ||||||||
| (expresados en miles de dólares estadounidenses) | ||||||||
| 2.004 | 2003 | 2.004 | ||||||
| Miles de pesos argentinos | ||||||||
| INGRESOS: Intereses en regalías no operativas | 3.797 | 3.247 | 11.163 | |||||
| GASTOS OPERATIVOS: | ||||||||
| Gastos de exploración | 41.029 | 38.563 | 120.625 | |||||
| Gastos generales de administración | 4.526 | 7.122 | 13.306 | |||||
| Depreciación y amortizaciones | 2.603 | 3.844 | 7.653 | |||||
| Gastos de Plan de pensión | 17.702 | 16.314 | 52.044 | |||||
| otros gastos | 2.279 | 446 | 6.700 | |||||
| Gastos de remediación ambiental | 89.693 | - | 263.697 | |||||
| Impairment de bienes intangibles | 4.461 | - | 13.115 | |||||
| Total de los gastos operativos | 162.293 | 66.289 | 477.141 | |||||
| PÉRDIDA OPERATIVA | (158.496) | (63.042) | (465.978) | |||||
| OTROS INGRESOS (EGRESOS): | ||||||||
| (Pérdida) ganancia en inversiones permanentes | 18.972 | 8.181 | 55.778 | |||||
| Intereses generados por Activos | 1.460 | 2.385 | 4.292 | |||||
| Intereses generados por Pasivos | (87) | (2.147) | (256) | |||||
| Recupero por liquidación de juicios | 6.921 | 20.348 | ||||||
| otros gastos | (6.529) | (7.565) | (19.195) | |||||
| Otros ingresos (egresos), netos | 20.737 | 854 | 60.967 | |||||
| PERDIDA NETA ANTES DE IMPUESTOS | (137.759) | (62.188) | (405.011) | |||||
| Impuesto a las ganancias | 2.118 | - | 6.227 | |||||
| PÉRDIDA NETA DEL EJERCICIO | (139.877) | (62.188) | (411.238) | |||||
| Ver notas a los estados contables consolidados | ||||||||
| Fernando Nardini | ||||||||
| Tesorero |
4
| YPF HOLDINGS, INC. Y SOCIEDADES CONTROLADAS | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| (Empresa controlada 100% por YPF SA) | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| ESTADOS DE EVOLUCIÓN DEL PATRIMONIO NETO | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| AL 31 DE DICIEMBRE DE 2004 Y 2003 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| (expresados en miles de dólares estadounidenses) | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| Otras Reservas | Pérdidas por | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Capital | Aportes de | Resultados | De Patrimonio | Otras Reservas | |||||||||||||||||||||||||||||
| Suscripto | Capital | Acumulados | Neto | Total | de Patrimonio Neto | ||||||||||||||||||||||||||||
| Saldo al 1° de enero de 2003 | --- | 545.441 | (376.800) | (50.554) | 118.087 | - | |||||||||||||||||||||||||||
| (Reintegros) / aportes de Capital | 165 | 165 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| Ajuste por deuda en plan de pensión | (11.856) | (11.856) | (11.856) | ||||||||||||||||||||||||||||||
| Pérdida neta ejercicio | (62.188) | (62.188) | (62.188) | ||||||||||||||||||||||||||||||
| Saldo al 31 de diciembre de 2003 | ---- | 545.606 | (438.988) | (62.410) | 44.208 | (74.044) | |||||||||||||||||||||||||||
| (Reintegros) / aportes de Capital | (1.834) | (1.834) | |||||||||||||||||||||||||||||||
| Ajuste por deuda en plan de pensión | 5.797 | 5.797 | 5.797 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| Pérdida neta ejercicio | (139.877) | (139.877) | (139.877) | ||||||||||||||||||||||||||||||
| Saldo al 31 de diciembre de 2004 | --- | 543.772 | (578.865) | (56.613 | ) | (91.706) | (134.080) | ||||||||||||||||||||||||||
| Ver notas a los estados contables consolidados | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| Fernando Nardini | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| Tesorero |
5
| YPF HOLDINGS, INC. Y SOCIEDADES CONTROLADAS | ||||||||||||
| (Empresa controlada 100% por YPF SA) | ||||||||||||
| ESTADOS DE ORIGEN Y APLICACIÓN DE FONDOS CONSOLIDADOS | ||||||||||||
| POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS | ||||||||||||
| AL 31 DE DICIEMBRE DE 2004 y 2003. | ||||||||||||
| (expresados en miles de dólares estadounidenses) | ||||||||||||
| 2.004 | 2003 | 2.004 | ||||||||||
| Miles depesos | ||||||||||||
| FONDOS GENERADOS POR LAS OPERACIONES | argentinos | |||||||||||
| Pérdida neta | (139.877) | (62.188) | (411.238) | |||||||||
| Ajustes para conciliar el resultado neto con los fondos generados (aplicados) por las operaciones: | ||||||||||||
| Depreciación y amortizaciones | 2.603 | 3.844 | 7.653 | |||||||||
| Pérdida por la venta de activos no corrientes | ||||||||||||
| Costo de pozos secos | 17.427 | - | 51.235 | |||||||||
| Desvalorización de Bienes Intangibles | 4.461 | - | 13.115 | |||||||||
| Resultado de inversiones permanentes | (18.972) | (8.1819) | (55.778) | |||||||||
| intereses ganados capitalizados | (1.460) | - | (4.292) | |||||||||
| Dividendos recibidos | 8.147 | 3.053 | 23.952 | |||||||||
| Cambios en activos y pasivos: | ||||||||||||
| Créditos por ventas | ||||||||||||
| Incremento de las cuentas a cobrar entre compañias | (66) | - | (195) | |||||||||
| Incremento ( - ) / disminución ( + ) de las cuentas a cobrar con afiliadas | (1.225) | 3.937 | (3.602) | |||||||||
| Gastos de perforación pagados por adelantado | - | (9.910) | - | |||||||||
| Incremento de otras cuentas a cobrar | (1.521) | 641 | (4.472) | |||||||||
| Disminución en otros activos | 255 | (94) | 750 | |||||||||
| Disminución en cuentas a pagar con afiliadas. | (2.131) | (4.326) | (6.265) | |||||||||
| Aumento en cuentas a pagar | 10.385 | (316) | 30.532 | |||||||||
| Incremento en la provisión para sueldos, plan de pensión y obligaciones con cías Relacionadas | 8.851 | 8.904 | 26.022 | |||||||||
| Disminución en provisiones para intereses | ||||||||||||
| Incremento en provisiones | 215 | (7.189) | 632 | |||||||||
| Incremento en otras deudas corrientes | ||||||||||||
| Incremento en previsiones ambientales y otras deudas no corrientes | 30.534 | (11.460) | 89.770 | |||||||||
| Otras deudas | 355 | (370) | 1.044 | |||||||||
| Diferencia de cambio y otros | ||||||||||||
| Fondos netos aplicados a las operaciones | (82.019) | (83.655) | (241.137) | |||||||||
| FONDOS GENERADOS POR LAS ACTIVIDADES DE INVERSION | ||||||||||||
| Adquisiciones de propiedades, planta y equipo | (21.443) | (19.176) | (63.042) | |||||||||
| Venta de Global | 43.000 | - | 126.420 | |||||||||
| Adelantos a afiliadas | (51.181) | - | (150.472) | |||||||||
| Cobranza de obligaciones negociables de Compañias afiliadas | 111.828 | 122.905 | 328.774 | |||||||||
| Fondos netos provenientes de actividades de inversión | 82.204 | 103.729 | 241.680 | |||||||||
| FONDOS GENERADOS POR LAS ACTIVIDADES FINANCIERAS | ||||||||||||
| Aporte de casa matriz | 165 | |||||||||||
| Pagos de obligaciones negociables | (1.647) | (25.2809 | (4.842) | |||||||||
| Fondos netos aplicados a actividades financieras | (1.647) | (25.115) | (4.842) | |||||||||
| DISMINUCIÓN NETA DE FONDOS | (1.462) | (5.041) | (4.298) | |||||||||
| Fondos al inicio del período | 3.838 | 8.879 | 11.284 | |||||||||
| Fondos al cierre del período | 2.376 | 3.838 | 6.985 | |||||||||
| INFORMACIÓN ADICIONAL AL FLUJOS DE FONDOS | ||||||||||||
| Intereses pagados durante el período | $ 183 | $ 2.601 | $ 538 | |||||||||
| Fondos pagados por impuestos | $ 2.118 | $ - | $ 6.227 | |||||||||
| Ver notas a los estados contables consolidados | ||||||||||||
| Fernando Nardini | ||||||||||||
| Tesorero |
6
| YPF HOLDINGS, INC. Y SOCIEDADES CONTROLADAS | |||||||
| (Empresa controlada 100% por YPF SA) |
NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES
POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2004 Y 2003
(cifras expresadas en miles de dólares estadounidenses)
- ORGANIZACIÓN
La Compañia., una sociedad constituida en Delaware, Estados Unidos de Norteamérica, el 31 de julio de 1996, (“Holdings” o la “Compañía”) es la tenedora del capital accionario de algunas compañías controladas. La Compañía ha firmado contratos de exploración de gas y petróleo en el Golfo de México.
YPF S.A. (“YPF”) es el tenedor del 100% de las acciones de la Compañía. Repsol YPF es el tenedor del aproximadamente 99% de las acciones de YPF S.A.
YPF Holdings ha consolidado sus estados contables por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre del 2004 y del 2003, con los estados contables de las siguientes subsidiarias, 100% de su propiedad (colectivamente llamadas de ahora en adelante “Subsidiarias”), Tierra Solutions, Inc., (“Tierra”), Maxus Energy Corporation (“Maxus”), y YPF Distribution Co. and APEX Petroleum. El 15 de octubre de 2003, APEX Petroleum se fusionó con Maxus.
En marzo de 2005, la Compañía recibió una carta de YPF en la que se comprometía YPF a brindarle ayuda financiera, si fuera necesario, para permitirle continuar con sus operaciones hasta el 1° de enero de 2006.
- POLÍTICAS CONTABLES SIGNIFICATIVAS
Principios de Consolidación - Los estados contables consolidados de la Compañía incluyen los estados contables de la Compañía y sus subsidiarias. La Compañía por el 51% de participación en Global Companies, LLC (“Global”) utiliza el método del valor proporcional patrimonial. Global se vendió el 2 de julio de 2004. (ver Nota 5). Todas las transacciones significativas entre compañías relacionadas han sido eliminadas.
Estimaciones de la Dirección - La confección de los estados contables de acuerdo con las principales normas contables generalmente aceptadas en los Estados Unidos de Norteamérica requiere estimaciones y supuestos realizados por la Dirección de la Compañía que afectan el valor de los activos y pasivos, la exposición de las contingencias sobre activos y pasivos a la fecha de los estados contables, así como los ingresos y gastos del período. Los estados contables incluyen cifras cuyo cálculo se basó en las mejores mediciones y juicios de la Dirección. Los resultados reales pueden diferir de estas estimaciones.
Caja y bancos – En este rubro se contabilizan las inversiones a corto plazo, altamente líquidas que tienen un vencimiento original de 3 meses o menos y los depósitos en cuentas de inversiones de corto plazo que pueden ser rápidamente convertibles en dinero efectivo.
Valor de mercado de instrumentos financieros - Estos instrumentos compuestos por cuentas a cobrar, documentos a cobrar, cuentas a pagar y documentos a pagar han sido valuados a su valor nominal. El valor de libros de estos instrumentos financieros es igual a su valor de mercado.
7
Actividades productivas de crudo y gas – La Compañía utiliza el método del “esfuerzo exitoso” para contabilizar las operaciones relacionadas con las actividades de exploración y producción de petróleo y gas. En consecuencia, los costos de exploración, excluidos los costos de los pozos en exploración, han sido imputados a resultados del ejercicio en que se incurrieron. Los costos de perforación de los pozos exploratorios, incluidos los pozos de prueba estratigráfica, se capitalizan hasta que se determina si existen reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial. Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2004, la compañía imputó a pozos secos un importe aproximado de $17,4 millones.
Los costos activados relacionados con actividades productivas, incluidos los costos tangibles e intangibles, han sido depreciados por campo, 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 que se estima recuperar. Las reservas probadas de gas y petróleo de la compañía, incluyen la participación que posee la Compañía enregalías sobre ingresos no operativos.
La Compañía realiza revisiones de sus reservas probadas de crudo y gas, cuando cambios bajo determinadas circunstancias indican que el valor de esas propiedades podrían no llegar a recuperarse.
Los costos activados relacionados con compras de propiedades con reservas no probadas son examinados periódicamente por la gerencia de la Compañía para asegurar que el valor de la inversión registrada sea recuperable. Si fuera necesario, se realizará una previsión con cargo a resultados, que refleje el valor no recuperable de las áreas con reservas no probadas.
En marzo de 2004, la Compañía fue informada de que el pozo Unocal Myrtle Beach Green 943 N° 1 sería considerado pozo seco. La compañía pagó anticipadamente $10.720.000 por el costo estimado de perforación, habiendo comenzado los trabajos de perforación el 27 de diciembre de 2003. La Compañía incurrió aproximadamente en $810.000 de costo de perforación en el año 2003. El costo remanente fue contabilizado como gasto exploración en el 2004.
Otros Bienes de Uso – Los bienes de uso no afectados a la producción, tales como Software, muebles e instalaciones han sido depreciados siguiendo el método de amortización de la línea recta sobre la base de porcentajes de amortización calculados en función de la vida útil estimada de cada clase de bien. El normal mantenimiento y reparaciones de todos estos bienes de uso ha sido cargado a resultados al momento de ocurrir.
Inversiones en afiliadas – La compañía mantenía una inversión en Global Companies LLC y algunas afiliadas ”) hasta el 2 de julio de 2004, en que fue vendida. A partir del momento en que se dejó de tener el control de la misma, dicha inversión se ha valuado a su valor patrimonial proporcional. Bajo este método, la Compañía contabiliza su participación en los resultados netos de Global, así como también los dividendos al momento de cobrarlos (nota 5 ).
Fondos restringidos – Los saldos de fondos restringidos representan el dinero usado para pagar los reclamos de compensaciones efectuados por trabajadores de una de las subsidiarias de la Compañía.
Impuesto a las Ganancias – El impuesto a las ganancias es reconocido por (a) el monto del impuesto a pagar o a recuperar por este ejercicio, y (b) los activos y pasivos del impuesto diferido generados como consecuencia de hechos futuros que han sido reconocidos en los estados financieros de la Compañía o el reintegro de impuesto. Los activos y pasivos del impuesto diferido surgen de la aplicación de las tasas impositivas esperadas a aplicar a los ingresos imponibles de los años en los cuales esas diferencias temporales se supone serán recuperadas o aplicadas. El efecto sobre los activos y pasivos de impuesto diferido motivados por un cambio en la tasa del impuesto, será reconocido en el resultado del período correspondiente a la fecha de aprobación de la norma que disponga el cambio.
Reconocimiento de ingresos – Los ingresos netos se encuentran registrados conforme a la participación que posee la Compañía en regalías sobre ingresos no operativos registrados en función del criterio de lo devengado.
8
Nuevas normas contables- En Diciembre de 2003, el FASB revisión del FASB N°132, “Apertura sobre pensiones y otros beneficios posretiro de empleados”. La revisión de esta norma mantiene la exigencia de FASB N° 132 y requiere adicionales aperturas que describan los tipos de planes, investigación estratégica, fecha de la medición, obligaciones del plan, estado de flujo de fondos y componentes del costo neto periódico del beneficio reconocido durante los períodos intermedios. La Compañía adoptó lo establecido en la revisión de la norma en el año 2004.
En Enero 2004 el Finantial Accounting Standard Board - FASB (Comité de Normas Contables Financieras) emitió la directiva FASB N° FAS 106-1, “Contabilización y requisitos de la apertura relativos al acta de mejoras de la prescripción de drogas Medicare y Modernización año 2003”, (el Acta ). La misma permite por única vez, diferir contablemente los efectos del Acta. En mayo 2004 la FASB emitió la FAS 106-2, Contabilización y apertura de los requerimientos relacionados con la prescripción de Drogas, Mejoras y Modernización de Medicare del Acta de 2003, la que continua a FASB 106-1 que fue aplicada a partir del 1° de Julio de 2004. El FASB 106-2 provee disposiciones transitorias para la contabilización de los efectos del Acta en las obligaciones proyectadas acumuladas del beneficio y de los gastos de atención médica periódica pos retiro. La Compañía determinó que la disminución de la obligación por el beneficio, con motivo del reconocimiento de Medicare Part D es de $5,4 millones y la disminución en el gasto anual es de $0,7 millones.
En el 2004, FASB emitió la directiva Staff Position N° 142-2, “Aplicación de FASB N°142, Llave y otros activos intangibles, de empresas cuyo objetivo es la producción de crudo y gas”, que aclara que los derechos de perforación para la obtención de crudo y gas es un activo intangible. Esta posición es consistente con la de la clasificación hecha por la Compañía del costo de adquisición de derechos de propiedad para la perforación , planta y equipo en el balance consolidado. No obstante, la adopción de esta norma no tiene impacto, ni en los resultados de la Compañía, ni en el balance consolidado.
El 16 de diciembre de 2004, FASB emitió la declaración 153, “Cambio de Activos no Monetarios”, enmienda de APB Opinión N° 29, a efectos de clarificar la contabilización de los intercambios de activos no monetarios de activos productivos similares. SFAS 153 elimina la excepción de medirlos a valor de mercado y lo reemplaza con una excepción general para intercambio de activos no monetarios que no tienen interés comercial. La declaración será aplicada prospectivamente, y se hará efectiva a partir de los intercambios efectuados después del 15 de junio de 2005. La Compañía no tiene ninguna transacción no monetaria hasta el presente que necesite de la aplicación de esta declaración. La Compañía no espera que la adopción de SFAB 153 tenga un impacto significativo en sus estados financieros.
FASB Staff Position (“FSP”) FAS 19-1 – SFAS N°19, “Contabilidad Financiera y Reportes para Compañías productoras de Petróleo y Gas”, establece que la capitalización del costo de perforación y exploración dependerá de que se encuentren reservas probadas en esa área. Si esa determinación no se pudo hacer al concluir la perforación, SFAS N°19 establece requerimientos adicionales para continuar activando los costos del pozo. Incluye planes concretos para otras perforaciones y un límite máximo de un año en algunas instancias. The EITF emitió una nota diciendo que, el incremento de la complejidad de los proyectos de crudo y gas debido a la perforación en zonas lejanas y de aguas profundas off-shore, las compañias necesitan más de un año para completar los trabajos que permitan verificar la existencia de reservas probadas. Además, debido a las nuevas tecnologías, no se necesitarán pozos adicionales exploratorios, para que un nuevo proyecto pueda comenzar. EITF emitió 04-9, “Contabilización de costos de pozos suspendidos” , a efectos de determinar si SFAS N° 19, debiera aclarar, el reconocimiento de los cambios que tuvieron lugar en la industria, en el último cuarto de siglo. Esta emisión fue discutida por EITF y se determinó que una enmienda formal a SFAS N°19 sería necesaria si FASB llega a la conclusión de ampliar los requerimientos par continuar capitalizando los costos de exploración. En la propuesta FSP FAS 19-a, FASB intentó incrementar las aperturas requeridas y continuar capitalizando, cuando (a) se encontró que el pozo tenía suficiente cantidad de reservas que justifiquen continuar como pozo productivo, (b) la empresa está haciendo suficientes progresos en la evaluación de las reservas y la viabilidad económica y operativa del proyecto.
9
La Compañía sigue FASB declaración N°19 en miras a la capitalización de los costos de exploración, los que son evaluados mensualmente para la capitalización inicial y trimestral , para la capitalización continua. Al 31 de diciembre de 2004, la Compañía tenía aproximadamente $21,6 millones en costos de exploración capitalizados, que representan dos proyectos y 4 pozos. En ambos proyectos, los pozos fueron perforados en los últimos 12 meses. Al 31 de diciembre de 2003, el saldo era aproximadamente $10 millones por 2 pozos y los 2 proyectos, uno de los cuales resultó ser un pozo seco.
La siguiente tabla refleja los cambios netos en los costos de exploración capitalizados durante el 2004 y el 2003
2004 2003
| Saldo - 1° de enero | $ 9.937 | $ - |
| Incrementos al costo de exploración pendiente de | ||
| determinación de reservas probadas. | 29.059 | 17.802 |
| Costos capitalizados enviados a resultados | (17.424) | (7.865) |
| Saldo – 31 de diciembre | $ 21.572 | $ 9.937 |
La siguiente tabla provee la antigüedad de los costos exploratorios capitalizados basados en la fecha en que la perforación fue completada y el número de pozos, cuyos costos de exploración fueron capitalizados por un período mayor a un año, desde la finalización de la perforación.
| Costos de exploración capitalizados por un año o menos | $ 12.447 | $ 9.937 | |
| Costos de exploración capitalizados por período mayor a un año | $ 9.126 | $ -- | |
| Número de proyectos cuyos costos de exploración fueron capitalizados | |||
| por un período mayor a un año | 1 | -- | |
El proyecto tiene 3 pozos totalizando $13 millones. El último se comenzó a perforar en marzo 2004. La Compañía y sus socios creen que las reservas que se han descubierto son comercialmente viables y el proyecto está en la fase de desarrollo. El Mineral Management Service (“MMS”) ha suspendido la producción de este campo. La primera producción es esperada para octubre de 2007. Se ha firmado un contrato por un equipo de perforación, por el término de 2 años. La perforación del primero de los 7 pozos de desarrollo planificados, está programada para comenzar entre julio de 2005 y noviembre de 2005 dependiendo de la disponibilidad del equipo. La definición del sistema de desarrollo y la firma de los contratos para el desarrollo se completarán en abril de 2005 junto con los contratos por equipos pesados para operar debajo del mar, instalaciones de producción y contratos de instalación.
Reclasificación – Algunos montos informados en los estados financieros consolidados de años anteriores han sido reclasificados para adaptarlos a la presentación de los estados financieros del año 2004.
Traslación a pesos argentinos: La información financiera contenida en el balance general consolidado, el estado de resultados consolidado y el estado de origen y aplicación de fondos consolidados se presenta en pesos argentinos sólo para conveniencia del lector y ha sido trasladada tomando la cotización del peso argentino al 31 de diciembre de 2004, la cual fue de 2.94 dólares por cada peso argentino. Los importes así trasladados no deben considerarse como una representación acerca de que la moneda local ha sido, podría haber sido o será convertida en pesos argentinos a esa u otra cotización.
10
- TRANSACCIONES CON COMPAÑIAS RELACIONADAS
La Compañía realiza actividades de exploración geológica y geofísica para compañías afiliadas. Al 31 de diciembre de 2004 y 2003, la Compañía tenía cuentas a cobrar de aquellas afiliadas relacionada con estos servicios por 10,3 millones y $10,9 millones, neto de una previsión por incobrables de 3,3 millones y $2,8 millones, respectivamente
Al 31 de diciembre de 2004 y 2003, la Compañía devengó $1,2 millones y $3,3 millones, en concepto de honorarios por gerenciamiento a Repsol YPF por el año fiscal 2001, respectivamente.
Al 31 de diciembre de 2004 y 2003 la Compañía tiene un documento a cobrar a Repsol International Finance B.V. por $63,8 millones y $123,0 millones, respectivamente, siendo el vencimiento el 31 de diciembre de 2005. Los documentos devengan intereses a una tasa variable de interés. La tasa promedio de interés para los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2004 y 2003, fue 1,3% y 1,1%, respectivamente.
Durante el 2004, la Compañía incurrió en gastos administrativos por cuenta de YPF a ser reembolsados por YPF. YPF luego, informó a la Compañía que el $1,8 millones de reembolsos esperados, no serían pagados. El monto debido sería liquidado mediante reducción de la inversión que YPF tenía en la Compañía. Consecuentemente, la Compañía eliminó el importe a cobrar a YPF y redujo el aporte de capital en $1,8 millones.
- OBLIGACIONES NEGOCIABLES
Al 31 de diciembre de 2004, no tiene saldo pendiente debido a que han sido totalmente pagadas en 2004. La deuda al 31 de diciembre de 2003 era (monto en miles): 2003 10,38% pendientes 2004 $1.549
10,83% pendientes 2004 98 $1.647
- venta de la PARTICIPACIÓN en compañía AFILIADA
El 2 de julio de 2004 la Compañía vendió su inversión en Global a los inversores que poseen el restante 49% de Global por $43 millones. Antes de la venta, la Compañía contabilizaba el 51% de su participación en Global, usando el sistema de valor proporcional patrimonial. La Compañía ha apropiado al valor de su inversión en Global, el valor llave de $15,0 millones, neto de amortización acumulada de $4,5 millones al 31 de diciembre de 2003. La llave fue eliminada de la contabilidad, luego de la venta de Global, como una disminución de la utilidad por la venta El resumen de la información financiera de Global al 31 de diciembre de 2003 es la siguiente: 2003
Activos $303.783
Pasivos 261.218
Resultados 16.041
- BENEFICIOS PARA EMPLEADOS
Plan de pensión - La Compañía cuenta con varios planes de retiro no contributivos, que cubren prácticamente la totalidad de sus empleados que trabajaban full time. La política de la Compañía respecto de la provisión de recursos es aportar a los planes las cantidades suficientes para cumplir con los requisitos de fondos mínimos de acuerdo con las reglamentaciones gubernamentales, más los montos adicionales que la Dirección determine apropiados. Los beneficios relacionados con los planes se basan en la antigüedad en la empresa y la remuneración percibida durante los años de servicio. La Compañía cuenta además, con un plan de retiro no contributivo suplementario para ejecutivos y
11
determinados empleados. Información clave de estos planes y del último informe actuarial se detallan a continuación ( en miles):
| Cambio en la deuda del beneficio | 2004 | 2003 | |
| Deuda por beneficios acumulados al principio del año | $ 115.124 | $ 96.829 | |
| Efecto por cambio en la fecha de medición | (1.721) | - | |
| Costo del servicio | 887 | 693 | |
| Costo del interés | 6.652 | 5.898 | |
| Pérdida actuarial | 7.979 | 30.237 | |
| Beneficios pagados | (5.090) | (3.861) | |
| Determinación | (8.803) | (14.672) | |
| Deudas por beneficios acumulados al final del año | $115.028 | $115.124 |
| Cambio en los activos del plan | |||
| Valor de mercado de los activos, al principio del año | $66.775 | $ 73.274 | |
| Efecto por cambio en la fecha de medición | 862 | - | |
| Retorno real sobre activos | 6.568 | 10.162 | |
| Contribuciones del empleador | 4.253 | 1.872 | |
| Beneficios pagados | (13.893) | (18.533) | |
| Valor de mercado de los activos al final del año | $ 64.565 | $ 66.775 |
| Costo del servicio | $ 887 | $ 693 | |
| Costo de interés | 6.652 | 5.898 | |
| Retorno esperado sobre activos | (4.890) | (5.710) | |
| Amortización de la pérdida actuarial | 4.917 | 3.685 | |
| Costo neto periódico de pensión | 7.566 | 4.566 | |
| Pérdida reconocida | 4.848 | 8.981 | |
| Total del costo de la pensión | $ 12.414 | $ 13.547 |
| Fondos del Plan | |||
| Deuda acumulada del beneficio | $113.565 | $113.202 | |
| Deuda proyectada del beneficio | 115.028 | 115.124 | |
| Valor de mercado de los activos del plan | 64.566 | 66.775 | |
| Fondos del plan | (50.463) | (48.349) | |
| Pérdida neta no reconocida | 58.140 | 64.102 | |
| Monto neto reconocido | $ 7.677 | $ 15.753 |
| Monto reconocido en los estados contables, consiste en | |||
| Deudas por pensión devengada | $(48.999) | $(46.727) | |
| Activos intangibles | 63 | 70 | |
| Otras reservas de patrimonio neto | 56.613 | 62.410 | |
| Monto neto reconocido | $7.677 | $15.753 |
12
| Supuestos promedios ponderados (a): | ||||
| Tasa de descuento | 5.75% | 6.25% | ||
| Tasa esperada de retorno sobre activos | 8.5 | 9.0 | ||
| Tasa esperada de aumento compensado | 4.5-5.5 | 4.5-5.5 |
- A efectos del cálculo, los activos del plan fueron valuados al 31 de diciembre de 2004 y al 31 de octubre de 2003 para los años fiscales finalizados el 31 de diciembre de 2004 y 2003.
Las deudas por el beneficio proyectado, las deudas por el beneficio acumulado y el valor de mercado de los activos para el plan de pensión con deudas por beneficios acumulados en exceso de los activos del plan eran $115,0 millones, $113,6 millones y $64,6 millones, respectivamente al 31 de diciembre de 2004 y $115.1 millones, $113.2 millones y $66.8 millones al 31 de diciembre de 2003.
Otros beneficios posteriores al retiro y posteriores al empleo. – La Compañía presta algunos beneficios de atención médica y seguro de vida a determinados empleados retirados, algunos beneficios de seguros y otros beneficios posteriores al retiro a determinadas personas cuya relación de dependencia fue terminada antes de su retiro normal. La Compañía devenga el costo estimado de los pagos de beneficios, excepto la jubilación, durante el período de servicio activo. Los empleados quedan habilitados para recibir estos beneficios cuando cumplen con los requisitos mínimos de edad y antigüedad. La Compañía contabiliza los beneficios a proveer posteriormente al empleo pero, antes del retiro, provisionando el costo estimado de los beneficios posempleo, cuando el mínimo período de servicio es alcanzado, el pago del beneficio es probable y cuando el costo del beneficio puede ser razonablemente estimado. La política de la Compañía es provisionar otros beneficios posteriores al retiro en el momento en que los reclamos se conocen. Información clave de estos planes y del último informe actuarial se detallan a continuación ( en miles):
| Componentes del costo del beneficio neto periódico posterior A la jubilación | 2004 | 2003 | ||||
| Costo del servicio del beneficio ganado durante el año | $ 136 | $ 107 | ||||
| Costo del interés de la obligación acumulada del beneficio posterior a la jubilación | 2.773 | 2.698 | ||||
| Pérdida neta actuarial reconocida | 1.191 | 543 | ||||
| Costo neto periódico por el beneficio posterior a la jubilación | $ 4.100 | $ 3.348 | ||||
| Cambios en la deuda del beneficio | ||||||
| Deuda por el Beneficio pos- retiro acumulado al principio de año: | $ 48.822 | $ 40.225 | ||||
| Efecto por cambio en la fecha de medición | (172) | - | ||||
| Costo del servicio | 136 | 107 | ||||
| Costo del interés | 2.773 | 2.698 | ||||
| Contribución al plan de los participantes | 615 | 638 | ||||
| Pérdida actuarial | 312 | 9.971 | ||||
| Pago del beneficio | (5.503) | (4.817) | ||||
| Beneficio acumulado pos- retiro al final del año | $ 46.983 | $ 48.822 |
| Cambios en los activos del plan | |||
| Valor de mercado de los activos del plan al principio de año | $ - | $ - | |
| Contribución del empleador | 4.888 | 4.179 | |
| Contribuciones al plan de participantes | 615 | 638 | |
| Beneficios pagados | (5.503) | (4.817) | |
| Valor de mercado de los activos del plan al final del año | $ - | $ - |
13
| 2004 | 2003 | ||
| Conciliación de fondos del plan: | |||
| Fondos del plan | $(46.983) | $(48.822) | |
| Pérdida actuarial no reconocida | 17.539 | 17.497 | |
| Deuda neta reconocida al final del año | (29.444) | (31.325) | |
| Contribución empleadora pagado después de 31 de Octubre y antes del 31 de Diciembre de 2004 | - | 1.093 | |
| Monto neto reconocido a fin de año | $(29.444) | $(30.232) |
La Compañía reconoció el subsidio disponible bajo el acta de 2003, sobre modernización y mejoras en la prescripción de drogas de Medicare. Esto disminuyó el costo neto periódico del beneficio pos retiro en $0.7 millones y el pasivo acumulado del beneficio pos retiro al 1° de enero de 2004 en $5,4 millones.
Presunciones utilizadas para la contabilización de los beneficios posteriores a la jubilación(a):
Tasa de descuento 5.75% 6.25%
Con el propósito de la medición, se asumió para el año 2005, un 9% de tasa anual de incremento para el costo per per de cobertura del beneficio de atención de la salud. La tasa se asume que irá gradualmente disminuyendo en un 1% cada año hasta llegar al 5% en el año 2009, y luego, permanecerá en el 5%.
(a) A efectos del cálculo, los pasivos estimados fueron valuados al 31 de diciembre de 2004 y al 31 de octubre de 2003 para los años fiscales finalizados el 31 de diciembre de 2004 y 2003, respectivamente
La presunción de la tendencia de las tasas del costo de atención médica, tiene un efecto significativo en los montos informados para ese plan.
Un aumento en la tendencia de estas tasas del uno por ciento tendría los siguientes efectos:
(en miles)
Uno por ciento de disminución 2004 2003
Efecto sobre los componentes del costo del servicio e intereses $(269) $(259)
Efecto en la obligación del beneficio posterior a la jubilación a fin de año (3.485) (3.621)
Uno por ciento de aumento
Efecto sobre los componentes del costo del servicio e intereses $ 315 $ 303
Efecto en la obligación del beneficio posterior a la jubilación a fin de año 4.051 4.209
La Compañía cuenta también, con un plan por discapacidad a largo plazo, que consiste en un seguro de vida y atención médica, para determinados empleados jubilados. El total de la deuda al 31 de diciembre de 2004 y 2003 totalizaban $2.3 millones y $4.0 millones para estos beneficios, respectivamente. La tasa de descuento utilizada para el cálculo de estas deudas fue 5,75% y 6,25% para el año terminado el 31 de diciembre de 2004 y 2003, respectivamente.
14
La tasa de retorno esperada a largo plazo en los activos de los fondos de pensión se determinaron en base a la información de nuestros consultores de inversión y a los ingresos proyectados de nuestros resultados a largo plazo de inversiones en el exterior y en los índices de los bonos. La Compañía anticipa que en el promedio de las inversiones para cada plan generará una tasa de retorno a largo plazo de al menos 8.5%. La tasa de retorno a largo plazo se basa en la estimación de los ingresos correspondientes a los activos alocados en un 70% a inversiones en acciones y en un 30% de ingresos fijos sobre inversiones. La Compañía revisa regularmente la alocación de sus activos y rebalancea sus inversiones cuando lo considera apropiado. La Compañía continuará evaluando sus presunciones sobre la tasa de retorno a largo plazo, al menos anualmente y lo ajustará cuando sea necesario.
Las alocaciones de activos de pensión son las siguientes:
Porcentaje de los activos del Plan
Al 31 de diciembre
| Objetivo | 2004 | 2003 | |
| Categoría de Activo | 2004 | ||
| Inversión en Acciones | 70% | 72% | 71% |
| Obligaciones negociables en mercado valores | 30 | 28 | 29 |
| Total | 100% | 100% | 100% |
Los activos del plan no incluyen un significativo monto de acciones de la Compañía o de alguna afiliada .
Los pagos de beneficios futuros estimados son los siguientes:
Otros beneficios
| Pagos | Subsidio | ||
| Beneficios | Beneficios | Medicare | |
| Pensión | Brutos | ||
| 2005 | $10.099 | $4.412 | $--- |
| 2006 | 10.251 | 4.564 | 357 |
| 2007 | 9.464 | 4.660 | 377 |
| 2008 | 9.257 | 4.687 | 394 |
| 2009 | 9.279 | 4.633 | 410 |
| 2010-2014 | 54.630 | 21.201 | 2.139 |
La Compañía espera hacer aportes a las compañías de pensión por $7.3 millones en el 2005. Los pagos esperados por servicios médicos de personal retirado será de $4.4 millones en el 2005.
La Compañía también ha definido un plan de contribuciones. La plan permite adicionar como contribuciones de los participantes hasta un 10% de las ganancias anuales elegibles, equiparando un dólar por cada dólar de contribución hasta un máximo de un 6% de la compensación del participante. La Compañía hizo contribuciones por $390.000 y $308.000 en el 2004 y en el 2003, respectivamente.
- IMPUESTO A LAS GANANCIAS
El impuesto diferido surge como diferencia entre los activos y pasivos existentes en los estados financieros y sus respectivas bases imponibles. Los activos y pasivos diferidos más significativos, están relacionados principalmente con los quebrantos netos impositivos trasladables, costos de beneficios posteriores al retiro, y juicios y costos ambientales. Los saldos del impuesto diferido al 31 de diciembre de 2004 es el que se detalla a continuación ( en miles ):
15
No corriente – activos por impuesto diferido neto $182.336
Previsión por desvalorización (182.336)
Total Activo / Pasivo por impuesto diferido $ ---
La previsión por desvalorización ha sido registrada para regularizar el valor del activo diferido porque la gerencia no considera probable su utilización.
Al 31 de diciembre de 2004, la Compañía tenia $240.8 millones de quebranto impositivo trasladable, que vencen en el 2022.
Al 31 de diciembre de 2004, la Compañía tenía créditos del impuesto mínimo alternativo por $20,7 millones trasladables indefinidamente y que podían ser usados para reducir futuras obligaciones de Impuesto a las ganancias en la medida que excedan el monto de impuesto mínimo alternativo que corresponda. La Compañía también tiene un crédito general de negocio trasladable de $15,0 millones que expira en el 2004.
Durante el 2004, la Compañía pago $2,1 millones en concepto de impuesto a las ganancias.
- COMPROMISOS Y CONTINGENCIAS DE SOCIEDADES CONTROLADAS
Pasivos por juicios – Los pasivos obedecen a varias contingencias en las que la Compañía se encuentra involucrada. Los montos estimados contabilizados toman en consideración la probabilidad de ocurrencia, basado en la expectativa de la gerencia y en la opinión de los consultores legales.
Pasivos ambientales - Los pasivos ambientales se contabilizan cuando la tasación por medio ambiente y /o la remediación son probables y significativos y dichos costos pueden ser razonablemente estimados. Dicha estimación se basa en: 1) estudios detallados de factibilidad de remediación y el costo de sitios individuales o 2) la estimación de los costos sobre la base de la experiencia histórica de la Compañía y la información publicada disponible basada en la etapa de evaluación y / o remediación de cada sitio. La Compañía revisa su estimación de los costos a efectuar en evaluaciones ambientales y/o remediación, teniendo en cuenta la información adicional disponible respecto de cada sitio o a los cambios en el nivel aceptable de remediación ambiental.
Los principales componentes de las reservas al 31 de diciembre de 2004 y 2003, son las siguientes: (en miles):
2004 2003
Corrientes
Deudas ambientales $20.900 $20.900
No Corrientes
Deudas ambientales 77.389 45.501
Pasivos por beneficios de “Black lung” 10.027 10.379
Deudas varias (1) 1.308 2.310
Total Previsiones no corrientes 88.724 58.190
Total $109.624 $79.090
(1)Deudas varias no son significativas tomadas individualmente.
16
Las leyes y reglamentaciones relacionadas con la calidad de la salud y el medio ambiente en los Estados Unidos de América afectan a la mayoría de las operaciones de la Compañía. Estas leyes y reglamentaciones establecen varias normas que rigen ciertos aspectos de la salud y la calidad del medio ambiente, establecen penalidades y otras responsabilidades por la violación de tales normas, y establecen en ciertas circunstancias obligaciones de remediación.
La Compañía considera que sus políticas y procedimientos en el área de control de la contaminación, seguridad de productos e higiene laboral son adecuados para prevenir en forma razonable riesgos en materia ambiental u otros tipos de daños y del resultante perjuicio financiero en relación con sus actividades. Sin embargo, existen ciertos riesgos ambientales y otro tipo de daños inherentes a operaciones particulares de la Compañía y como se señala en párrafos siguientes, Maxus Energy Corporation (“Maxus”) y Tierra Solutions, Inc. (“Tierra”) tienen ciertas obligaciones potenciales relacionadas con antiguas operaciones de una ex subsidiaria química de Maxus. La Compañía no puede predecir cuál será la legislación o reglamentación que se promulgará en el futuro o de qué manera se administrarán o se harán cumplir las leyes y reglamentaciones existentes y futuras. El cumplimiento de leyes y reglamentaciones más exigentes, como así también políticas de aplicación más rigurosas por parte de las entidades regulatorias, podrían requerir en el futuro gastos significativos por parte de la Compañía para la instalación y operación de sistemas y equipos para tareas de remediación, posibles obligaciones de dragado y en ciertos otros aspectos. Asimismo, ciertas leyes contemplan la recuperación de los daños a los recursos naturales por las partes responsables y establecen la implementación de medidas provisorias que mitiguen los riesgos inminentes y sustanciales para el medio ambiente. Tales gastos potenciales no pueden ser estimados razonablemente.
En relación con la venta por parte de Maxus de la ex subsidiaria química Diamond Shamrock Chemicals Company (“Chemicals”) a Occidental Petroleum Corporation (“Occidental”) en 1986, Maxus acordó indemnizar a Chemicals y Occidental por ciertas responsabilidades relacionadas con el negocio o las actividades de Chemicals anteriores al 4 de septiembre de 1986 (“Fecha de Cierre”), incluyendo ciertas responsabilidades ambientales relacionadas con ciertas plantas químicas y emplazamientos de descarga de residuos utilizados por Chemicals antes de la Fecha de Cierre.
Asimismo, bajo el acuerdo donde Maxus le vendió Chemicals a Occidental, Maxus se obligó a indemnizar a Chemicals y Occidental por el 50% de ciertos costos ambientales incurridos por Chemicals en los proyectos que impliquen actividades de remediación relacionadas con emplazamientos de plantas químicas u otras propiedades utilizadas en el transcurso de los negocios de Chemicals a la Fecha de Cierre y durante cualquier período posterior a la Fecha de Cierre, que se relacionen o surjan de condiciones, hechos o circunstancias descubiertas por Chemicals y donde la misma haya notificado por escrito antes del 4 de septiembre de 1996, independientemente de cuándo Chemicals incurra y notifique tales costos, limitándose la exposición total de Maxus por esta participación en los costos a $75 millones. El total incurrido por la Compañía conforme a este acuerdo de participación de costos fue de aproximadamente $69,6 millones al 31 de diciembre de 2004. Los costos remanentes ($5,4 millones al 31 de diciembre de 2004) han sido previsionados.
Tierra acordó asumir todas las indemnizaciones antes mencionadas de Maxus con Occidental respecto de Chemicals.
Al 31 de diciembre de 2004, las provisiones por contingencias ambientales mencionadas totalizan aproximadamente $98,3 millones. La gerencia cree que se ha provisionado adecuadamente por todas las contingencias ambientales, que son probables y pueden ser razonablemente estimadas; sin embargo, cambios en las circunstancias pueden producir modificaciones, incluyendo aumentos, en dicha provisión en el futuro.
17
En las siguientes discusiones concernientes a emplazamientos de plantas y emplazamientos de terceros, las referencias a la Compañia incluyen, según corresponda y al sólo efecto de información, referencias a Maxus y Tierra. Como se indica precedentemente, Tierra es una subsidiaria de La Compañia. y ha asumido ciertas obligaciones de Maxus.
Newark, New Jersey. Un acuerdo homologado, previamente acordado por la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos de América (“EPA”), el Departamento de Protección Ambiental y Energía de New Jersey, el (“DEP”) y Occidental, como sucesora de Chemicals, fue emitido en 1990 por el Tribunal de Distrito de New Jersey de los Estados Unidos de América, el cual requiere la implementación de un plan de remediación en la antigua planta de agroquímicos de Chemicals en Newark, New Jersey. En 1998, la EPA aprobó el plan de remediación. Tierra considera que el plan de remediación aprobado ha sido completado y ha sometido el informe relacionado con la fase de optimización requerida, la cual incluye pruebas y operaciones relacionadas, a consideración de la EPA. Tierra se encuentra a la espera de una respuesta de la EPA sobre el referido informe a fin de que pueda avanzar en la fase de optimización. Este trabajo fue supervisado y pagado por Tierra conforme a lo descripto en párrafos anteriores respecto de la obligación de indemnizar a Occidental. La Compañía ha previsionado aproximadamente $ 1 millón promedio por año por 10 años a partir del 1 de enero de 2005, correspondientes a la totalidad de los costos necesarios para continuar con la operación y mantenimiento de dicha remediación.
Río Passaic, New Jersey. Ciertos estudios indican que los sedimentos de los bajos de la Bahía de Newark, incluido el río Passaic adyacente a la planta de Newark, están contaminados con sustancias químicas peligrosas provenientes de varias fuentes. Los estudios sugieren que los sedimentos adyacentes a la planta de Newark que son más antiguos y están más contaminados se encuentran sepultados generalmente bajo depósitos de sedimentos más recientes. Maxus, en nombre de Occidental, negoció un acuerdo con la EPA conforme al cual Tierra está realizando más pruebas y estudios para caracterizar el sedimento y la flora y fauna contaminados en una porción de seis millas del río Passaic cerca del emplazamiento de la planta. La estabilidad de los sedimentos en la totalidad de la porción de seis millas del río Passaic bajo estudio también está siendo analizada como parte de los estudios de Tierra. Actualmente la Compañía espera que tales pruebas y estudios sean finalizados en 2005 y que el costo a incurrir con posterioridad al 31 de diciembre de 2004 sea aproximadamente de $3 millones, el cual se encuentra totalmente previsionado. Maxus y Tierra han estado realizando estudios similares bajo su propio patrocinio durante varios años. Asimismo, la EPA y otros organismos, se pronunciaron acerca de los bajos del río Passaic en un esfuerzo cooperativo llamado Iniciativa de Restauración de los Bajos del Río Passaic (“IRRP”). Tierra acordó participar, junto con aproximadamente otras treinta compañías, en un análisis de factibilidad propuesto en relación con la IRRP. Otras compañías están actualmente negociando colaborar conjuntamente con las actividades de la EPA, ocho compañías más han enviado cartas de intención a fin de participar. La EPA ha accedido a modificar la orden referente al mencionado estudio cuando nueve compañias más acepten colaborar en el plan (haciendo un total de cuarenta entidades). La participación estimada de Tierra en estos trabajos asciende a aproximadamente $320.000 para los próximos tres años, monto que ha sido totalmente previsionado. Al 31 de diciembre de 2004, se ha previsionado un importe total de $12.0 millones a efectos de continuar con estos estudios y otros asuntos relacionados al río Passaic y a la Bahía de Newark (ver más adelante lo referente a la Directiva N° 1 del DEP y la Orden Administrativa de Consentimiento (la “AOC”)). Se continúa efectuando estudios relacionados con el río Passaic y la cuenca de la Bahía de Newark. Hasta tanto no se terminen y evalúen tales estudios, la Compañía no se encuentra en condiciones de estimar qué costos adicionales, si los hubiere, sería necesario incurrir. Sin embargo, es posible que trabajos adicionales, incluso medidas de remediación provisorias, sean requeridos con relación al río Passaic y/o la Bahía de Newark.
18
El 19 de Septiembre de 2003, el DEP emitió la Directiva Nº 1 para la valuación de daños a los recursos naturales y la compensación interina de recursos naturales del bajo río Passaic (Directiva Nº 1). La Directiva Nº 1 fue notificada a sesenta y seis compañías, incluidas Occidental y Maxus y algunas de sus compañías relacionadas, y busca identificar responsables de los daños a los recursos naturales, ocasionados por casi 200 años de desarrollo de actividad industrial y comercial a lo largo de 17 millas en el bajo río Passaic y en una parte de su cuenca. La Directiva Nº 1 asegura que las compañías notificadas son conjuntamente responsables por los daños a los recursos naturales mencionados, sin admitir prueba en contrario. El DEP está asumiendo la jurisdicción en este asunto, a pesar de que todo o parte de los bajos del río Passaic está sujeto a la IRRP, que dirige las iniciativas de remediación relacionadas a los ríos urbanos como el río Passaic, por medio de un esfuerzo conjunto de la nación, del estado, del gobierno local y del sector privado. La Directiva Nº 1 solicita las siguientes acciones: compensación interina para la restauración, identificación y cuantificación del daño y determinación del valor del mismo. Maxus y Tierra han preparado una respuesta a la Directiva Nº 1, en nombre de ellos mismos y de Occidental, como sucesor de Chemicals, orientado a demostrar cómo ambas empresas están cumpliendo con la Directiva Nº 1, así como también ha presentado ciertas defensas. Se han mantenido negociaciones entre el DEP y las mencionadas entidades, no obstante, no se ha logrado ni se asegura llegar a un acuerdo.
El 13 febrero de 2004, la EPA y Occidental firmaron la Orden Administrativa de Consentimiento (OAC), mediante la cual Tierra (en representación de Occidental) ha acordado realizar estudios para identificar el sedimento y la flora y fauna contaminada en la Bahía de Newark. Tierra presentó una propuesta de plan de trabajo inicial, un estudio que incluiría toma de muestras de la Bahía de Newark. La EPA ha realizado observaciones a los trabajos propuestos y Tierra anticipa que el plan, con las modificaciones requeridas por la EPA, será aprobado a mediados del 2005. De ser aprobado, los planes actuales de Tierra para llevar a cabo este estudio en el 2005 tienen un costo actual estimado de $4,5 millones. Dicho monto ha sido completamente previsionado; no obstante, dicho monto podría ser ajustado dependiendo del plan de trabajo detallado que sea aprobado por la EPA. Una vez que se hayan recolectado los datos del estudio inicial, se determinará qué trabajos adicionales, en caso de ser necesarios, se requerirán. En enero de 2005, algunos grupos medioambientales demandaron al Cuerpo Armado de Ingenieros de los Estados Unidos de América (el “Cuerpo Armado”) por la falta de preparación de un informe adicional de impacto medioambiental, que los demandantes alegan que es requerido en relación con el proyecto de dragado propuesto para el puerto de New York-New Jersey. Aunque ni la Compañía ni otras subsidiarias son parte de este pleito, podría tener impacto en los tiempos, costos y en la aprobación de la propuesta de plan de trabajo inicial.
Condado de Hudson, New Jersey. Hasta 1972, Chemicals operó una planta de procesamiento de cromato ferroso en Kearny, New Jersey (la “Planta de Kearny”). De acuerdo con el DEP, los residuos provenientes de las operaciones de procesamiento de este mineral fueron utilizados como material de relleno en diversos emplazamientos en y próximos al Condado de Hudson. Como resultado de las negociaciones entre Occidental (en nombre de Chemicals) y el DEP, Occidental firmó una orden administrativa de consentimiento con el DEP en 1990 para la investigación y realización de trabajos de saneamiento en emplazamientos de residuos minerales de cromato ferroso en Kearny y Secaucus, New Jersey. Tierra, en representación de Occidental, está proporcionando una garantía financiera por un monto de $20 millones para la ejecución del trabajo. Esta garantía financiera podrá reducirse con la aprobación del DEP luego de revisiones anuales de costos. Aunque Tierra ha participado en el costo de los estudios y está implementando acciones de saneamiento provisorias y realizando investigaciones de saneamiento, el costo final de los trabajos de saneamiento no puede ser determinado. Tierra entregó el informe de su investigación sobre saneamiento y estudio de factibilidad al DEP a fines del 2001 y actualmente el DEP continúa revisándolo. El resultado de la revisión de dicho informe por parte del DEP podría aumentar los costos de los trabajos de saneamiento adicionales que pudieran ser requeridos. La Compañia. ha establecido una previsión en base a su mejor estimación de los costos de investigación y remediación que aún deben incurrirse, los cuales ascienden aproximadamente a 25,5 al 31 de diciembre de 2004. Adicionalmente, el DEP ha manifestado que espera que Occidental y Maxus participen con los otros productores de cromo en el suministro de fondos para ciertas actividades de saneamiento con respecto a
19
un número de los denominados emplazamientos “huérfanos” de cromo ubicados en el Condado de Hudson, New Jersey. Occidental y Maxus han negado su participación con respecto a esos emplazamientos en los cuales no existen pruebas de la presencia de residuos generados por Chemicals. El Estado de Nueva Jersey ha expresado la posibilidad de iniciar acciones legales a los efectos de recuperar los gastos incurridos en relación con estos lugares. Las partes han llegado a un acuerdo en relación a los reclamos por los daños al medio ambiente provocados por los residuos de cromato terroso, tanto en algunos sitios huérfanos como en otros sitios conocidos y desconocidos en los condados de Hudson y Essex, New Jersey. Las partes han iniciado conversaciones a fin de llegar a una posible resolución del conflicto, a la fecha no se conoce la resolución de dicha negociación. Adicionalmente, en junio de 2004, el DEP manifestó su intención de llevar a cabo un programa de pruebas de sedimentos en una parte del Río Hackensack, cerca de la anterior Planta de Kearny. Tierra, en representación de Occidental, y otros grupos se han comprometido a llevar adelante negociaciones con el DEP sobre esta cuestión. El Gobernador de New Jersey emitió un Decreto Ejecutivo en el que se requiere a los organismos estatales proporcionar justificativos específicos para cualquier requisito del estado más exigente que los requisitos federales. En 1998, el DEP propuso nuevos niveles de acción de suelos para el cromo. Mientras que la propuesta continúa incompleta en ciertos aspectos, el DEP actualmente está revisando los niveles de acción propuestos.
Painesville, Ohio. Desde aproximadamente 1912 hasta 1976, Chemicals operó instalaciones de fabricación en Painesville, Ohio. Las operaciones durante estos años implicaron varios emplazamientos separados pero contiguos en una superficie de aproximadamente 1.300 acres. El área principal en cuestión fue históricamente la antigua planta de procesamiento de cromato ferroso de Chemicals (la “Planta de Cromo”). Durante varios años, el emplazamiento de la Planta de Cromo estuvo bajo el control administrativo de la EPA conforme a una orden administrativa de consentimiento, en virtud de la cual Chemicals está obligada a mantener una capa de arcilla sobre la Planta de Cromo y realizar ciertos monitoreos de agua subterránea y de superficie. Muchos otros lugares fueron cubiertos con arcilla anteriormente y un sitio específico, que fue un lugar de descarga de residuos desde mediados de la década del 60 hasta la década del 70, fue cercado y está siendo controlado. En 1995, la Agencia de Protección Ambiental de Ohio (la “OEPA”) emitió la Orden y Observaciones Finales de los Directores (la “Orden de los Directores”) ordenando la realización de investigaciones y estudios de factibilidad en relación con trabajos de remediación ambiental en el área de la antigua planta de Painesville. Tierra ha acordado participar en la realización de las investigaciones y estudios de factibilidad como ha sido requerido en la Orden de los Directores. Tierra entregó a la OEPA un informe sobre la investigación ambiental de toda la planta, finalizado en el año 2003. Tierra entregará los estudios de factibilidad requeridos separadamente. Al 31 de diciembre de 2004 el costo total estimado para la realización de las investigaciones y estudios de factibilidad será de aproximadamente $0.5 millones. Adicionalmente, en el tercer trimestre del 2004 y el primer trimestre del 2005, la OEPA aprobó ciertos trabajos, incluyendo la remediación del emplazamiento de una antigua planta de cemento, la remediación de una antigua planta de fundición de aluminio y trabajo asociado con los planes de desarrollo que se discuten a continuación (“trabajo de remediación”). Tierra piensa comenzar con estos trabajos en el 2005 y estima su participación en los costos asociados a estos proyectos en aproximadamente $8,8 millones. En tanto que la OEPA apruebe proyectos adicionales para el emplazamiento de la antigua planta de Painesville, será necesario previsionar montos adicionales. A pesar de las muchas actividades de saneamiento, mantenimiento y monitoreo realizadas, el emplazamiento de la ex planta de Painesville fue propuesto para ser incluido en la lista de prioridades nacionales conforme a la Ley Integral de Responsabilidad, Compensación y Respuesta Ambiental de 1980, y modificatorias (“CERCLA”); sin embargo, la EPA ha manifestado que no se incluirá el emplazamiento en la lista en caso de cumplirse satisfactoriamente la Orden de los Directores y los programas de la OEPA. La Compañia. ha previsionado un monto total de $9.6 millones al 31 de diciembre de 2004 de su participación estimada en los costos de realización de las investigaciones y estudios de factibilidad, el “trabajo de remediación” y otras operaciones y actividades de mantenimiento en este emplazamiento. A la fecha, no puede determinar el alcance y naturaleza de otras investigaciones o saneamientos que pudieran ser requeridos; no obstante, con el avance de las investigaciones y estudios de factibilidad, La Compañia. evaluará continuamente el
20
estado del emplazamiento de la planta de Painesville y efectuará todas las modificaciones, incluyendo aumentos de la previsión que puedan ser necesarios. Tierra ha llegado a un acuerdo con un especialista para el posible desarrollo y uso de toda o parte de la planta. Sin embargo, no se puede asegurar que la misma pueda ser utilizada productivamente en forma parcial o íntegra.
Emplazamientos de terceros. Chemicals fue designada también como parte potencialmente responsable (“PPR”) por la EPA conforme al CERCLA con relación a un número de emplazamientos de terceros, donde supuestamente se han descargado o localizado las sustancias peligrosas provenientes de las operaciones de la planta de Chemicals. Se han nombrado numerosos PPRs en casi todos estos emplazamientos. En varios de estos, Chemicals no ha tenido vinculación. Aunque los PPRs son por lo general solidariamente responsables por el costo de las investigaciones, limpieza y otros costos, cada uno de ellos tiene el derecho de contribución por parte de los otros PPRs y, en la práctica, la participación en los costos por parte de los PPRs generalmente se efectúa por acuerdo entre los mismos. Al 31 de diciembre de 2004, la Compañia ha previsionado aproximadamente $3,7 millones por su participación en los costos estimados para ciertos emplazamientos, mientras que el costo final de otros emplazamientos no puede estimarse a la fecha.
La Autoridad del Puerto de Houston (“Puerto”) ha demandado a una serie de compañías, incluyendo a Occidental (como sucesor de Chemicals) y Maxus, alegando daños a su propiedad por más de $25 millones, como así también la necesidad de realizar los trabajos de remediación en ciertos lugares de la misma, como resultado de la contaminación presuntamente emanada de una instalación lindera a Greens Bayou que anteriormente había pertenecido a Chemicals y en la cual se producía DDT y otros químicos. En 1983 Chemicals incorporó a una compañía en la que tenía una participación del 50% la mencionada instalación y posteriormente, en 1985, vendió toda su participación en dicha compañía. Luego, en 1985, Maxus adquirió la totalidad de la compañía, vendiéndola posteriormente a terceros. Tierra está conduciendo esta cuestión en nombre de Occidental y considera que cualquier contaminación a la propiedad del Puerto de Houston que haya emanado de la instalación lindera a Greens Bayou tuvo lugar con posterioridad a la transferencia de la compañía o ha sido remediada. Los reclamos del Puerto fueron resueltos mediante un pago inicial de $30 millones y otros compromisos, incluyendo un convenio para remediar ciertas propiedades en las cercanías a la instalación de Greens Bayou, un convenio efectuado por otro demandado para adquirir una parcela de tierra por $5 millones, y un convenio para indemnizar al Puerto hasta $20 millones. Basado en las estimaciones actuales, el costo de tal remediación se estima no superará un total de $44 millones. Conforme al acuerdo de distribución de costos firmado por los demandados, Tierra, en representación de Occidental, contribuyó con $6,3 millones para cancelar la obligación, sujeto al acuerdo entre los demandados que establece que las respectivas obligaciones serán determinadas por un arbitraje. La audiencia de arbitraje fue efectuada en octubre de 2004, y el Tribunal Arbitral se pronunció el 7 de enero de 2005 después de haberse pronunciado en una primera instancia en noviembre de 2004. De prosperar el laudo se requerirá a Tierra (en nombre de Occidental) que pague a los demás demandados un total de aproximadamente $26 millones y posiblemente intereses (el “Monto Actual del Pago”), y que asuma el 70% de los costos de remediación antes mencionados. Maxus y Tierra depositaron aproximadamente $28 millones en una cuenta en fideicomiso en diciembre de 2004, el cual está disponible para cubrir el Monto Actual del Pago en caso de que se requiera. El 7 de febrero de 2005, Maxus y Tierra han apelado a un segundo arbitraje conforme al acuerdo de arbitraje de las compañías. Adicionalmente, Maxus y Tierra han objetado el laudo ante una corte de Houston, Texas. No hay seguridad del éxito de dicha apelación o de que las negociaciones resulten en un acuerdo. Al 31 de diciembre de 2004, La Compañia. ha previsionado un total de $31,2 millones en relación con esta contingencia.
Acción Legal. En 1998, una subsidiaria de Occidental entabló un juicio en un tribunal del Estado de Ohio para obtener una declaración de los derechos de las partes con respecto a obligaciones por ciertos costos relacionados con la planta de Chemicals situada en Ashtabula, Ohio, y así como también por otros costos. Maxus y Occidental han presentado peticiones al tribunal para que dicte sentencia de pleno derecho sobre ciertos hechos en controversia. En 2002, la Corte concedió a Occidental y denegó a Maxus las respectivas mociones. A fines del 2004, la Corte de Apelaciones revocó la decisión del tribunal en ciertos aspectos y el proceso continúa entonces en el tribunal.
21
En 2001, el Auditor General del Estado de Texas determinó a Midgard Energy Company, subsidiaria de la Compañía, una deuda por un impuesto estatal (“franchise tax”) de aproximadamente $26 millones en impuestos de franquicias del Estado de Texas, más los intereses y las multas (actualmente estimadas en $51 millones) por el período comprendido entre 1984 y 1997. La base de este reclamo esencialmente obedece al intento del Auditor de caracterizar ciertas deudas como aportes de capital. Este tema fue liquidado en diciembre de 2004 con un pago total de aproximadamente $5,2 millones.
En 2001, la autoridad de contralor del Estado de Texas determinó a Maxus Corporate Company, una ex subsidiaria de la Compañía, que fue fusionada con Maxus en diciembre de 1998, una deuda por el impuesto estatal de ventas por aproximadamente $1,4 millones, por el período comprendido entre el 1 de septiembre de 1995 y el 31 de diciembre de 1998, más intereses y multas. El 19 de agosto de 2004, el juez administrativo se expidió ratificando aproximadamente $1 millón para dicho impuesto más intereses y multas. La Compañía considera que tal decisión es errónea, pero ha pagado la estimación del impuesto, las multas y los intereses (un total aproximado de $1,8 millones) bajo protesta.. Maxus inició juicio en la corte del Estado de Texas en diciembre de 2004 con el objeto de oponerse a la decisión administrativa mencionada. Este asunto será revisada en un juicio “ de novo” en la corte.
En 2002, Occidental demandó a Maxus y a Tierra en la Corte de la ciudad de Dallas del Estado de Texas a efectos de obtener una declaración de la corte que obligue a Maxus y a Tierra, conforme al acuerdo de venta mediante el cual Maxus vendió Chemical a Occidental, a participar en la defensa e indemnización que correspondiera a Occidental, en obligaciones anteriores de Chemicals relativas al “Agente Naranja” y el monómero vinílico clorhídrico (“VCM”), no obstante, el hecho de que, a) dicho acuerdo tiene una cláusula que limita esa obligación de defensa e indemnización a 12 años con respecto a la mayoría de los juicios, y b) Tierra no es parte interesada en dicho acuerdo. Este asunto se llevará a junio a fines del 2005. El junio del 2003 la Corte Suprema de Justicia confirmó, con una votación de 4 a favor y 4 en contra, la decisión de la Corte de Segunda Instancia de Apelaciones, que sostenía que la negociación de 1984 de los reclamos de los veteranos de Vietnam no impide que ciertos veteranos de Vietnam efectúen reclamos alegando daños producidos por la exposición al “Agente Naranja”. Maxus cree que existen varias defensas para cada reclamo de los veteranos de Vietnam, que no están ligados a los términos de la negociación de 1984, y además, cree que Occidental es responsable por cualquier juicio presentado después del 4 de septiembre de 1986.
En mayo de 2003, la autoridad fiscal en Estados Unidos de América (“IRS”) le efectuó una liquidación a Maxus, por los años 1994, 1995 y 1996 y a la Compañía por el año 1997 de aproximadamente $24,3 millones en concepto adicional de impuesto a las ganancias. Maxus y la Compañía consideran que la mayoría de las afirmaciones carecen de mérito y han apelado esta afirmación. El 30 de enero de 2004, la IRS reclamó a la Compañía $7,7 millones relacionados con el impuesto a las ganancias que ésta debiera haber retenido de ciertos pagos de intereses a YPF Internacional Ltd. en 1997. En febrero de 2005, la IRS retiró el requerimiento efectuado de los $7,7 millones mencionados más arriba.
Maxus ha acordado defender a Occidental, como sucesor de Chemicals, con respecto a Malone Services Company Superfund Site en la ciudad de Galveston, Texas. Este emplazamiento es un lugar, donde Chemicals es acusada de haber enviado desperdicios antes de septiembre de 1986. Esto obedece a actividades exigidas por la EPA y los juicios por daños iniciados por ciertas partes privadas. Con relación a las actividades exigidas por la EPA, Occidental es una de algunos PRPs que han sido identificados, y Tierra (que está manejando este asunto por cuenta de Maxus) actualmente no conoce el grado de compromiso alegado a Occidental como sucesor de Chemicals. Además, Occidental actualmente no está acusado en el juicio privado. Maxus está acusado en este juicio; sin embargo, se cree que está impropiamente acusado.
En marzo 2005, Maxus acuerda defender a Occidental, como sucesor de Chemicals, con respecto a la búsqueda de los costos de contribución incurridos en conección con la remediación de la zona afectada por los desperdicios Turtle Bayou, en la ciudad de Liberty, Texas. Los acusadores alegan que algunos desperdicios de Chemicals encontraron su camino hacia el sitio de Turtle Bayou. Este asunto actualmente, está en juicio.
22
La Compañía incluyendo sus subsidiarias, es parte de otros procesos legales los cuales, se estiman, no tendrán ningún efecto adverso significativo en la posición financiera de la Compañía. La Compañía previsiona las contingencias legales en la medida que la pérdida es probable y puede ser estimada razonablemente.
La Compañía ha celebrado varios acuerdos operativos y de inversión asociados con la exploración y desarrollo de sus propiedades de petróleo y gas. Tales compromisos contractuales, financieros y/o de nivel de actividad, no son significativos.
Arrendamientos operativos – La compañía alquila oficinas bajo el régimen de arrendamientos operativos. La renta fue de $0.7 millones y de $0.8 millones para los años 2004 y 2003, respectivamente. Los pagos mínimos requeridos de arrendamiento son $244.000, $250.000 y $146.000 para 2005, 2006 y 2007, respectivamente.
23