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YPF S.A. — Audit Report / Information 2006
Sep 12, 2007
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y Sociedades Controladas
Estados Contables al 31 de diciembre de 2006 y 2005
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 2006 Y 2005:
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 7-22
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 “Sociedad”), una empresa controlada 100% por YPF S.A., al 31 de diciembre de 2006 y 2005 y los correspondientes estados consolidados de resultados, estado de evolución del patrimonio neto (negativo) y de flujo de efectivo por los ejercicios finalizados en dichas fechas. La preparación y emisión de dichos estados contables consolidados son responsabilidad de la Dirección de la Sociedad. Nuestra responsabilidad es expresar una opinión sobre los mencionados estados contables consolidados basada en nuestra auditoria.
Nuestro trabajo fue realizado de acuerdo con las normas de auditoria vigentes en los Estados Unidos de América. Dichas normas requieren que el auditor planifique y desarrolle su tarea con el objetivo de obtener un grado razonable de seguridad acerca de la inexistencia de manifestaciones no veraces o errores significativos en los estados contables. Una auditoria 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. Adicionalmente, una auditoria incluye examinar, sobre bases selectivas, los elementos de juicio que respaldan la información expuesta en los estados contables, así como evaluar las normas contables utilizadas, las estimaciones significativas efectuadas por la Dirección de la Sociedad y la presentación de los estados contables tomados en su conjunto. Consideramos que nuestras auditorias nos brindan una base razonable para fundamentar nuestra opinión.
En nuestra opinión, los mencionados estados contables consolidados presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación patrimonial y financiera de la Sociedad al 31 de diciembre de 2006 y 2005 y los respectivos resultados de sus operaciones y sus flujos de efectivo por los ejercicios finalizados en dichas fechas, de conformidad con las normas contables profesionales vigentes en los Estados Unidos de América.
24 de julio de 2007
1
2
| YPF HOLDINGS, INC. Y SOCIEDADES CONTROLADAS | ||||||||
| (Empresa controlada 100% por YPF SA) | ||||||||
| BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS | ||||||||
| AL 31 DE DICIEMBRE DE 2006 y 2005. | ||||||||
| (expresados en miles de dólares estadounidenses) | ||||||||
| 2.006 | 2005 | 2.006 | ||||||
| ACTIVO | Miles de pesos argentinos | |||||||
| ACTIVO CORRIENTE | ||||||||
| Caja y bancos | 910 | 604 | 2.778 | |||||
| Fondos restringidos | - | 5.822 | -- | |||||
| Cuentas a cobrar por venta de gas y crudo | 554 | 474 | 1.691 | |||||
| Cuentas a cobrar - con afiliadas | 28.276 | 9.724 | 86.324 | |||||
| Gastos pagados por adelantado | 1.402 | - | 4.280 | |||||
| Otros créditos | 2.500 | 4.839 | 7.632 | |||||
| Total del activo corriente | 33.642 | 21.463 | 102.705 | |||||
| PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPOS: | ||||||||
| Propiedades mineras en áreas con reservas no probadas | 17.878 | 17.878 | 54.580 | |||||
| Obras en curso | 9.887 | 33.626 | 30.184 | |||||
| Reservas probadas no desarrolladas | 84.708 | -- | 258.605 | |||||
| Intereses en regalías no operativas - método de los esfuerzos exitosos | 7.450 | 7.513 | 22.744 | |||||
| Otras propiedades, planta y equipo | 16.573 | 15.500 | 50.596 | |||||
| Total propiedades, planta y equipo | 136.496 | 74.517 | 416.709 | |||||
| Menos: Amortización acumulada | (20.526) | (18.585) | (62.664) | |||||
| Propiedades, planta y equipos, netos | 115.970 | 55.932 | 354.045 | |||||
| FONDOS RESTRINGIDOS | 57.304 | 1.851 | 174.943 | |||||
| OTROS ACTIVOS | 8 | 454 | 24 | |||||
| TOTAL | 206.924 | 79.700 | 631.717 | |||||
| Ver notas a los estados contables consolidados | ||||||||
| Jaime Muñoz De Laborde Bardin | ||||||||
| Director |
| YPF HOLDINGS, INC. Y SOCIEDADES CONTROLADAS | ||||||
| (Empresa controlada 100% por YPF SA) | ||||||
| BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS | ||||||
| AL 31 DE DICIEMBRE DE 2006 y 2005. | ||||||
| (expresados en miles de dólares estadounidenses) | ||||||
| PASIVO Y PATRIMONIO NETO | 2006 | 2005 | 2006 | |||
| PASIVO CORRIENTE | Miles de pesos argentinos | |||||
| Cuentas a pagar | 1.366 | 3.004 | 4.170 | |||
| Cuentas a pagar – Afiliadas | 3.749 | 1.012 | 11.445 | |||
| Provisiones para salarios, pensiones y obligaciones con cías. Relacionadas | 6.618 | 6.063 | 20.204 | |||
| Provisiones para impuestos | - | - | - | |||
| Provisiones para deudas | 1.813 | 2.520 | 5.535 | |||
| Préstamo | 225.976 | 43.179 | 689.882 | |||
| Otros pasivos corrientes | - | - | - | |||
| Previsiones ambientales | 39.270 | 20.900 | 119.887 | |||
| Total del pasivo corriente | 278.792 | 76.678 | 851.123 | |||
| PASIVO NO CORRIENTE: | ||||||
| Provisiones para plan de pensión y otros beneficios posteriores al retiro | 82.554 | 73.914 | 252.029 | |||
| Previsiones ambientales y otras deudas a largo plazo | 93.821 | 75.173 | 286.426 | |||
| Total del pasivo no corriente | 176.375 | 149.087 | 538.455 | |||
| PATRIMONIO NETO | ||||||
| Acciones en circulación , 100 acciones emitidas , $1VN | ||||||
| Acciones emitidas y realizadas | 543.508 | 543.508 | 1.659.276 | |||
| Otras reservas de Patrimonio Neto | (70.785) | (55.120) | (216.100) | |||
| Pérdidas acumuladas | (720.966) | (634.453) | (2.201.037) | |||
| Total del patrimonio neto | (248.243) | (146.065) | (757.861) | |||
| TOTAL | 206.924 | 79.700 | 631.717 | |||
| Ver notas a los estados contables consolidados |
3
| YPF HOLDINGS, INC. Y SOCIEDADES CONTROLADAS | ||||||||
| (Empresa controlada 100% por YPF SA) | ||||||||
| ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS | ||||||||
| AL 31 DE DICIEMBRE DE 2006 y 2005. | ||||||||
| (expresados en miles de dólares estadounidenses) | ||||||||
| 2006 | 2005 | 2006 | ||||||
| Miles de pesos argentinos | ||||||||
| INGRESOS: Intereses en regalías no operativas | 4.212 | 4.809 | 12.859 | |||||
| GASTOS OPERATIVOS: | ||||||||
| Gastos de exploración | 21.163 | 17.031 | 64.609 | |||||
| Gastos generales de administración | 3.726 | 7.323 | 11.375 | |||||
| Depreciación y amortizaciones | 1.940 | 3.037 | 5.923 | |||||
| Gastos de Plan de pensión | 16.181 | 14.130 | 49.399 | |||||
| Gastos de remediación ambiental | 67.757 | 20.391 | 206.855 | |||||
| Otros gastos | 1.366 | 1.163 | 4.170 | |||||
| Ganancia sobre venta de activos | (6.865) | - | (20.958) | |||||
| Total de los gastos operativos | 105.268 | 63.075 | 321.373 | |||||
| PÉRDIDA OPERATIVA | (101.056) | (58.266) | (308.514) | |||||
| OTROS INGRESOS (EGRESOS): | ||||||||
| Ganancia en inversiones permanentes | - | - | - | |||||
| Intereses generados por Activos | 3.923 | 625 | 11.977 | |||||
| Intereses generados por Pasivos | (5.963) | (195) | (18.204) | |||||
| Otros ingresos | 16.585 | 2.336 | 50.632 | |||||
| Otros ingresos (egresos), netos | 14.545 | 2.766 | 44.405 | |||||
| PERDIDA NETA ANTES DE IMPUESTOS | (86.511) | (55.500) | (264.109) | |||||
| Impuesto a las ganancias | (2) | (88) | (6) | |||||
| PÉRDIDA NETA DEL EJERCICIO | (86.513) | (55.588) | (264.115 | |||||
| Ver notas a los estados contables consolidados | ||||||||
Jaime De Laborde Bardin
Director
4
| YPF HOLDINGS, INC. Y SOCIEDADES CONTROLADAS | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| (Empresa controlada 100% por YPF SA) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| ESTADOS DE EVOLUCIÓN DEL PATRIMONIO NETO | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| AL 31 DE DICIEMBRE DE 2006 Y 2005 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| (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 2005 | --- | 543.772 | (578.865) | (56.613 | ) | (91.706) | |||||||||||||||||||||||||||||
| (Reintegros) / aportes de Capital | --- | (264) | --- | (264) | |||||||||||||||||||||||||||||||
| Ajuste por deuda en plan de pensión | --- | 1.493 | 1.493 | $ 1.493 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| Pérdida neta ejercicio | --- | --- | (55.588) | --- | (55.588) | $ (55.588) | |||||||||||||||||||||||||||||
| Saldo al 31 de diciembre de 2005 | ---- | 543.508 | (634.453) | (55.120) | (146.065) | $ (54.095) | |||||||||||||||||||||||||||||
| (Reintegros) / aportes de Capital | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Ajuste por deuda en plan de pensión | -- | -- | 6.997 | 6.997 | $ 6.997 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| SFAS 158 Ajuste Transición | -- | -- | -- | (22.662) | (22.662) | -- | |||||||||||||||||||||||||||||
| Pérdida neta ejercicio | (86.513) | (86.513) | $ (86.513) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Saldo al 31 de diciembre de 2006 | --- | 543.508 | (720.966) | (70.785 | ) | (248.243) | (79.516) | ||||||||||||||||||||||||||||
| Ver notas a los estados contables consolidados | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
Jaime De Laborde Bardin
Director
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 2006 y 2005. | |||||||||||||||
| (expresados en miles de dólares estadounidenses) | |||||||||||||||
| 2006 | 2005 | 2006 | |||||||||||||
| Miles de pesos | |||||||||||||||
| FONDOS GENERADOS POR LAS OPERACIONES | Argentinos | ||||||||||||||
| Pérdida neta | (86.513) | (55.588) | (264.115 | ) | |||||||||||
| Ajustes para conciliar el resultado neto con los fondos generados (aplicados) por las operaciones: | |||||||||||||||
| Depreciación y amortizaciones | 1.940 | 3.037 | 5.923 | ||||||||||||
| Pérdida por la venta de activos no corrientes | |||||||||||||||
| Costo de pozos secos | 2.394 | -- | 7.309 | ||||||||||||
| Gastos de exploración | 18.769 | -- | 57.300 | ||||||||||||
| Provisión por deudores incobrables | -- | 5.265 | -- | ||||||||||||
| Reversión de la provisión deudores incobrables | (5.155) | -- | (15.738) | ||||||||||||
| Ganancia sobre venta de activos | (6.865) | -- | (20.958) | ||||||||||||
| Cambios en activos y pasivos: | |||||||||||||||
| Créditos por ventas | |||||||||||||||
| Incremento de las cuentas a cobrar entre compañías | (80) | (288) | (244) | ||||||||||||
| Incremento de las cuentas a cobrar con afiliadas | (13.397) | (3.314) | (40.900) | ||||||||||||
| Pagos anticipados | (1.402) | -- | (4.280) | ||||||||||||
| Incremento de otras cuentas a cobrar | 2.339 | (3.006) | 7.141 | ||||||||||||
| Disminución en otros activos | 446 | 60 | 1.362 | ||||||||||||
| Disminución (-) / Incremento (+ ) en cuentas a pagar | (1.638) | (8.440) | (5.001) | ||||||||||||
| Disminución en cuentas a pagar con afiliadas | 343 | (431) | 1.047 | ||||||||||||
| Disminución (-) / incremento (+) en la provisión p/sueldos, plan de pensión y obligaciones con Cías relacionadas | 55 | (41) | 168 | ||||||||||||
| Disminución en provisiones para intereses | |||||||||||||||
| Disminución (-) / incremento (+) en provisiones | (707) | (144) | (2.158) | ||||||||||||
| Incremento en otras deudas corrientes | |||||||||||||||
| Disminución (-)/ Incremento (+) en préstamo con afiliadas | 5.963 | -- | 18.204 | ||||||||||||
| Disminución (-) / incremento (+) en provisión por pensión y otras deudas | (6.525) | -- | (19.920) | ||||||||||||
| Disminución (-) / incremento (+) en previsiones ambientales y otras deudas no corrientes | 36.205 | (19.260) | 110.530 | ||||||||||||
| Fondos netos aplicados a las operaciones | (53.828) | (82.150) | (164.331) | ||||||||||||
| FONDOS GENERADOS POR LAS ACTIVIDADES DE INVERSION | |||||||||||||||
| Gastos de exploración | (18.769) | - | (57.300) | ||||||||||||
| Adquisiciones de propiedades, planta y equipo | (59.824) | (17.719) | (182.637) | ||||||||||||
| Adelantos a afiliadas | 6.957 | - | 21.239 | ||||||||||||
| Cobranza de obligaciones negociables de Compañías afiliadas | - | 63.813 | - | ||||||||||||
| Fondos restringidos | (49.631) | (6.255) | (151.518) | ||||||||||||
| Fondos netos provenientes de actividades de inversión | (121.267) | 39.839 | (370.216) | ||||||||||||
| FONDOS GENERADOS POR LAS ACTIVIDADES FINANCIERAS | |||||||||||||||
| Aporte de casa matriz | - | (264) | - | ||||||||||||
| Ingreso por préstamo | 175.401 | 43.179 | 535.482 | ||||||||||||
| Pago de préstamo | - | ||||||||||||||
| Fondos netos aplicados a actividades financieras | 175.401 | 42.915 | 535.482 | ||||||||||||
| DISMINUCIÓN NETA DE FONDOS | 306 | 604 | 935 | ||||||||||||
| Fondos al inicio del período | 604 | - | 1.843 | ||||||||||||
| Fondos al cierre del período | $ 910 | $ 604 | $ 2.778 | ||||||||||||
| INFORMACIÓN ADICIONAL AL FLUJOS DE FONDOS | |||||||||||||||
| Intereses pagados durante el período | $-- | $ - | $-- | ||||||||||||
| Fondos pagados por impuestos | $ 2 | $ 88 | $ 6 | ||||||||||||
| ACTIVIDADES DE INVERSIÓN QUE NO GENERAN EFECTIVO | |||||||||||||||
| Capitalización de Intereses de préstamos de afiliadas en reservas probadas | $1.433 | -- | $ 4.288 | ||||||||||||
| Activos de Obligaciones por retiros | $ 813 | -- | $ 2.433 | ||||||||||||
| ACTIVIDADES FINANCIERAS QUE NO GENERAN EFECTIVO | |||||||||||||||
| Incremento en el interés sobre préstamos a pagar – con afiliadas | $5.963 | $195 | $18.204 | ||||||||||||
| Ver notas a los estados contables consolidados | |||||||||||||||
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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 2006 Y 2005
(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” o “casa matriz”) 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 2006 y del 2005, 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 RYTTSA USA Inc. RYTTSA USA Inc se fusionó con Maxus en diciembre 2005
YPF adelanta que proveerá financiamiento adicional a la Compañía y a sus subsidiarias durante el año 2007 hasta $255 millones, los cuales pueden ser entregados a la Compañía y sus subsidiarias hasta el 31 de diciembre de 2008, para ser utilizados como capital de trabajo o para otras necesidades corporativas. Esta financiación tendría como objetivo anticipar el capital de trabajo corriente de la Compañía y a sus subsidiarias a continuar con el mismo nivel planificado.
- POLÍTICAS CONTABLES SIGNIFICATIVAS
Principios de Consolidación - Los estados contables consolidados de la Compañía incluyen los estados contables de la Compañía y sus subsidiarias. 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. La Compañía registró como pozos secos el costo aproximado de $2.4 millones y $0 millones en los años 2006 y 2005, respectivamente
Los costos activados relacionados con actividades productivas, han sido depreciados por campo, utilizando el método de las unidades de producción. Las reservas probadas y desarrolladas se utilizan para el cómputo del costo de perforación y de desarrollo y las reservas probadas totales para la determinación de la tasa de depreciación de costo de alquileres, plataformas y ductos.
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, como mínimo una vez al año 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.
La siguiente tabla refleja los cambios netos en los costos de exploración capitalizados durante el 2006 y el 2005
2006 2005
| Saldo - 1° de enero | $ 21.759 | $ 21.572 |
| Incrementos al costo de exploración pendiente de | ||
| determinación de reservas probadas. | 1.178 | 187 |
| Costos exploratorios capitalizados transferidos a reservas pr oba probadas. | (13,050) | - |
| Saldo – 31 de diciembre | $ 9.887 | $ 21.759 |
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.
2006 2005
| Costos de exploración capitalizados por un año o menos | $ 1.178 | $ 187 | |
| Costos de exploración capitalizados por período mayor a un año | 8.709 | 21.572 | |
| Número de proyectos cuyos costos de exploración fueron capitalizados | |||
| por un período mayor a un año | 1 | 2 | |
El 31 de diciembre de 2006, el único proyecto de exploración de la Compañía tiene un pozo el cual fue terminado en febrero de 2004, siendo la inversión de $8,5 millones. A pesar de que la compañía y sus socios creen que las reservas descubiertas pueden ser comercialmente viables el avalúo del pozo fue originalmente presupuestado en el 2005. El desarrollo de este proyecto se ha postergado, a la espera de los resultados de perforación del bloque adyacente del cual la compañía también es socio. Se espera que la perforación del bloque se realice en el tercer trimestre de 2007. En Marzo de 2007, la compañía transfirió sus intereses en estos bloques a una subsidiaria de la casa matriz, reteniendo los ingresos provenientes de su interés en las regalías no operativas. Esta transacción liberó a la Compañía de realizar inversiones de capital necesarios para desarrollar el prospecto, manteniendo su interés en el ingreso.
8
La inversión de la Compañía en el proyecto Neptuno, que incluye tres pozos, totalizan $13 millones al 31 de diciembre de 2005. La Compañía y sus socios descubrieron reservas comercialmente viables y el proyecto se clasificó como en desarrollo al 31 de diciembre de 2006. La Dirección de Minerales (Minerals Management Service “MMS”) ha otorgado la designación y suspensión de producción para este campo. La Compañía aprobó el proyecto de desarrollo Neptuno el 29 de junio de 2005. El desarrollo inicial del campo comprenderá siete pozos en producción bajo el agua y una instalación central flotante de producción, localizados en el Green Canyon 613. La instalación será operada por BHP y tiene una capacidad asignada de producción de 50.000 barriles de crudo por día y 40 millones de metros cúbicos de gas natural por día. Maxus U.S. Exploration, 100% subsidiaria de Maxus Energy Corp., tendrá un 15% de participación en el desarrollo. Al 31 de diciembre de 2006, las instalaciones centrales fueron fabricadas y dos de los siete pozos de desarrollo han sido perforados. El total del proyecto fue completado en aproximadamente un 49% y la primera producción es esperada para fines del año 2007. La Compañía contabilizó aproximadamente, $84,7 millones, para el programa de valuación y el proyecto de desarrollo al 31 de diciembre de 2006. Durante 2007, los gastos de la Compañía esperados son aproximadamente $75 millones.
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.
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 y depósitos de garantía para cartas de crédito y auto seguros (auto lease). Las cartas de crédito son utilizadas como garantía de varias agencias gubernamentales y como soporte de bonos colocados con agencias gubernamentales y/o compañias de seguros. Aquellos fondos cuya restricción finaliza a los 12 meses o menos han sido clasificados como activos corrientes en el balance consolidado.
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.
Nuevas normas contables En septiembre 2006, el Comité de normas contables financieras estándar (FASB) emitió la Norma Contable financiera estándar (SFAS) N° 158, Contabilización para empleados de beneficios definidos de pensión y otros planes de posretiro – un ajuste de FASB Declaraciones N° 87, 88, 106 y 132®. Entre otros ítems, SFAS N° 158 requiere el reconocimiento de la sub o sobre inversión en el fondo de los beneficios definidos de pensión y planes de posretiro como activos u obligaciones en los estados financieros y requiere la medición de los beneficios definidos y de los activos y obligaciones del plan de posretiro al fin del año fiscal del empleador. El requerimiento de la SFAS N° 158 de la obligación del reconocimiento del estado de los fondos en los estados financieros será efectivo para los años fiscales terminados después del 15 de diciembre de 2006 para compañías que cotizan en bolsa, y del 15 de junio de 2007 para las otras compañías, y el requerimiento de utilizar el fin de año fiscal como fecha de medición será efectiva para los ejercicios fiscales terminados después del 15 de diciembre de 2008. Ver Nota 4, se informan los efectos de adoptar el SFAS N° 158.
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En Junio de 2006, el FASB emitió FASB interpretación N° (“FIN”) 48, Contabilización ante la incertidumbre en Impuesto a las Ganancias, la que es una interpretación del SFAS N°109, Contabilización de Impuesto a las Ganancias. FIN 48 provee una guía interpretativa para el reconocimiento y la medición en los estados financieros sobre la posición tomada o esperada a ser tomada en el caso de reintegro de impuestos. FIN 48 será efectiva para los años fiscales comenzados después del 15 de diciembre de 2006. La Compañía no ha completado el proceso de evaluación del impacto que resultará de la adopción de FIN 48. La Compañía está aún imposibilitada de informar el impacto que la adopción de FIN48 tendrá en su posición financiera, resultados de las operaciones, y en el cash flow cuando dicha declaración sea adoptada.
En Abril 2005, los miembros del FASB emitió la FASB posición FAS 19-1, Contabilización para costos de pozos suspendidos (FSP FAS 19-1). FSP FAS 19-1 corrije la guia en la declaración FASB N°19, Contabilidad financiera y reportes para compañias productoras de petróleo y gas, que establece que los costos de los pozos exploratorios capitalizados deben ser contabilizados a resultados, si las reservas no pueden ser clasificadas como “probadas” en el término de un año desde la terminación de la perforación, excepto en casos especiales, cuando mayores inversiones (ej.;ducto principal) es necesario para que comience la producción y pozos adicionales son necesarios para justificar esta inversión. Conforme a lo establecido en FSP FAS 19-1, los costos de los pozos exploratorios deberán continuar capitalizándose cuando (1) el pozo tenga suficiente cantidad de reservas que justifique su terminación como pozo productivo, y (2) la empresa está haciendo suficientes progresos en la valuación de las reservas y de la viabilidad operativa y económica del proyecto. Además, la FSP FAS 19-1 exige ciertas aclaraciones adicionales, incluyendo el costo capitalizado de los pozos exploratorios por más de un año desde la fecha de la terminación de los mismos. La aplicación de FSP FAS 19-1 no ha ocasionado impacto significativo en la posición financiera de la Compañía, en el flujo de fondos o resultados de las operaciones.
En Mayo 2005, la FASB emitió SFAS N° 154, Cambios contables y corrección de errores – reemplazo de APB Opinión N° 20 y FASB Declaración N°3 (“SFAS 154”). SFAS 154 provee una guía para la contabilización y reportes de los cambios contables y corrección de errores. Establece, a menos que sea impracticable, la aplicación retrospectiva del método requerido para reportar un cambio en el principio contable, en la ausencia de explícitos requerimientos de transición específicos para el nuevo principio contable adoptado. SFAS 154 provee además, una guía para determinar cuando, la aplicación retrospectiva de un cambio en un principio contable es impracticable y cuando lo es para reportar un cambio. Lo establecido en SFAS 154 será efectivo para los cambios contables y la corrección de errores efectuados en períodos fiscales empezados después del 15 de diciembre de 2005. La adopción de SFAS 154 no ha ocasionado ningún impacto en la posición financiera de la Compañía o los resultados de sus operaciones.
En septiembre 2006, FASB emitió SFAS N° 157, Evaluaciones a valor de mercado, SFAS 157 define el valor de mercado, establece un parámetro de trabajo para la medición a valor de mercado, y requiere mejorar la información en los estados contables respecto a la medición a valor de mercado. SFAS 157 no agrega ninguna medición nueva de valor de mercado, pero cambia la actual práctica y está intentado aumentar la consistencia y comparabilidad en estas mediciones. Lo establecido en SFAS 157 será efectivo para los estados contables emitidos para los períodos fiscales empezados después del 15 de noviembre de 2007. Cualquier monto reconocido por la adopción como un ajuste de efecto acumulativo será contabilizado en el saldo de apertura de los resultados acumuladas en el año de adopción. La Compañía no espera que la adopción de SFAS 157 tenga un impacto significativo en sus estados contables.
Reclasificación – Algunos montos informados en los estados financieros consolidados de años anteriores han sido reclasificados para adaptarlos a la presentación de los estados financieros actuales.
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 2006, la cual fue de 3,0529 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.
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- TRANSACCIONES CON COMPAÑIAS RELACIONADAS
La Compañía realiza actividades de exploración geológica y geofísica para compañías afiliadas. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, la Compañía tenía cuentas a cobrar de aquellas afiliadas relacionada con estos servicios por 28,3 millones y 9,7 millones, neto de una previsión por incobrables de 1,8 millones y 7,2 millones, respectivamente.
El 1° de agosto de 2005, la compañía firmó un acuerdo con YPF S.A. por un préstamo a la vista. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el saldo a pagar a YPF S.A. era 190,8 millones y 43,2 millones respectivamente. La tasa de interés es LIBOR + 0,40% por año.
El 17 de noviembre de 2006, la compañía firmó un acuerdo con YPF Internacional S.A. por un préstamo a la vista. Al 31 de diciembre de 2006, el saldo a pagar a YPF Internacional S. A. era 35,1 millones. La tasa de interés es LIBOR + 0,40% por año.
La compañía llevó a cabo actividades geológicas y geofísicas de exploración por medio de empresas afiliadas, quienes proveyeron mano de obra y soporte financiero a las mismas. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, la compañía tenía cuentas a pagar a esas empresas afiliadas con relación a esos servicios de 3,7 millones y 1 millón, respectivamente.
El 2 de julio de 2007,la compañía firmó un acuerdo con YPF Internacional S.A. por un préstamo de 50 millones que vence el 1° de julio de 2012, y que podría incrementarse hasta 235 millones. La compañía ha prendado los activos de Neptuno como colateral por este acuerdo crediticio. La tasa de interés es LIBOR + 3% por año.
- 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 determinados empleados. Información clave de estos planes y del último informe actuarial se detallan a continuación ( en miles)
| Cambio en la deuda del beneficio | 2006 | 2005 | |
| Deuda por beneficios acumulados al principio del año | $113.546 | $115.028 | |
| Efecto por cambio en la fecha de medición | - | - | |
| Costo del servicio | 955 | 859 | |
| Costo del interés | 6.208 | 6.017 | |
| Pérdida actuarial | 4.976 | 4.900 | |
| Beneficios pagados | (3.205) | (4.940) | |
| Determinación | (12.849) | (8.318) | |
| Deudas por beneficios acumulados al final del año | $109.631 | $113.546 |
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2006 2005
| Cambio en los activos del plan | ||||||||
| Valor de mercado de los activos, al principio del año | $66.637 | $64.565 | ||||||
| Efecto por cambio en la fecha de medición | - | - | ||||||
| Retorno real sobre activos | 7.466 | 3.196 | ||||||
| Contribuciones del empleador | 16.921 | 12.134 | ||||||
| Beneficios pagados | (16.054) | (13.258) | ||||||
| Valor de mercado de los activos al final del año | $74.970 | $66.637 | ||||||
| Fondos del plan | (34.661) | (46.909) | ||||||
| Pérdida neta no reconocida | -------- | 57.209 | ||||||
| Monto neto reconocido | $(34.661) | $10.300 | ||||||
| Costo del servicio | $955 | $859 | ||||||
| Costo de interés | 6.208 | 6.017 | ||||||
| Retorno esperado sobre activos | (4.779) | (5.233) | ||||||
| Amortización de la pérdida actuarial | 4.474 | 4.483 | ||||||
| Costo neto periódico de pensión | 6.858 | 6.126 | ||||||
| Pérdida reconocida | 4.516 | 3.362 | ||||||
| Total del costo de la pensión | $11.374 | $9.488 |
| Deuda proyectada del beneficio | (109.631) | (113.546) | |
| Valor de mercado de los activos del plan | 74.970 | 66.637 | |
| Fondos del plan | (34.661) | (46.909) | |
| Pérdida neta no reconocida | --------- | 57.209 | |
| Monto neto reconocido | $(34.661) | $10.300 |
| Supuestos promedios ponderados (a): | ||||
| Tasa de descuento | 6% | 5.75% | ||
| Tasa esperada de retorno sobre activos | 7.0 | 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 2006 y 2005, para los años fiscales finalizados el 31 de diciembre de 2006 y 2005, respectivamente.
Los montos reconocidos en los estados de la posición financiera consisten en:
2006 2005
Deudas no corrientes $(34.661) $(44.876)
Los montos reconocidos en la pérdida acumulada de otras reservas de Patrimonio Neto:
- 2005
Pérdidas netas $(50.507) $(55.120)
Las deudas por el beneficio proyectado eran $107.296 y $111,513 millones al 31 de diciembre de 2006 y 2005, respectivamente.
2006 2005
Deuda proyectada del beneficio $109.631 $113.546
Deuda acumulada del beneficio 107.296 111.513
Valor de mercado de los activos del plan 74.970 66.637
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La pérdida neta estimada para los planes definidos del beneficio que serán amortizados de Otras reservas de Patrimonio Neto al costo neto periódico en el próximo período fiscal es $3,9 millones.
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 | 2006 | 2005 | ||||
| Costo del servicio del beneficio ganado durante el año | $ 185 | $ 174 | ||||
| Costo del interés de la obligación acumulada del beneficio posterior a la jubilación | 2.982 | 2.839 | ||||
| Pérdida neta actuarial reconocida | 1.639 | 1.628 | ||||
| Costo neto periódico por el beneficio posterior a la jubilación | $4.806 | $4.641 | ||||
| Cambios en la deuda del beneficio | ||||||
| Deuda por el Beneficio pos- retiro acumulado al principio de año: | $54.115 | $46.983 | ||||
| Efecto por cambio en la fecha de medición | - | - | ||||
| Costo del servicio | 185 | 174 | ||||
| Costo del interés | 2.982 | 2.839 | ||||
| Contribución al plan de los participantes | 470 | 646 | ||||
| Pérdida actuarial | (3.005) | 9.012 | ||||
| Pago del beneficio | (4.957 | (5.539) | ||||
| Beneficio acumulado pos- retiro al final del año | $49.790 | $54.115 |
| Cambios en los activos del plan | |||
| Valor de mercado de los activos del plan al principio de año | $ - | $ - | |
| Contribución del empleador | 4.487 | 4.893 | |
| Contribuciones al plan de participantes | 470 | 646 | |
| Beneficios pagados | (4.957) | (5.539) | |
| Valor de mercado de los activos del plan al final del año | $ - | $ - | |
| 2005 | 2004 | ||
| Conciliación de fondos del plan: | |||
| Fondos del plan | $(49.790) | $(54.115) | |
| Pérdida actuarial no reconocida | -------- | 24.922 | |
| Deuda neta reconocida al final del año | (49.790) | (29.193) | |
| Contribución empleadora pagado | --------- | --------- | |
| Monto neto reconocido a fin de año | $(49.790) | $(29.193) |
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Los montos reconocidos en los estados de la posición financiera consisten en:
2006 2005
Deudas corrientes $(4.500) $(4.398)
Deudas no corrientes (45.290) (24.795)
Los montos reconocidos en la pérdida acumulada de otras reservas de Patrimonio Neto
Pérdida neta (20.278) -----
El incremento proveniente de la aplicación de SFAS N° 158 en las ítems individuales en el estado de la posición financiera al 31 de diciembre de 2006, es como sigue a continuación (en miles)
Antes Ajustes Después
de la aplicación de de la aplicación de
SFAS N° 158 SFAS N° 158
Deudas por pensión y otros beneficios
Postretiro $ 59.892 $ 22.662 $ 82.554
Total de deudas 432.505 22.662 455.167
Ingreso de otras reservas acumuladas (48.123) (22.662) (70.785)
Total Patrimonio Neto (pérdida) (225.581) (22.662) (248.243)
La pérdida neta estimada para los planes de otros posretiros que serán amortizados del ingreso de otras reservas acumuladas del patrimonio neto al costo neto del beneficio en el próximo ejercicio fiscal es 1,4 millones.
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 $0,6 millones y $0,7 millones en los años 2006 y 2005 respectivamente y disminuyó el pasivo acumulado del beneficio pos retiro al 1° de enero de 2006 y 2005 en $5,6 millones y $5.4 millones, respectivamente.
Presunciones utilizadas para la contabilización de los beneficios posteriores a la jubilación(a):
Tasa de descuento 6,00% 5,75%
Con el propósito de la medición, se asumió para el año 2007, un 9% de tasa anual de incremento para el costo per cápita 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 2011, y luego, permanecerá en el 5%.
(a) A efectos del cálculo, los pasivos estimados fueron valuados al 31 de diciembre de 2006 y 2005, para los años fiscales finalizados el 31 de diciembre de 2006 y 2005, 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 2006 2005
Efecto sobre los componentes del costo del servicio e intereses $(285) $(263)
Efecto en la obligación del beneficio posterior a la jubilación a fin de año (3.987) (4.113)
Uno por ciento de aumento
Efecto sobre los componentes del costo del servicio e intereses $ 338 $ 311
Efecto en la obligación del beneficio posterior a la jubilación a fin de año 4.669 4.830
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 2006 y 2005 totalizaban $2.6 millones y $2.1 millones para estos beneficios, respectivamente. La tasa de descuento utilizada para el cálculo de estas deudas fue 6,00% y 5,75% para el año terminado el 31 de diciembre de 2006 y 2005, respectivamente.
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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 7%. 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 títulos. 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 | 2006 | 2005 | ||
| Categoría de Activo | 2006 | |||
| Inversión en Acciones | 70% | 70% | 72% | |
| Obligaciones negociables en mercado valores | 30 | 28 | 30 | |
| Otros | -- | 2 | -- | |
| 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
| Beneficios | Pagos Beneficios | Subsidio | |
| Pensión | Brutos | Medicare | |
| 2007 | 8.333 | 4.500 | 510 |
| 2008 | 9.523 | 4.581 | 530 |
| 2009 | 8.387 | 4.600 | 545 |
| 2010 | 7.590 | 4.555 | 553 |
| 2011 | 7.897 | 4.433 | 556 |
| 2012-2016 | 43.765 | 20.253 | 2.631 |
La Compañía espera hacer aportes a las compañías de pensión por $12 millones en el 2007. Los pagos esperados por servicios médicos de personal retirado será de $4.5 millones en el 2007.
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 $533 y $476.000 en el 2006 y en el 2005, 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 2006 son los que se detallan a continuación ( en miles ):
No corriente – activos por impuesto diferido neto $282.566
Previsión por desvalorización (282.566)
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.
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Al 31 de diciembre de 2006, la Compañía tenía $513.8 millones de quebranto impositivo trasladable, que vencen en el 2022.
Al 31 de diciembre de 2006, la Compañía tenía créditos del impuesto mínimo alternativo por $20 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.
- 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 2006 y 2005, son las siguientes: (en miles):
2006 2005
Corrientes
Deudas ambientales $39.270 $20.900
No Corrientes
Deudas ambientales 58.795 64.315
Pasivos por beneficios de “Black lung” 9.426 9.625
Deudas legales 23.661 ---
Deudas varias (1) 1.939 1.233
Total Previsiones no corrientes 93.821 75.173
Total $133.091 $96.073
(1)Deudas varias no son significativas tomadas individualmente.
Las leyes y reglamentaciones relacionadas con la calidad de la salud y el medio ambiente en los Estados Unidos de América afectan las operaciones de la Compañía, como consecuencia de los trabajos de remediación asumidos por Tierra por compromisos tomados con las autoridades de medio ambiente, principalmente sobre aspectos referidos a Diamond Shamrock Chemicals, vendida a Occidental y actualmente una subsidiaria de Occidental. 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”) podrían tener 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.
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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. Tierra acordó asumir todas las indemnizaciones antes mencionadas de Maxus con Occidental respecto de Chemicals.
Al 31 de diciembre de 2006, las provisiones por contingencias ambientales mencionadas totalizan aproximadamente $98.1 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.
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 Compañía 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, para la planta de agroquímicos de Chemicals en Newark, New Jersey. El plan de remediación aprobado fue supervisado y pagado por Tierra conforme a lo indicado más arriba respecto de la obligación de indemnizar a Occidental.. Este proyecto está en la fase de operación y mantenimiento. La operación y mantenimiento de esta remediación se espera que cueste aproximadamente $ 1 millón por año y la compañía ha provisionado al 31 de diciembre de 2006 la suma aproximada de $16.8 millones con relación a estas actividades.
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. No obstante algunos trabajos están pendientes, estos estudios se han terminado sustancialmente durante el 2005. Además:
- Maxus y Tierra han supervisado estudios similares bajo el auspicio de ambas durante varios años.
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- EPA y otras agencias dirigen 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, llamado ‘Proyecto de Restauración de los Bajos del Río Passaic’ (el “PRRP”). Tierra estuvo de acuerdo, junto a aproximadamente 64 otras entidades (al 31 de diciembre de 2006), de participar en el estudio de investigación y factibilidad propuesto, con relación a la PRRP. Las partes están estudiando la posibilidad de otros trabajos con EPA.
- En 2003, DEP emitió su Directiva N° 1 para la Evaluación del Daño a los Recursos Naturales y la Restauración de la Compensación Interina de los Recursos Naturales para los Bajos del Rio Passaic (“Directiva N°1”). fue notificada a 66 entidades, incluyendo Occidental y Maxus y algunas de sus respectivas entidades, y buscó 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 los Bajos del río Passaic y en una parte de su cuenca. DEP sentó jurisdicción en este asunto, a pesar de que toda la zona de los Bajos del Río Passaic está bajo la jurisdicción de PRRP. 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, presentando confiables 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.
- En 2004, la EPA y Occidental firmaron la Orden Adinistrativa 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. El estudio inicial , que incluía la toma de muestras de la Bahía de Newark, ha sido terminado en su casi totalidad. Se está analizando con EPA la realización de trabajos adicionales si ellos fueran necesarios.
- En diciembre de 2005, DEP emitió una directiva a Tierra, Maxus y Occidental solicitándoles el pago al Estado de New Jersey de los costos de desarrollo del Plan de Dragado de Control de fuentes, focalizado en los sedimentos supuestamente contaminados con dioxina en una sección de 9 millas en los Bajos del Río Passaic. DEP ha estimado el costo de desarrollo de este plan en $2,3 millones. Esta directiva fue emitida a pesar de que esta parte del bajo Río Passaic ha sido asignado como un sitio de Superfondo y está bajo la jurisdicción de PRRP. DEP ha advertido a los interesados que: (a) se ha comprometido a negociar con EPA con relación a lo manifestado en la directiva, y (b) no es necesario que respondan a la directiva, a menos que sean notificados para ello.
- Además en diciembre 2005, DEP demandó a la Compañía, Tierra, Maxus y algunas entidades afiliadas, adicionalmente a Occidental, con relación por las supuestas emanaciones contaminantes de dioxina de la vieja planta Newark de Chemical y la contaminación de una sección de 17 millas de los Bajos del Río Passaic, Bahia Newark, otros canales cercanos y áreas aledáneas. DEP busca la reparación de daños no especificados a los recursos naturales, daños punitivos y por otros asuntos. La DEP busca aplicar castigo por los daños ocacionados. Los demandados han solicitado la absolución de esas cuestiones.
- En Junio 2007, EPA dio a conocer un estudio de factibilidad provisorio (EF). El FS delinea algunas propuestas para las primeras acciones de remediación en el Passaic River, desde no hacer ningún trabajo hasta un dragado profundo a lo largo de las 8 millas de los bajos del río. Hasta ahora, no se ha seleccionado ninguna remediación, ni se ha exigido alguna acción de ninguna de las partes.
Al 31 de diciembre de 2006, se han provisionado aproximadamente $15,9 millones en relación a los temas mencionados en los párrafos anteriores por el Río Passaic, la Bahía Newark, y las áreas de los alrededores. Se están llevando a cabo estudios respecto al Rio Passaic y a la cuenca de la Bahia Newark. Hasta tanto no se terminen y evalúen esos estudios, la Compañía no puede estimar qué costos adicionales, si los hubiera, 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. Adicionalmente, a medida que más información sea conocida respecto de las mencionadas directivas y reclamos, costos adicionales podrán ser incurridos o previsiones adicionales serán requeridas.
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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, actualmente está realizando los trabajos y soportando financieramente la parte correspondiente a Occidental de investigación y remediación de estos sitios y está proporcionando una garantía financiera por un monto de $20 millones para la ejecución del trabajo. 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 en 2001 y actualmente el DEP continúa revisándolo. Adicionalmente:
- En mayo de 2005, el DEP determinó dos acciones en relación con los emplazamientos de residuos de minerales de cromato ferroso en los condados de Hudson y de Essex. En primer lugar, emitió una directiva dirigida a Maxus, Occidental y a otros dos productores de cromo estableciendo su responsabilidad en el saneamiento del residuo del mineral de cromo en tres sitios ubicados en la ciudad de New Jersey y en la realización de un estudio por medio del pago al DEP de un total aproximado de $19,55 millones. Si bien la Compañía considera que Maxus ha sido incluido incorrectamente en el mencionado requerimiento, y que existe poca o ninguna evidencia de que los residuos de mineral de cromo generados por Chemicals hayan sido enviados a alguno de esos sitios, el DEP considera a estas compañías como solidariamente responsables, sin admitir prueba en contrario. En segundo lugar, el Estado de New Jersey demandó ante la Corte Estatal del Condado de Hudson a Occidental y a otras dos compañías reclamando, entre otras cosas, el saneamiento de varios sitios en donde se presume se ubican residuos de cromato ferroso, el recupero de los costos incurridos por el Estado de New Jersey para la recuperación de esos lugares (incluyendo más de $2,3 millones para cubrir los gastos supuestamente incurridos para estudios e investigaciones) y daños con respecto a ciertos costos incurridos en 18 sitios. El DEP reclama que los demandados sean solidariamente responsables, sin admitir prueba en contrario, para la reparación de la mayoría de los daños alegados. Las partes se encuentran en discusiones (incluyendo mediación) preliminares con el objeto de llegar a un acuerdo, sin embargo, no se puede asegurar el éxito de las mismas.
- Continuando un requerimiento de DEP, en la segunda mitad de 2006, Tierra y otras partes realizaron pruebas de sedimentos en una parte del Río Hackensack, cerca de la anterior Planta de Kearny. Una vez analizado el resultado de estas pruebas, se determinará si se requiere realizar trabajos adicionales.
- En noviembre de 2005, diversos grupos ambientales enviaron una notificación de intento de demanda a los propietarios de las proximidades de la Planta de Kearny, incluyendo entre otros a Tierra, invocando la Ley de Conservación y Recupero de Recursos. El estado actual de este recurso, en caso de ser presentado, sería el de requerir a las partes notificadas llevar a cabo medidas para combatir los efectos perjudiciales a la salud y al ambiente que provienen de las proximidades de dicha planta. Las partes llegaron a un acuerdo en dirigido a la preocupación de los grupos ambientalistas, y estos grupos estuvieron de acuerdo, al menos por ahora, en no hacer juicio.
Al 31 de diciembre de 2006, se encuentra previsionado aproximadamente $22,3 millones en relación con los temas de cromato ferroso previamente mencionados. El estudio de los niveles de cromo en el suelo de New Jersey aún no ha finalizado y el DEP se encuentra revisando actualmente las acciones propuestas. El costo de sanear estos temas puede incrementarse dependiendo de la finalización de los estudios, la respuesta del DEP a los reportes de Tierra y de nuevos descubrimientos.
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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 RIFS 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 está entregando los estudios de factibilidad requeridos separadamente. Adicionalmente, la OEPA aprobó ciertos trabajos, incluyendo la remediación de ciertos emplazamientos 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”). Los mencionados trabajos han comenzado. En la medida que la OEPA apruebe proyectos adicionales para el emplazamiento de la antigua planta de Painesville, será necesario previsionar montos adicionales. Hace más de diez años, 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. A la fecha, aún no ha sido incluido en la lista. Al 31 de diciembre de 2006, la Compañía ha previsionado un monto total de $14,3 millones correspondiente a su participación estimada en los costos de realización de los RIFS, el trabajo de remediación y otras operaciones y actividades de mantenimiento en este emplazamiento. A la fecha, no puede determinarse el alcance y naturaleza de otras investigaciones o saneamientos que pudieran ser requeridos; no obstante, con el avance de los RIFS, la Compañia evaluará continuamente el 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. Con motivo de los acuerdos firmados con las autoridades del Puerto de Houston (el “Puerto”) y otras partes, Tierra y Maxus están participando (en representación de Chemicals) en la remediación de 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. Al 31 de diciembre de 2006, la compañía ha provisionado aproximadamente 24,1 millones por su participación estimada en las actividades futuras de remediación asociada con la instalación de Green Bayou. Adicionalmente, se han iniciado acciones con relación a los reclamos por daños a los recursos naturales. Se desconoce el monto por los daños a los recursos naturales y las obligaciones de las partes.
En junio 2005 la EPA fue Maxus nominada como parte potencialmente responsable (“PRP”) ante at the Milwaukee Solvay Coke & Gas Site en Milwaukee, Wisconsin. Esta designación obedece a que Maxus es sucesora de Pickands Mather & Co. y Milwaukee Solvay Coke Co., compañias que EPA ha concluido que eran los antiguos propietarios u operadores de ese sitio. Los trabajos previos en conección con los RIFs de este sitio comenzaron en la segunda mitad del año 2006. Maxus ha previsionado aproximadamente $1 millón al 31 de diciembre de 2006, para su participación en el costo estimado de estos trabajos. Maxus carece de suficiente información para determinar si habrá exposición o costos adicionales, si los hay.
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Maxus acordó defender a Occidental, como sucesor de Chemicals, con respecto al sitio Malone Services Company Superfund en la ciudad de Galveston, Texas. El sitio es un antiguo lugar de depósito de basura donde Chemical es acusada de haber enviado productos de desecho antes de septiembre de 1986. A pesar de que Occidental es una de alguna de las partes que han sido identificadas y han acordado una orden administrativa de consentimiento, Tierra (que está atendiendo este tema en nombre de Maxus) actualmente cree que el grado de involucramiento de Occidental en la acusación como sucesor de Chemicals es relativamente bajo.
Chemicals fue designada también como (“PPR”) por la EPA conforme a la CERCLA con relación a un número de tres 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 numerosas PPRs en casi todos estos emplazamientos. En varios de estos, Chemicals no ha tenido vinculación. Aunque las PPRs son por lo general solidariamente responsables por el costo de las investigaciones, limpieza y otros costos, cada una de ellas tiene el derecho de contribución por parte de las otras PPRs y, en la práctica, la participación en los costos por parte de las PPRs generalmente se efectúa por acuerdo entre las mismas. A un número de estos sitios, el último costo responsable y la participación de Chemicals en estos costos no puede ser estimada en este momento .Al 31 de diciembre de 2006, la Compañia ha previsionado aproximadamente $2,8 millones por su participación en los costos estimados relativos a estos sitios.
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. En marzo 2007, se pagó la suma de $8 millones, por este concepto según la liquidación del 2do trimestre. El monto de la liquidación fue totalmente provisionado.
En 2001 el controller del Estado de Texas le determinó a Maxus Corporate Company, una antigua subsidiaria de la Compañía que se fusionó en diciembre de 1998, aproximadamente $1,4 millones en concepto de impuesto sobre las ventas del Estado de Texas, por el periodo entre el 1º de setimbre de 1995 y el 31 de diciembre de 1998, más multas e intereses. En agosto 2004, el juez legal administrativo emitió una resolución quedando en firme que la determinación por aproximadamente $1 millón, más multas e intereses. La Compañía cree que la resolución es errónea, ha pagado la determinación de impuestos revisada, multa e intereses (un total aproximado de $1,8 millones) bajo protesta. Maxus presentó una demanda en la corte del Estado de Texas en diciembre de 2004, a fin de oponerse a la decisión administrativa. Este asunto será revisado por un juicio de novo en la corte.
En 2002, Occidental demandó a Maxus y a Tierra en la Corte del Distrito 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; no obstante el hecho que dicho acuerdo tiene una cláusula que limita esa obligación de defensa e indemnidad a 12 años con respecto a la mayoría de los juicios. Tierra fue desafectada como parte, y este asunto fue juzgado en Mayo 2006. El juicio siguió totalmente contra Maxus. Maxus ha apelado. La sentencia declaratoria de la responsabilidad de Occidental, por aproximadamente $2.5 millones, más honorarios de abogados y gastos. La sentencia generará intereses al 8% anual hasta su cancelación, excepto que Maxus ganará el juicio al apelar. En diciembre de 2006, el juzgado estableció el monto de los bonos que Maxus debía entregar en garantía y Maxus entregó bonos por aproximadamente $14.9 millones. Al 31 de diciembre de 2006, Maxus provisionó aproximadamente $14.9 millones con respecto a este tema. En referencia al litigio relacionado con el “Agente Naranja”, el cual se verá afectado por el presente litigio, la Corte del Distrito ha concedido a los demandados una moción para un juicio sumario, la cual ha sido apelada por los demandantes en la Cámara de Apelaciones..
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 de impuesto a las ganancias adicional. Maxus y la Compañía consideraron que la mayoría de las afirmaciones carecían de mérito y han apelado esta
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afirmación. En 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 International Ltd. en 1997. La Compañía considera que este reclamo carece de mérito y también lo ha objetado. La compañía y Maxus ha liquidado este asunto. Conforme a dicha liquidación la compañía y Maxus recibieron un reintegro total de aproximadamente $7,5 millones (incluido intereses) en septiembre de 2006.
En marzo de 2005, Maxus acordó defender a Occidental, como sucesor de Chemicals, respecto del reclamo para la indemnización de los costos incurridos en relación con los trabajos de remediación ambiental de Turtle Bayou, sitio de descarga de residuos en el condado de Liberty, Texas. Los demandantes alegan que ciertos residuos atribuibles a Chemicals fueron descargados en Turtle Bayou. La etapa de alegatos ha concluido, y Occidental y otras partes han sido declaradas severamente responsables, individualmente, por la descarda de productos en este sitio. La determinación y distribución de la responsabilidad por daños está programada para el año 2007. Al 31 de diciembre de 2006, Maxus ha provisionado $0.8 millones con relación a este asunto.
En 2005, la Compañía Skidmore Energy y otros (‘Skidmore’) han demandado a Maxus (U.S.) Exploration Company (‘Maxus US’), una subsidiaria de la Compañía , en el estado de Texas. Skidmore reclama una asignación de aproximadamente 5 concesiones de petróleo y de gas en el US Golfo de México. Maxus US niega el reclamo de Skidmore.
Con relación a la discusión de otros litigios, se debe recurrir a lo manifestado en las secciones arriba indicadas como “Passaic River/Newark Bay, New Jersey” “Hudson County, New Jersey”
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 ni en el resultado de las operaciones de YPF. La Compañia 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, que no son significativos excepto el proyecto Neptuno. Tales compromisos relacionados al desarrollo de Neptuno localizado en las cercanías del Área del valle Atwater, Bloques 573, 574, 575, 617 y 618 asciende a $75 millones para 2007; $17.1 millones para 2008 y $0 para el período siguiente.
Jaime De Laborde Bardin Director
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