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YPF S.A. Capital/Financing Update 2008
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YPF SOCIEDAD ANÓNIMA
(constituida conforme a las leyes de la República Argentina)
Programa Global de Emisión de Títulos de Deuda de Mediano Plazo
por un monto nominal máximo en circulación en cualquier momento de US$ 1.000.000.000
Podremos periódicamente emitir obligaciones negociables en una o más series en el marco de nuestro Programa Global de Emisión de Títulos de Deuda de Mediano Plazo (el “Programa”). El monto de capital total máximo de todas las obligaciones negociables en cualquier momento en circulación en el marco de este Programa será de US$ 1.000.000.000 (o su equivalente en otras monedas).
Describiremos los términos y condiciones específicos de cada serie de obligaciones negociables en un suplemento de precio. Las obligaciones negociables emitidas en el marco de este Programa podrán estar denominadas en dólares estadounidenses u otras monedas; tener vencimientos mínimos de siete días a partir de la fecha de emisión; devengar intereses a tasa fija o variable o por referencia a un índice o fórmula o estar emitidas sin devengar intereses; y contemplar un rescate a opción nuestra o a opción del tenedor.
Podremos rescatar la totalidad, pero no sólo una parte, de una serie de obligaciones negociables, a nuestra opción, si ocurrieran ciertos supuestos fiscales en Argentina, a un precio igual al 100% del capital más intereses devengados e impagos.
Salvo que se especifique de otro modo en el suplemento de precio aplicable a una serie de obligaciones negociables, las obligaciones negociables constituirán obligaciones simples, incondicionales y no subordinadas, con garantía común sobre nuestro patrimonio, y en todo momento con igual prioridad de pago que todo nuestro otro endeudamiento no garantizado y no subordinado, presentes y futuro (salvo las obligaciones que gozan de preferencia por ley o de puro derecho). Asimismo, si así lo especificara el respectivo suplemento de precio, podremos emitir obligaciones negociables garantizadas o subordinadas.
Oferta pública autorizada por Resolución Nº 15.896, de fecha 5 de junio de 2008, de la Comisión Nacional de Valores. Esta autorización sólo significa que se ha cumplido con los requisitos establecidos en materia de información. La Comisión Nacional de Valores no ha emitido juicio sobre los datos contenidos en el prospecto. La veracidad de la información contable, financiera y económica, así como de toda otra información suministrada en el presente prospecto es exclusiva responsabilidad del órgano de administración y, en lo que les atañe, del órgano de fiscalización de la sociedad y de los auditores en cuanto a sus respectivos informes sobre los estados contables que se acompañan. El órgano de administración manifiesta, con carácter de declaración jurada, que el presente prospecto contiene a la fecha de su publicación información veraz y suficiente sobre todo hecho relevante que pueda afectar la situación patrimonial, económica y financiera de la sociedad y de toda aquella que deba ser de conocimiento del público inversor con relación a la presente emisión, conforme las normas vigentes.
Podremos solicitar la admisión de las obligaciones negociables de una serie al régimen de cotización de la Bolsa de Valores de Luxemburgo para la negociación en el mercado Euro MTF, el mercado alternativo de la Bolsa de Valores de Luxemburgo, y para su cotización en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y el Mercado Abierto Electrónico S.A. (“MAE”). No podremos garantizar, no obstante, que estas solicitudes serán aceptadas. Podrán emitirse obligaciones negociables en el marco de este Programa que no cotizarán en bolsa, y el suplemento de precio aplicable a una serie de obligaciones negociables especificará si las obligaciones negociables de esa serie cotizarán en la Bolsa de Valores de Luxemburgo para su negociación en el mercado Euro MTF, en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, en el MAE, o en cualquier otra bolsa de valores.
La inversión en las obligaciones negociables implica riesgos significativos. Véase el capítulo “Información Clave sobre la emisora - Factores de Riesgo” en el presente prospecto. El respectivo suplemento de precio de cualquier serie de obligaciones negociables podrá detallar otros riesgos que deberán ser considerados al realizar la inversión.
Este Programa no cuenta con calificación de riesgo. Si una serie de obligaciones negociables en el marco de este Programa fuera calificada, consignaremos las calificaciones de riesgo e información relacionada en el suplemento de precio correspondiente.
Las obligaciones negociables emitidas en el marco de este Programa no han sido ni serán registradas según la Ley de Títulos Valores de 1933 de Estados Unidos y sus modificatorias (la “Ley de Títulos Valores Estadounidense”), ni ninguna ley de títulos valores estadual. Las obligaciones negociables podrán ser ofrecidas únicamente en operaciones exentas del registro exigido por la Ley de Títulos Valores Estadounidense y las leyes de títulos valores de otras jurisdicciones. En consecuencia, solamente ofreceremos y venderemos obligaciones negociables registradas en tales términos o en operaciones exentas del registro a “compradores institucionales calificados” (según se define en la Norma 144A de la Ley de Títulos Valores Estadounidense) o en cumplimiento de la Regulación S de la Ley de Títulos Valores Estadounidense. Para una mayor descripción de ciertas restricciones sobre la venta y transferencia de las obligaciones negociables, véase “De la Oferta y la Cotización — Restricciones a la Transferencia”, en el presente prospecto.
Podremos ofrecer las obligaciones negociables emitidas en el marco de este Programa directamente o a través de uno o más colocadores que oportunamente elijamos, quienes podrán comprar nuestras obligaciones negociables, en nombre propio, para su venta a inversores y a otros compradores a diversos precios relacionados con los precios prevalecientes en el mercado, según determine dicho colocador en el momento de la venta o, de acordarlo, a un precio de oferta fijo. Asimismo, podremos acordar con un colocador que podrá emplear sus esfuerzos razonables para colocar nuestras obligaciones negociables en nuestra representación según fuera especificado en el respectivo suplemento de precio. Tales colocadores estarán indicados en el suplemento de precio que se utilice. Nos reservamos el derecho de revocar, cancelar o modificar cualquier oferta de obligaciones negociables contemplada en este prospecto o en cualquier suplemento de precio sin más trámite. Véase “De la Oferta y la Cotización — Plan de Distribución”. Este prospecto solamente podrá ser utilizado a los fines para los que se publica.
19 de septiembre de 2008
ÍNDICE
Página
DATOS SOBRE DIRECTORES, GERENCIA DE PRIMERA LÍNEA, ASESORES Y MIEMBROS DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN 3
DATOS ESTADÍSTICOS Y PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA 3
INFORMACIÓN CLAVE SOBRE LA EMISORA 3
INFORMACIÓN SOBRE LA EMISORA 3
Reseña y perspectiva operativa y financiera 3
DIRECtores, gerencia de la primera línea y empleados 3
ACCIONISTAS PRINCIPALes Y transacciones con partes relacionadas 3
DE LA OFERTA Y LA COTIZACIÓN 3
YPF Sociedad Anónima es una sociedad anónima constituida según las leyes de la República Argentina (“Argentina”). En el presente prospecto, las referencias a “YPF”, “la Compañía”, “nosotros” y “nuestro” equivalen a YPF Sociedad Anónima y sus subsidiarias consolidadas.
Los inversores deben basarse únicamente en la información contenida en este prospecto y cualquier suplemento de precio u otros suplementos. Ni nosotros ni los colocadores han autorizado a ninguna persona a suministrar información diferente a la información contenida en este prospecto y cualquier suplemento de precio u otros suplementos. La información contenida en este prospecto es exacta únicamente en la fecha del presente, sin considerar el momento de su distribución ni de la venta de las obligaciones negociables.
Al adoptar la decisión de invertir en las obligaciones negociables, los inversores deben basarse en su propio examen acerca de nuestra Compañía y de los términos de la oferta, incluidos los méritos y riesgos que implica realizar la operación. No deben interpretar el contenido de este prospecto como un asesoramiento legal, comercial o impositivo. Deben consultar con sus propios apoderados, asesores comerciales o impositivos.
La distribución de este prospecto o de cualquiera de sus partes, incluido cualquier suplemento de precio, y la oferta, venta y entrega de las obligaciones negociables pueden estar limitadas por ley en ciertas jurisdicciones. Junto a los colocadores requerimos que las personas en cuyo poder se encuentre el presente prospecto tomen conocimiento y cumplan con tales restricciones. Este prospecto no constituye una oferta de venta ni una invitación a presentar ofertas para comprar obligaciones negociables en ninguna jurisdicción a ninguna persona a quien fuera ilícito realizar la oferta o invitación, ni constituye una invitación a suscribir o comprar obligaciones negociables. Para una mayor descripción de las restricciones sobre las ofertas, ventas y entregas de las obligaciones negociables y la distribución de este prospecto y los documentos de la oferta relacionados con las obligaciones negociables, véase “De la Oferta y la Cotización — Restricciones a la Transferencia” y “De la Oferta y la Cotización — Plan de Distribución”.
Las obligaciones negociables no llevan la recomendación de ninguna comisión de títulos valores ni ente regulador federal o de los estados de Estados Unidos. Asimismo, las mencionadas autoridades no han confirmado la exactitud ni determinado la suficiencia de este documento. Cualquier declaración en contrario constituye un delito penal.
De conformidad a lo dispuesto por la Ley N° 24.587, vigente a partir del 22 de noviembre de 1995 y el Decreto Nº 259/1996, las sociedades argentinas no pueden emitir títulos valores al portador o en forma nominativa endosable. Conforme a ello, y en la medida en que dicha ley esté vigente, sólo emitiremos obligaciones negociables nominativas no endosables.
Las obligaciones negociables emitidas en el marco de este Programa revestirán tal carácter según la Ley Nº 23.576 de Argentina y sus modificatorias (la “Ley de Obligaciones Negociables”) y tendrán derecho a los beneficios establecidos en dicha ley y en el Decreto N° 677/2001 de Argentina y estarán sujetas a sus requisitos de procedimiento. Las obligaciones negociables colocadas a través de una oferta pública en Argentina se ajustarán a las disposiciones de la Resolución Nº 470/2004 dictada por la Comisión Nacional de Valores (“CNV”) y la Resolución Nº 1.738/2004 de la Administración Federal de Ingresos Públicos (“AFIP”), modificada por Resolución Nº 521/2007 de la CNV y Resolución Nº 2.352/2007 de la AFIP (en conjunto, la “Resolución Conjunta”).
La creación de este Programa fue autorizada por resolución de nuestros accionistas adoptada en la asamblea celebrada el 8 de enero de 2008 y por resolución del Directorio aprobada el 6 de febrero de 2008.
INTRODUCCIÓN
El presente prospecto contiene los términos y condiciones de nuestro Programa, los factores de riesgo relacionados con una inversión en las obligaciones negociables, información sobre nuestro negocio, bienes, resultados de las operaciones y situación patrimonial y financiera, un análisis de la dirección sobre nuestra situación financiera y los resultados de nuestras operaciones, nuestros estados contables consolidados y demás información contable y de otra naturaleza relacionada con nosotros. Oportunamente actualizaremos, modificaremos o complementaremos este prospecto, actualizaciones, modificaciones o suplementos que podrán ser incluidos en un suplemento de precio o en otros suplementos del presente. Si hubiera diferencias entre la información aquí contenida y la contenida en un suplemento, deberán basarse en el suplemento, que se considerará reemplaza a la información de este prospecto.
Antes de invertir en las obligaciones negociables, deberán leer cuidadosamente este prospecto, junto con el respectivo suplemento de precio y cualquier otro suplemento o modificación del presente.
Información disponible
Integran el presente prospecto los estados contables correspondientes al período finalizado el 30 de junio de 2008, y los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2007, 2006 y 2005. El presente prospecto podrá contener resúmenes de ciertos acuerdos que podremos celebrar en relación con esta oferta. Las descripciones contenidas en el presente y en tales acuerdos no pretenden ser completas y se encuentran sujetas o condicionadas en su totalidad por referencia a los contratos definitivos. Podrán obtenerse copias de los contratos definitivos solicitándolas sin cargo en la siguiente dirección: Avenida Pte. R. Sáenz Peña 777, C1035AAC Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina, (011-5411) 5071-5531.
Presentamos estados contables y demás informes en forma periódica a la CNV, sita en 25 de Mayo 175, Buenos Aires, Argentina. Se podrá consultar el presente prospecto, cualquier suplemento correspondiente y cualquier suplemento de precio relacionado con una serie a ser emitida en virtud del mismo en el sitio web de la CNV (www.cnv.gov.ar). Asimismo, aquellos inversores que lo deseen podrán solicitar en soporte papel ejemplares del presente prospecto y los estados contables que lo integran en la dirección indicada en el párrafo anterior.
Manifestaciones sobre el futuro
El presente prospecto, inclusive cualquier documentación incorporada por referencia al mismo, contiene manifestaciones que creemos constituyen manifestaciones sobre el futuro. Dichas manifestaciones hacia el futuro pueden incluir manifestaciones referidas a nuestra intención, entendimiento o expectativas actuales y las de nuestra Dirección, e inclusive manifestaciones con respecto a tendencias que afectan la situación financiera, precios, ratios financieros, resultados de operaciones, negocio, estrategia, concentración geográfica, volumen de producción y reservas, como también nuestros planes con respecto a nuestros gastos y erogaciones de capital, estrategia de negocio, concentración geográfica, ahorro de costos, inversiones y política sobre dividendos. Dichas manifestaciones no garantizan el rendimiento futuro y están sujetas a riesgos e incertidumbres significativas, cambios y otros factores que pueden escapar a nuestro control y ser difíciles de predecir. En consecuencia, la situación financiera, ratios financieros, resultados de operaciones, negocio, estrategia, concentración geográfica, volumen de producción y reservas, como también nuestros gastos e inversiones de capital, ahorro de costos, inversiones y política de pago de dividendos podrían diferir en forma significativa de los indicados en forma expresa o tácita en cualquiera de dichas manifestaciones hacia el futuro. Entre dichos factores se encuentran, pero no se limitan a, eventuales fluctuaciones del tipo de cambio, el precio de los productos derivados del petróleo, la capacidad para realizar reducciones de costos y el logro de la eficiencia operativa y sin interrumpir indebidamente las operaciones del negocio, el reemplazo de reservas de hidrocarburos, consideraciones ambientales, reglamentarias y legales, y la situación económica y empresaria general en la Argentina, como así también los factores que se describen en este prospecto, en particular las que se describen bajo el título "Información Clave sobre la Emisora — Factores de Riesgo" y "Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera - Análisis y explicaciones de la Dirección sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones". No nos comprometemos a actualizar o corregir públicamente las manifestaciones sobre el futuro, aun cuando por la experiencia o los cambios futuros se torne claro que los resultados proyectados o la situación que indican en forma expresa o tácita no se realizarán.
Requisitos de calificación y ley argentina
El Decreto Nº 656/92 del Poder Ejecutivo de la Nación, dictado el 23 de abril de 1992, modificado por el Decreto Nº 749/00, fechado el 29 de agosto de 2000, junto con las resoluciones adoptadas por la CNV, ha establecido reglas generales sobre las calificaciones de riesgo aplicables a emisoras que tienen intención de ofrecer títulos de deuda por oferta pública en la Argentina. Según el Decreto Nº 749/00, ya no se exige que los títulos valores, como las obligaciones negociables, sean calificados por dos sociedades calificadoras de riesgo argentinas, debidamente autorizadas. No obstante, el Decreto Nº 749/00 dispone que las emisoras podrán solicitar la calificación de sus obligaciones negociables a sociedades calificadoras de riesgo, estén o no las mismas sujetas a las normas que rigen la oferta pública. Sin perjuicio de lo precedente, la CNV podrá exigir la calificación de las obligaciones negociables si lo considera necesario en base a una situación específica de la emisión.
Si una emisora optara por obtener cualquier calificación, o si la CNV considerara necesario obtener una calificación en una determinada circunstancia de la oferta, la Resolución Nº 368/2001 de la CNV y sus modificatorias, disponen que las calificaciones de programas de obligaciones negociables de corto y/o mediano plazo deben obtenerse (i) antes de la emisión de obligaciones negociables respecto del valor nominal del programa, o (ii) antes de la emisión de cada serie respecto del valor nominal de dicha serie. Antes de la emisión de cada serie, las emisoras deberán determinar si las obligaciones negociables serán calificadas respecto del valor nominal de dicha serie. Las emisoras que opten por calificar sus obligaciones negociables elegirán una o dos sociedades calificadoras, según se detalle en el suplemento de precio de cada serie o tramo emitido en el marco del Programa.
La CNV ha dispuesto que las emisoras que opten por hacer calificar sus obligaciones negociables al momento de su emisión deberán mantener tal calificación hasta su amortización total, salvo que se acuerde lo contrario por resolución unánime de los tenedores.
La emisora que opte por no hacer calificar sus obligaciones negociables por al menos dos sociedades calificadoras de riesgo deberá incluir, en toda y cualquier referencia a las obligaciones negociables, en los prospectos, obligaciones negociables, anuncios, material publicitario, y cualquier otra forma de comunicación, la siguiente leyenda: (a) “ESTAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES NO HAN SIDO CALIFICADAS”, o (b) “ESTAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES TIENEN UNA SOLA CALIFICACIÓN”, según corresponda.
Las pautas específicas para las normas sobre las cuales se van a basar las calificaciones son remitidas por las sociedades calificadoras de riesgo argentinas autorizadas a la CNV para su aprobación.
El Decreto N° 656/92 establece que la deuda debe ser calificada en cinco categorías de calificación de deuda básicas, de la “A” a la “E”. Además, pueden crearse sub-categorías. Las categorías de la “A” a la “D” corresponden a las emisiones de deuda para las cuales se cumple con los requisitos informativos de conformidad con las leyes y las regulaciones argentinas y la categoría “E” corresponde a las emisiones de deuda para las que no se cumplen dichos requisitos. Los parámetros precisos de cada categoría y subcategoría se incluyen en la documentación presentada por cada calificadora para la aprobación de la CNV.
Una calificación no constituye una recomendación para comprar, mantener o vender obligaciones negociables, en la medida en que dicha calificación no se expresa sobre un precio de mercado o respecto a si es apropiado para inversores particulares. La calificación de un programa trata sobre la probabilidad del pago del capital y los intereses de las obligaciones negociables de conformidad con sus términos. No es posible asegurar que una calificación se mantenga durante un período determinado o que esa calificación no vaya a ser rebajada o retirada por la sociedad calificadora de riesgo si, a su criterio, lo justifican las circunstancias del futuro.
DATOS SOBRE DIRECTORES, GERENCIA DE PRIMERA LÍNEA, ASESORES Y MIEMBROS DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN
El Directorio
Nuestras operaciones son conducidas por el Directorio, de acuerdo con nuestro Estatuto Social y con la ley N° 19.550 (la “Ley de Sociedades Argentina”). Nuestro Estatuto Social dispone la existencia de un Directorio integrado por un número de miembros que oscila entre once y veintiuno, según lo determine la asamblea de accionistas, y por un número igual o menor de miembros suplentes. Los miembros suplentes son elegidos por los accionistas con el fin de reemplazar a los directores que estuvieran ausentes en las reuniones o que no pudieran ejercer sus funciones, cuando y por el plazo que sean designados por el Directorio para cumplir con tal fin. Los miembros suplentes tendrán las mismas responsabilidades, deberes y facultades que los directores en la medida en que sean convocados para asistir a las reuniones del Directorio y siempre que asuman dicho cargo.
Los directores se mantendrán en su cargo por un período de uno a tres ejercicios, según lo determinen las asambleas de accionistas. Nuestro Directorio se compone actualmente de 16 directores titulares y 14 directores suplentes.
De acuerdo con nuestro Estatuto Social, el Estado nacional, único tenedor de acciones Clase A, tiene derecho a elegir un director titular y un director suplente. El actual director representante de las acciones Clase A fue designado para ejercer su cargo por un período máximo de un año.
Bajo las disposiciones de la Ley de Sociedades Argentina, la mayoría de nuestros directores deben ser residentes en la Argentina. La totalidad de los directores debe constituir domicilio legal en la Argentina para el diligenciamiento de notificaciones con relación a sus funciones.
Nuestro Estatuto Social requiere que el Directorio se reúna al menos una vez por trimestre, ya sea en forma personal o a través de una video conferencia, y se requiere mayoría de los directores para constituir quórum. Si no se constituyera quórum una hora después de la hora de inicio fijada para la celebración de la reunión, el Presidente o su sustituto, podrán invitar a los suplentes de la misma clase que la de los directores ausentes para asistir a la reunión, o convocar a una reunión para otra fecha. Las resoluciones deberán ser adoptadas por la mayoría de los directores presentes, y el Presidente o su sustituto tendrán el voto dirimente ante un empate.
A continuación se indican los actuales miembros de nuestro Directorio, sus respectivas edades, el año en que fueron designados y el año de vencimiento de su actual mandato:
| Nombre | Cargo | Edad | Director desde | Plazo vence en |
|---|---|---|---|---|
| Antonio Brufau Niubó | Presidente del Directorio | 60 | 2004 | 2009 |
| Sebastián Eskenazi | Vicepresidente Ejecutivo, Gerente General (CEO) y Director | 45 | 2008 | 2009 |
| Enrique Eskenazi | Vicepresidente del Directorio | 83 | 2008 | 2009 |
| Antonio Gomis Sáez | Subgerente General (COO) y Director General de Operaciones | 56 | 2007 | 2009 |
| Aníbal Guillermo Belloni | Director Titular | 73 | 2008 | 2009 |
| Mario Blejer | Director Titular | 60 | 2008 | 2009 |
| Carlos Bruno | Director Titular | 60 | 2008 | 2009 |
| Santiago Carnero* | Director Titular | 54 | 2008 | 2009 |
| Carlos de la Vega | Director Titular | 67 | 1993 | 2009 |
| Matías Eskenazi Storey | Director Titular | 40 | 2008 | 2009 |
| Salvador Font Estrany | Director Titular | 58 | 2008 | 2009 |
| Federico Mañero | Director Titular | 51 | 2005 | 2009 |
| Fernando Ramírez Mazarredo | Director Titular | 55 | 2008 | 2009 |
| Luis Suárez de Lezo Mantilla | Director Titular | 56 | 2008 | 2009 |
| Javier Monzón | Director Titular | 52 | 2005 | 2009 |
| Mario Vazquez | Director Titular | 72 | 2008 | 2009 |
| Alejandro Quiroga López | Director de Servicios Jurídicos y Director Suplente | 46 | 2008 | 2009 |
| Gonzalo López Fanjul | Director Suplente | 59 | 2005 | 2009 |
| Alfredo Pochintesta | Director Suplente | 56 | 2005 | 2009 |
| Rafael López Revuelta | Director de Química y Director Suplente | 58 | 2008 | 2009 |
| Tomás García Blanco | Director de Exploración y Producción y Director Suplente | 44 | 2008 | 2009 |
| Fabián Falco | Director Suplente | 48 | 2008 | 2009 |
| Walter Forwood | Director Suplente | 45 | 2008 | 2009 |
| Fernando Dasso | Director de Recursos Humanos y Director Suplente | 42 | 2008 | 2009 |
| Carlos Jimenez López | Director de Control de Gestión y Director Suplente | 52 | 2008 | 2009 |
| Carlos Alfonsi | Director Suplente | 47 | 2008 | 2009 |
| Ezequiel Eskenazi Storey | Director Suplente | 48 | 2008 | 2009 |
| Mauro Renato José Dacomo | Director Suplente | 44 | 2008 | 2009 |
| Ignacio Cruz Moran | Director Económico Financiero y Director Suplente | 38 | 2008 | 2009 |
| Eduardo Ángel Garrote | Director Suplente | 56 | 2008 | 2009 |
| A designar * | Director Suplente | - | - |
* En representación de nuestras acciones Clase A
Ninguno de los miembros del directorio es titular de ninguna de nuestras acciones. Sin perjuicio de lo antedicho, Sebastián Eskenazi, Enrique Eskenazi, Matías Eskenazi Storey y Ezequiel Eskenazi Storey, en conjunto, controlan Petersen Energía S.A., la cual posee 14,9% de nuestro capital, y por sí o a través de su participación en PEISA, poseen opciones de hasta 3,84%, 2,32%, 3,84% y 0,10%, respectivamente o 10,1% en conjunto, de nuestro capital social. Véase “Accionistas Principales y Transacciones con Partes Relacionadas.”
A la fecha de emisión del presente Prospecto, los Señores Santiago Carnero, Carlos Bruno, Carlos de la Vega, Federico Mañero, Javier Monzón, Mario Vazquez y Mario Blejer califican como miembros independientes de nuestro Directorio.
Los directores titulares designados por la clase D son los Sres. Antonio Brufau Niubó, Carlos Bruno, Carlos de la Vega, Federico Mañero, Antonio Gomis Sáez, Javier Monzón, Luis Suárez de Lezo, Fernando Ramírez, Salvador Font Estrany, Mario Vázquez, Enrique Eskenazi, Sebastián Eskenazi, Matías Eskenazi Storey, Aníbal Guillermo Belloni y Mario Blejer y como directores suplentes por la clase D los Sres. Alejandro Diego Quiroga López, Gonzalo López Fanjul, Alfredo Pochintesta, Rafael López Revuelta, Tomás García Blanco, Fabián Falco, Walter Forwood, Fernando Dasso, Carlos Jimenez, Carlos Alfonsi, Ezequiel Eskenazi Storey, Mauro Renato José Dacomo, Ignacio Cruz Moran y Eduardo Ángel Garrote. El director titular designado por la clase A es el Sr. Santiago Carnero.
Experiencia e intereses comerciales externos de los Directores
Antonio Brufau Niubó
El Sr. Brufau Niubó obtuvo su título de Licenciado en Economía en la Universidad de Barcelona. Entre 1999 y 2004, ocupó el cargo de Director General del Grupo La Caixa. Es miembro del Directorio de Repsol YPF desde 1996 y desde el mes de octubre de 2004 ejerce los cargos de presidente y CEO de Repsol YPF, cargos que continúa ejerciendo en la actualidad. Fue designado presidente del grupo Gas Natural en julio de 1997 y es actualmente el vicepresidente del grupo. Entre el mes de julio de 2002 y julio de 2005, se desempeñó como Presidente del Círculo de Economía de Barcelona. El Sr. Brufau ha ocupado cargos en los directorios de varias compañías, incluidas Suez; Enagas; Abertis; Aguas de Barcelona; Colonial y Caixa Holding; CaixaBank France y CaixaBank Andorra. Hasta el mes de Diciembre de 2005, era el único miembro español del Comité Ejecutivo de la Cámara de Comercio Internacional.
Sebastián Eskenazi
El Sr. Eskenazi es Vicepresidente Ejecutivo, Gerente General (CEO) y miembro del Directorio de YPF desde marzo de 2008. Es también Co-CEO de Marviol S.R.L. y Petersen Energía S.A., y Presidente de Arroyo Lindo S.A. y Red Link S.A. El Sr. Eskenazi es Vicepresidente de Petersen Inversiones S.A, Petersen Energía S.A. (Argentina), Petersen Thiele y Cruz S.A., Mantenimientos y Servicios S.A., Banco de Santa Cruz S.A., Nuevo Banco de Santa Fe S.A. y Nuevo Banco de Entre Ríos S.A., director suplente en el Directorio del Banco de San Juan S.A., y miembro del Directorio de Petersen Energía S.A, Petersen Energía Pty. Ltd. y Petersen Inversiones S.A. El Sr. Sebastián Eskenazi es hijo del Sr. Enrique Eskenazi, y hermano de los Sres. Matías y Ezequiel Eskenazi.
Enrique Eskenazi
El Sr. Eskenazi obtuvo su título de ingeniero químico en la Universidad Nacional del Litoral. Es Vicepresidente y miembro del Directorio de YPF desde 2008. Es también co-CEO de Marviol S.R.L. y Presidente de Petersen Inversiones S.A., Napelgrind S.A., Banco de San Juan S.A., Banco de Santa Cruz S.A., Nuevo Banco de Santa Fe S.A., Nuevo Banco de Entre Ríos S.A., Petersen Energía S.A. (Argentina), Petersen Energía S.A., Fundación Banco de Santa Cruz S.A., Fundación Nuevo Banco de Santa Fe S.A. y Fundación Nuevo Banco de Entre Ríos S.A. Es también Vicepresidente de Mantenimientos y Servicios S.A. y Santa Sylvia S.A., y miembro del Directorio de Petersen Thiele y Cruz S.A., Estacionamientos Buenos Aires S.A., Petersen Energía S.A., Petersen Energía Pty. Ltd. y Agro Franca S.A. El Sr. Enrique Eskenazi es padre de los Sres. Sebastián, Matías y Ezequiel Eskenazi.
Antonio Gomis Sáez
El Sr. Gomis Sáez obtuvo su título de ingeniero químico en la Universidad Complutense de Madrid y una maestría en administración de empresas de IESE –Business School – Universidad de Navarra en España. Comenzó su carrera en el año 1974 en la refinería de Repsol YPF Petróleo en Puertollano, Ciudad Real y luego pasó a trabajar en la Agencia de Energía Internacional en Paris fundada por la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (“OECD”). Actuó como asesor de la Secretaría General de Energía y Recursos Minerales en el Ministerio de Energía Español. En 1986 se unió al Instituto Nacional de Hidrocarburos, donde fue designado Director gerente de relaciones institucionales e internacionales de Repsol YPF. Entre 1997 y 2000, se desempeñó como director general de energía del Ministerio de Industria y Energía de España. Entre el mes de septiembre de 2000 y el mes de noviembre de 2004, se desempeñó como Director Societario de relaciones exteriores, supervisando las relaciones con los inversores y los medios. En el mes de enero de 2005 fue designado Gerente General de Repsol YPF Química y Director Gerente del área de Químicos de Repsol YPF para Europa y el resto del mundo. En el mes de julio de 2007 fue designado Director de nuestra compañía y en el mes de agosto de 2007 se convirtió en nuestro Gerente General y se mantuvo en ese cargo hasta marzo de 2008. Desde marzo de 2008, se desempeña como nuestro Subgerente General (COO).
Aníbal Guillermo Belloni
El Sr. Belloni obtuvo su título de Ingeniero Eléctrico en la Universidad de Buenos Aires, y se ha desempeñado como director de Petersen, Thiele y Cruz S.A. desde 1989. Trabajó como ingeniero y como Gerente de Desarrollo de Negocios en Sade S.A., como Gerente General en Cosapi S.A. en Lima, Perú, como Vicepresidente de Kanter S.A. y como el representante argentino de Foster Wheeler Corporation. Fue miembro del Consejo Ejecutivo de la Cámara Argentina de la Construcción, y miembro fundador, además de miembro del Consejo Ejecutivo, de la Unión Argentina de la Construcción.
Mario Blejer
El Sr. Blejer obtuvo su título de grado y un Master en Economía en la Hebrew University, una maestría y un doctorado en Economía de la Universidad de Chicago. Fue profesor de Economía en la Hebrew University de Jerusalem, Boston University, la Central European University, en Budapest, y en New York University Graduate School of Business, consultor senior del Banco Mundial para la región de Europa y Asia Central, y del Fondo Monetario Internacional. Asimismo, se desempeñó como investigador senior en el Centro de Estudios Monetarios Latinoamericanos. Entre 2001 y 2002 fue Deputy Governor y Governor del Banco Central, y desde 2003 hasta 2008 fue director del Centro de Estudios Bancarios del Banco Central y asesor del Governor del Banco de Inglaterra. Actualmente es consultor económico independiente, profesor en la Universidad de San Andrés en Buenos Aires, y director de Inversiones y Representaciones S.A. y Consultores Assets Management S.A., ambas compañías constituidas en la ciudad de Buenos Aires.
Carlos Bruno
El Sr. Bruno obtuvo su título de arquitecto en la Universidad de Buenos Aires. Es presidente y co-fundador del Centro de Investigaciones para la Transformación. Ha participado en la creación del Centro de Economía Internacional mientras actuaba como miembro del Ministerio de Relaciones Exteriores. Se desempeñó como Subsecretario de Integración Económica y Secretario de Relaciones Internacionales Económicas entre 1984 y 1989 y fue designado Embajador V con la aprobación del Senado. Se especializa en las áreas de relaciones económicas internacionales y comercio internacional.
Santiago Carnero
El Sr. Carnero obtuvo su título de contador público en la Universidad Nacional de La Plata, Argentina. Ha brindado asesoramiento profesional en cuestiones contables, impositivas y laborales así como en cuestiones de organización societaria y asuntos constitucionales. También se ha desempeñado como auditor externo de organizaciones públicas y privadas. Desde 2004, el Sr. Carnero presta servicios como asesor de la Comisión Bicameral de Control de las Actividades y Gastos de Inteligencia del Congreso de la Nación Argentina.
Carlos de la Vega
El Sr. de la Vega se desempeñó como director de La Caja ART entre 1996 y 2004 y como director de Luncheon Tickets entre 1991 y 1998. Desde el mes de abril de 2003 ha ocupado eleniero Eléctrico de abilidad s combustiblesr.Clase D o los ADSs en jurisdicciones en que no se permita su oferta o cargo de presidente de la Cámara Argentina de Comercio, cargo que también ocupó entre 1988 y 1993. Ha sido miembro de nuestro Directorio representando a las acciones Clase D desde 1993 y hasta el año 1996 se desempeñó como director de Relaciones Institucionales de Ciba-Geigy Argentina. Ha sido miembro de nuestro Comité de Auditoría desde 1993 hasta 1997 y desde 2004 hasta la actualidad.
Matías Eskenazi Storey
El Sr. Eskenazi Storey es CEO deAdministradora San Juan S.R.L. y Co-CEO de Petersen Energía S.A. (España). Es Presidente de Estacionamientos Buenos Aires S.A. y VicePresidente de Comercial Latino S.A. y Banco de Santa Cruz S.A. El Sr. Eskenazi Storey es director suplente de los Directorios de Mantenimientos y Servicios S.A., Banco de San Juan S.A. y Red Link S.A. y miembro del Directorio de Petersen Energía S.A. (España), Petersen Energía Pty. Ltd., Petersen Inversiones S.A., Nuevo Banco de Santa Fe S.A., Nuevo Banco de Entre Ríos S.A. y Petersen Energía S.A. (Argentina). El Sr. Matías Eskenazi es hijo del Sr. Enrique Eskenazi, y hermano de los Sres. Sebastián y Ezequiel Eskenazi.
Salvador Font Estrany
El Sr. Font Estrany es ingeniero civil. Actualmente es Gerente General de Energía de Sacyr Vallehermoso, S.A. en España. Anteriormente se desempeñó como Director Comercial y Presidente del Directorio de CAMPSA Red, Gerente Director de CEPSA Red, Cepdisa y Dispesa, Presidente del Directorio de CEPSA Estaciones de Servicio, miembro del Comité Ejecutivo de CEPSA, y fue Director de CEPSA Lubricantes, CEPSA Gas, Petro Cat, Cepsa Portuguesa y Turyocio. En el pasado ocupó cargos de Gerente General Comercial y miembro de los Comités Operativo y Ejecutivo de Iberdrola.
Federico Mañero
El Sr. Mañero obtuvo su título de abogado en la Facultad de Derecho de San Sebastián. Se desempeña como Presidente de Comunicación y Gestión de Entornos, y cuenta con más de 25 años de experiencia en cargos gerenciales y de consultoría para organizaciones y proyectos privados, públicos y políticos. Es experto en el posicionamiento estratégico y en las comunicaciones societarias, y posee un perfil internacional habiendo desarrollado actividades profesionales en más de 50 países y sólidas relaciones en América Latina. Es el fundador de varias organizaciones y proyectos sin fines de lucro, como por ejemplo, Solidaridad Internacional, Programa de Cooperación Iberoamericana en Temas de Juventud (Organismo Iberoamericano de Juventud) y Movimiento por la Paz, el Desarme y la Libertad y es un colaborador regular de la Fundación Salvador Allende, Fundación Progreso Global y UNICEF.
Fernando Ramírez Mazarredo
El Sr. Ramírez Mazarredo obtuvo su título de economía y ciencias de los negocios en la Universidad de Madrid y es contador público. Se ha desempeñado como Presidente de Mercado Español de Futuros Financieros desde abril de 2004 hasta junio de 2005.
Luis Suárez de Lezo Mantilla
El Sr. Suárez de Lezo Mantilla obtuvo su título de abogado de la Universidad Complutense de Madrid y es abogado del Estado especializado en Derecho Comercial y Administrativo. Fue Director de Asuntos Legales de CAMPSA, y se ha dedicado al ejercicio privado de la práctica legal, particularmente en la industria energética. Actualmente es Director de Compañía Logística de Hidrocarburos S.A. (CLH) y Repsol – Gas Natural LNG, S.L.
Javier Monzón
El Sr. Monzón obtuvo su título en economía en la Universidad Complutense de Madrid. Es Presidente y CEO de Indra. Cuenta con una amplia experiencia en las áreas de finanzas y administración. Se ha desempeñado como director de banca corporativa de Caja Madrid, CFO y Presidente de Telefónica International, vicepresidente ejecutivo y miembro del comité ejecutivo de Telefónica, socio internacional de Arthur Andersen, socio gerente de Corporate Finance Consulting Services y Presidente de Alpha Corporate en Arthur Andersen Spain. Es miembro de los directorios de otras compañías, fundaciones y organizaciones empresariales, como por ejemplo, nuestra sociedad, ACS y la Cámara Americana de Comercio.
Mario E. Vázquez
El Sr. Vázquez obtuvo su título de contador público en la Universidad de Buenos Aires. Ha sido profesor de auditoría en la Facultad de Ciencias Económicas de la Universidad de Buenos Aires. Se desempeñó como CEO del Grupo Telefónica en Argentina y fue miembro del Directorio de Telefónica S.A. desde 2000 hasta 2006. Actualmente es miembro del Directorio de Telefónica Internacional, S.A. (España) y de Telefónica Chile. También es miembro de los directorios o síndico de varios compañías (incluyendo Telefónica de Argentina S.A., Telefónica Holding de Argentina S.A., YPF S.A., Santander Río Seguros, Indra, Universia y Hoteles Sheraton). Es miembro del directorio de Fundación de Investigaciones Económicas Latinoamericanas (F.I.E.L.), Fundación Leer, la Cámara Argentina de Comercio, IDEA, Consejo Argentino para las Relaciones Internacionales (CARI) y Fundación Carolina. El Sr. Vázquez también ha sido socio y director general de Arthur Andersen (Pistrelli, Díaz y Asociados y Andersen Consulting – Accenture) por más de 20 años hasta su retiro en 1993.
Alejandro Quiroga López
El Dr. Quiroga López obtuvo su título de abogado en la Facultad de Derecho de la Universidad de Buenos Aires. Desde 2001 se ha desempeñado como asesor general y secretario de nuestro Directorio. Fue socio del estudio Nicholson & Cano desde 1986 hasta 1997, asociado extranjero de Davis Polk & Wardwell, en 2000, y Subsecretario de Bancos y Seguros del Ministerio de Economía de la Argentina desde 1997 hasta 1999. Fue profesor de derecho bancario y comercial en la Universidad del CEMA. Fue miembro del Consejo Ejecutivo de la Facultad de Derecho de la Universidad de Buenos Aires y completó el Programa de Administración Avanzada de Wharton.
Gonzalo López Fanjul
El Sr. López Fanjul obtuvo su título de ingeniero en minería en la Universidad de Oviedo. Es director suplente de nuestra compañía y director de ciertas compañías en las que participamos. Con anterioridad, se desempeñó como nuestro Director de Exploración y Producción.
Alfredo Pochintesta
El Sr. Pochintesta obtuvo el título de contador público en la Universidad de Buenos Aires. Se desempeñó como gerente de planeamiento y administración de Pluspetrol S.A., gerente de planeamiento de Petrosur S.A. y senior de auditoría de PriceWaterhouseCoopers. Trabajó en Astra por más de 18 años como Gerente Administrativo Financiero y desde el año 1990 está al frente del Área de Gas y Electricidad. El Sr. Pochintesta se unió a Repsol YPF en el año 1999 cuando Repsol YPF adquirió Astra. Estuvo a cargo del negocio del GLP para América Latina entre 1999 y enero del año 2005, cuando fue designado como director de marketing. Asimismo, se desempeña como director de otras compañías.
Rafael López Revuelta
El Sr. López Revuelta obtuvo su título de ingeniero químico en la Universidad de Complutense de Madrid y obtuvo su maestría en administración de empresas por IESE, Madrid. Desde 1988 se ha desempeñado como director en distintas áreas de Repsol YPF.
Tomás García Blanco
El Sr. García Blanco obtuvo su título en ingeniería en minería en la Universidad de Oviedo, obtuvo además una certificación en ingeniería del petróleo de Oil & Gas Consultants Internacional en Tulsa, Oklahoma, y un título de “IMD Managing Corporate Resources” de Laussane University. Ha desarrollado su carrera en las áreas de Exploración y Producción en forma internacional en España, Estados Unidos, Egipto, Libia, Venezuela y Argentina. El Sr. García Blanco ha ocupado distintos cargos en Repsol YPF, incluido el de ingeniero de campo, ingeniero de reservorio, ingeniero de producción, gerente de desarrollo, gerente de producción, gerente de operaciones, gerente de unidades de negocios, director de personal técnico y, desde el mes de agosto de 2006, se ha desempeñado como Director de Exploración y Producción para la Argentina y Bolivia.
Fabián Falco
El Sr. Falco ha sido nuestro Director de Comunicaciones y de Relaciones externas desde el año 2001 hasta Septiembre de 2008. Se desempeñó como director de relaciones externas y de marketing societario de Aguas Argentinas S.A. y como director de comunicaciones externas y prensa de Bridas S.A.
Walter Forwood
El Sr. Forwood obtuvo su título de licenciado en economía en la Universidad Argentina de la Empresa y obtuvo un master en finanzas otorgado por la Florida International University. Comenzó su carrera en el Banco de Boston y en el Continental Bank, Argentina. El Sr. Forwood se unió a Industrias Metalúrgicas Pescarmona en 1993 y posteriormente ocupó el cargo de CFO de Corporación Impsa. En 1997, se vinculó con el Grupo Cisneros Television y ocupó los cargos de CFO del Grupo Cisneros Televisión e Ibero-American Media Partners, vicepresidente de Imagen Satelital y COO de El Sitio Inc. En el año 2001, el Sr. Forwood fue designado CFO de Verizon Communications Inc., presidente y Gerente General de CTI, CFO de Telefónica de Puerto Rico, CEO de Verizon Wireless of Puerto Rico, y COO de Telefónica de Puerto Rico. El Sr. Forwood es actualmente miembro suplente del Directorio.
Fernando Dasso
El Sr. Dasso obtuvo su título en relaciones laborales en la Universidad de Buenos Aires. En el año 1993, se unió a nuestra compañía y ha ocupado varios cargos dentro de la sociedad desde esa fecha. En el año 2006, fue designado Director de Recursos Humanos en la unidad de negocios de Exploración y Explotación para la Argentina, Bolivia y Brasil. Desde el mes de junio de 2007, es nuestro Director de Recursos Humanos
Carlos Jiménez López
El Sr. Jiménez López obtuvo su título de ingeniería química en la Universidad Complutense de Madrid y obtuvo una maestría en administración de empresas y en dirección financiera en la Universidad Politécnica de Madrid. Realizó también el PDD (Programa de Desarrollo Directivo) en el INSEAD. Comenzó su actividad profesional como ingeniero de procesos y de puesta en marcha en 1980 en una compañía líder en ingeniería y construcción, compatibilizándola con la actividad de Profesor en la Universidad Complutense de Madrid. En 1986 se incorporó a Petronor S.A., empresa del Grupo Repsol, como responsable del departamento de Estudios Técnicos del área de Planificación y Coordinación Comercial. En 1999, se hizo cargo de la Dirección de Refino del área de Planificación y Desarrollo Estratégico de Repsol YPF. Durante el período 2002 a 2004 fue Director de la Unidad de Negocio de Refino y Marketing Brasil, y durante 2004 a 2007, fue Director Técnico de Refino y Logística. Por el otro lado, es miembro del Directorio de Oiltanking-Ebytem S.A., Oldelval S.A., OTA y OTC S.A. y es Presidente del Comité de Refinación de ARPEL. En la actualidad es nuestro Director de Control de Gestión.
Carlos Alfonsi
El Sr. Alfonsi obtuvo el título de químico en la Universidad Tecnológica de Mendoza, Argentina, el título de “IMD Managing Corporate Resources” de Lausanne University y estudió en el Massachussets Institute of Technology. En 1987 se incorporó a nuestra compañía ocupando diversos cargos. Asimismo, el Sr. Alfonsi se ha incorporado en Repsol-YPF. Los cargos ocupados incluyen los cargos de Gerente de operaciones, director de la refinería La Plata, así como director de planeamiento operativo, Director de Comercio y Transporte para América Latina, Director de Refino y Marketing en Perú, Gerente de país para Perú, y R&M para Perú, Chile, Ecuador y Brasil. Desde enero de 2008 es nuestro Director de Refino y Operaciones Logísticas.
Ezequiel Eskenazi Storey
El Sr. Eskenazi Storey se desempeña como Vicepresidente de Agro Franca S.A. Es también Director Suplente en el Directorio de Los Boulevares S.A. y Petersen Inversiones S.A., y miembro del Directorio en Petersen Thiele y Cruz S.A., Santa Sylvia S.A. y Agro Franca S.A. El Sr. Ezequiel Eskenazi es hijo del Sr. Enrique Eskenazi, y hermano de los Sres. Sebastián y Matías Eskenazi.
Mauro Renato José Dacomo
El Sr. Dacomo obtuvo su título de abogado en la Universidad de Buenos Aires. Es socio en el estudio ABD. Es Presidente de Inwell S.A. y Los Boulevares S.A. El Sr. Dacomo se desempeña como asesor general en la Fundación Banco de Santa Cruz S.A., Fundación Nuevo Banco de Santa Fe S.A. y Fundación Nuevo Banco de Entre Ríos S.A. Es director suplente de Petersen Energía S.A. (Argentina), Arroyo Lindo S.A. y Nuevo Banco de Santa Fe S.A., y miembro del Directorio de Inwell S.A. y Nuevo Banco de Entre Ríos S.A. El Sr. Dacomo es también Director y Secretario de Petersen Energia S.A.
Ignacio Cruz Moran
El Sr. Moran estudió la carrera de contador público en la Universidad de Buenos Aires. El Sr. Moran inició su carrera en Arthur Andersen, ocupando el cargo de gerente para Entidades Financieras y Mercado de Capitales. Posteriormente, en el año 1998, se incorporó al grupo Petersen, siendo director suplente de Banco de Santa Cruz S.A., Nuevo Banco de Santa Fe S.A. y Red Link S.A. y miembro del Directorio en el Banco de San Juan S.A., Nuevo Banco de Entre Ríos S.A., ACH S.A. y Petersen Energia S.A. El Sr. Moran es actualmente nuestro Director Económico Financiero y es Director Suplente.
Eduardo Ángel Garrote
El Sr. Garrote obtuvo su título de arquitecto de la Universidad de Buenos Aires. Es director del Nuevo Banco de Santa Fe S.A. y director suplente del Nuevo Banco de Entre Ríos S.A. El Sr. Garrote también es Gerente General de Petersen Energía, Thiele y Cruz S.A.
La Comisión Fiscalizadora
La Comisión Fiscalizadora es responsable de supervisar el cumplimiento por parte del Directorio y funcionarios de la Ley de Sociedades Argentina, los estatutos, las regulaciones aplicables (si las hubiera) y las resoluciones de la asamblea de accionistas. Las funciones de la Comisión Fiscalizadora también incluyen, entre otras, asistir a todas las reuniones de Directorio, preparar un informe sobre los estados contables para nuestros accionistas, asistir a las asambleas de accionistas y proveer de información cuando los accionistas que representen al menos el 2% de nuestro capital así lo solicitaran.
El Estatuto Social dispone la creación de una Comisión Fiscalizadora formada por tres a cinco miembros titulares y tres a cinco miembros suplentes, elegidos por un plazo de un año. Los accionistas Clase A tienen derecho a elegir un miembro titular y un miembro suplente de la Comisión Fizcalizadora mientras haya al menos una acción de dicha clase en circulación. Los tenedores de acciones Clase D eligen hasta cuatro miembros titulares y cuatro miembros suplentes de dicha comisión. De conformidad con nuestro Estatuto Social, cualquier miembro podrá convocar a una reunión de la Comisión Fiscalizadora. La reunión exige la presencia de todos los miembros, y se requiere una votación por mayoría para poder tomar una decisión. Los miembros titulares y suplentes de la Comisión Fiscalizadora no son miembros del Directorio. La función de nuestra Comisión de Fiscalización difiere de la del Comité de Auditoría. Ver “Comité de Auditoría”. Para el período concluido el 31 de diciembre de 2007, la remuneración total pagada a los miembros de la Comisión Fiscalizadora fue de Ps. 945.000.
A continuación aparece un detalle con los nombres de los miembros actuales de la Comisión Fiscalizadora, el año de su designación y el año en el cual vencen sus cargos:
| Nombre | Clase de acciones representadas | Cargo | Edad | Miembro desde | Cargo vence en |
|---|---|---|---|---|---|
| Silvana Rosa Lagrosa | A | Síndico titular | 50 | 2007 | 2009 |
| Juan A. Gelly y Obes | D | Síndico titular | 52 | 2005 | 2009 |
| Israel Lipsich | D | Síndico titular | 83 | 2008 | 2009 |
| Santiago C. Lazzati | D | Síndico titular | 70 | 2005 | 2009 |
| Carlos María Tombeur | D | Síndico titular | 53 | 2008 | 2009 |
| Orlando Francisco Pelaya | A | Síndico suplente | 61 | 2006 | 2009 |
| Arturo F. Alonso Peña | D | Síndico suplente | 58 | 2007 | 2009 |
| Oscar Oroná | D | Síndico suplente | 60 | 2008 | 2009 |
| Edgardo A. Sanguinetti | D | Síndico suplente | 57 | 2008 | 2009 |
| Rubén Laizerowitch | D | Síndico suplente | 54 | 2008 | 2009 |
Silvana Rosa Lagrosa
La Sra. Lagrosa obtuvo su título de contadora pública de la Universidad de Buenos Aires. Ha comenzado como miembro de la Sindicatura General de la Nación (SIGEN) desde 2000, donde actúa en calidad de síndico de nuestra compañía, Lotería Nacional S.E., Ferrocarril General Belgrano S.A., ENCOTESA e.l. y LAFSA.
Juan A. Gelly y Obes
El Sr. Gelly y Obes obtuvo su título de contador público en la Universidad de Belgrano en Buenos Aires. Es socio de la empresa consultora Otero Cano & Asociados – Contadores y es contador consultor en cuestiones legales del directorio del Banco Central. Anteriormente, se desempeñó como miembro de los comités de auditoría de Aerolíneas Argentinas S.A. y Agritech Inversora S.A.
Israel Lipsich
El Sr. Lipsichobtuvo sutítulo de contador público en la Universidad de Buenos Aires. Actualmente es miembro de la Comisión Fiscalizadora de Banco de San Juan S.A., Banco de Santa Cruz S.A., Nuevo Banco de Santa Fe S.A., Nuevo Banco de Entre Ríos S.A., Petersen, Thiele y Cruz S.A., Santa Sylvia S.A., Turfmax S.A. y Serra Lima S.A.
Santiago C. Lazzati
El Sr. Lazzati obtuvo sutítulo de contador público en la Universidad de Buenos Aires. Fue socio de Arthur Andersen desde 1974 hasta su retiro en 1993 y estuvo a cargo del área de Auditoría y Asesoramiento Comercial desde 1975 hasta 1987 desempeñándose además como Director de Prácticas desde 1987 hasta su retiro. Actualmente se desempeña en Argentina y otros países de Latinoamérica en áreas de consultoría, especialmente en servicios de capital humano. Es consultor de empresas, especializado en cuestiones vinculadas con administración y comportamiento humano. Es autor de quince libros y diversos artículos sobre contabilidad, auditoría y administración de empresas. Asimismo, el Sr. Lazzati es asesor de la Corte Penal Internacional en La Haya respecto de todas las cuestiones relativas a la organización de la Oficina del Fiscal a cargo, Dr. Luis Moreno Ocampo. Es además síndico de los Hoteles Sheraton y de Telefónica de Argentina y profesor titular de administración de empresas de la Universidad Católica Argentina.
Carlos María Tombeur
El Sr. Tombeur obtuvo sutítulo de abogado en la Facultad de Derecho y Ciencias Sociales de la Universidad de Buenos Aires en 1976. Fue profesor de Derecho Económico en la Facultad de Ciencias Económicas, y de Derecho Comercial en la Facultad de Derecho, ambas en la Universidad de Buenos Aires. El Sr. Tombeur también fue profesor de Derecho Económico en el Programa de Postgrado de Políticas Públicas de la Universidad Torcuato Di Tella. Entre 1999 y 2005 fue miembro del Directorio de YPF S.A. El Sr. Tombeur fue nombrado comptroller en Seguro de Depósitos S.A. (SEDESA) por el Banco Central para el período 1997-2001. También se desempeñó como subsecretario legal del Ministerio de Economía y Obras Públicas desde 1992 hasta 1996, y fue miembro del Banco Central (1991-1992). El Sr. Tombeur fue socio del Estudio Caride Fitte & Tombeur desde 1977 hasta 1991. Además es actualmente Socio del Estudio Severgnini, Robiola, Grinberg & Larrechea. También es miembro del Colegio Público de Abogados de la Capital Federal y de la International Bar Association. El Sr. Tombeur es actualmente Presidente del Directorio de EMC Computer Systems Argentina S.A. y Williams Lea Argentina S.A.
Orlando Francisco Pelaya
El Sr. Pelaya obtuvo sutítulo de contador público en la Universidad de Lomas de Zamora, Argentina. Es miembro de la Sindicatura General de la Nación (SIGEN), en la cual actúa como síndico de Educ.ar S.A., un portal web educativo (empresa estatal), INdeR S.E. (e.l.), el Instituto Nacional de Reaseguros (empresa estatal) e Interbaires S.A. Asimismo, es síndico suplente de AySA S.A., la compañía estatal de agua potable y alcantarillado; CAMMESA, una empresa de administración de electricidad; EDCADASSA S.A., una empresa de cargas aéreas; L.A.F.S.A., la línea aérea federal argentina; LT 10, empresa de radio, y de nuestra sociedad. También es coordinador de control de otras empresas estatales.
Arturo F. Alonso Peña
El Sr. Peña obtuvo su título de abogado en la Facultad de Derecho de la Universidad de Buenos Aires en 1973. Se desempeñó como síndico del Banco Hipotecario Nacional desde 1995 hasta 2001. Fue socio del estudio jurídico M&M Bomchil desde 1980 hasta 1985. Fue Jefe del Departamento de Marcas del Registro Nacional de Propiedad Intelectual en 1979 y secretario de un Tribunal de Primera Instancia en lo Comercial de la Ciudad de Buenos Aires desde 1974 hasta 1978. Actualmente se desempeña como abogado en el estudio jurídico Severgnini, Robiola, Grinberg & Larrechea.
Oscar Alberto Oroná
El Sr. Oroná obtuvo sutítuloen la Universidad de Belgrano, Buenos Aires, en 1975. Es abogado consultor del Estudio Cassagne Abogados. En 1991 finalizó el Petroleum Managment Certificate Program en Boston, Massachusetts. Anteriormente se desempeñó como miembro del Directorio de Astra Compañía Argentina de Petróleo S.A., Terminal Marítima Patagónica S.A., Pluspetrol Energy S.A., Central Dock Sud S.A., Inversora Dock Sud S.A., Empresa Petrolera Andina S.A. (Bolivia), Apex Petroleum Inc., Gas Argentino S.A., Metrogas S.A., Petroken Petroquimica Ensenada S.A.y Empresa de Distribución Eléctrica de Entre Ríos S.A. El Sr. Oroná fue también Vicepresidente Segundo de la Cámara de Sociedades Anónimas y Presidente del Comité Legal de la Cámara de la Industria del Petróleo y de San Isidro Golf Club S.A. Es miembro de la Comisión Fiscalizadora de Oleoductos del Valle S.A. y Metrogas S.A., como así también del Colegio Público de Abogados de la Capital Federal, la Amercian Bar Association, la Asociación de Derecho de la Energía, el Instituto Argentino del Petróleo y Gas IAPG y la Association of International Petroleum Negociators AIPN.
Edgardo A. Sanguineti
El Sr. Sanguineti obtuvo sutítulo deAdministración de Empresas en la Universidad de Buenos Aires y posee un Doctorado en Ciencias Económicas de la misma Universidad, donde fue profesor en el programa doctoral en Ciencias Económicas. Es Contador Público Certificado y Socio del Estudio Lazzati y Sanguineti – Management Consulting. El Sr. Sanguineti es miembro del Comité Estatutario de Auditoría de Telefónica de Argentina S.A., Telefónica Holding de Argentina S.A., Televisión Federal S.A.-Telefé, Atlántida Comunicaciones S.A. y Telefónica Media Argentina S.A., entre otras compañías.
Ruben Laizerowitch
El Sr. Laizerowitch obtuvo su título de abogado de la Universidad de Buenos Aires. Es director suplente de Petersen, Thiele y Cruz S.A., Estacionamientos Buenos Aires S.A. e INWELL S.A. También es director suplente de la Comisión Fiscalizadora del Banco Santa Cruz S.A.
Auditores
Los auditores de los últimos tres (3) ejercicios anuales fueron los siguientes:
| Balance al: | Firmado por: | Estudio contable: | Domicilio: | Matriculado en: |
| 31 de diciembre de 2007 | Ricardo C. Ruiz | Deloitte & Co. S.R.L. | Florida 234, 5° piso – Ciudad Autónoma de Bs. As. | C.P.C.E.C.A.B.A. Tomo 156, Folio 159 |
| 31 de diciembre de 2006 | Ricardo C. Ruiz | Deloitte & Co. S.R.L. | Florida 234, 5° piso – Ciudad Autónoma de Bs. As. | C.P.C.E.C.A.B.A. Tomo 156, Folio 159 |
| 31 de diciembre de 2005 | Ricardo C. Ruiz | Deloitte & Co. S.R.L. | Florida 234, 5° piso – Ciudad Autónoma de Bs. As. | C.P.C.E.C.A.B.A. Tomo 156, Folio 159 |
Ricardo C. Ruiz, socio de la firma auditora, se encuentra matriculado en el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
La asamblea de accionistas celebrada el 24 de abril de 2008 aprobó la designación de Deloitte & Co. S.R.L. como auditores externos de nuestros estados contables por el ejercicio que finalizará el 31 de diciembre de 2008.
“Deloitte” se refiere a Deloitte Touche Tohmatsu, una asociación suiza, o a una o más integrantes de su red de firmas miembros, cada una de las cuales constituye una entidad separada e independiente desde el punto de vista legal. Una descripción detallada de la estructura legal de Deloitte Touche Tohmatsu y sus firmas miembros puede verse en el sitio web www.deloitte.com/about.
RESUMEN
Panorama general
Somos la principal compañía de energía de la República Argentina, y operamos una cadena totalmente integrada de petróleo y gas con posiciones de liderazgo de mercado en todos los segmentos de upstream y downstream del país. Nuestras operaciones de upstream consisten en la exploración, explotación y producción de petróleo crudo, gas natural y gas licuado de petróleo (“GLP”). Nuestras operaciones de downstream incluyen la refinación, comercialización, transporte y distribución de petróleo y de una amplia gama de productos de petróleo, derivados del petróleo, productos petroquímicos, GLP y biocombustibles. Además, estamos trabajando activamente en los sectores de separación de gas y distribución de gas natural tanto directamente como a través de nuestra participación en sociedades afiliadas. En 2007, nuestras ventas netas consolidadas fueron de Ps. 29.104 millones y nuestra utilidad neta fue de Ps. 4.086 millones y en el primer semestre de 2008 nuestras ventas netas consolidadas fueron de Ps. 16.443 millones y nuestra utilidad neta fue de Ps. 2.254 millones.
La mayoría de nuestras predecesoras eran empresas de propiedad del Estado cuyas operaciones se remontan a la década de 1920. En noviembre de 1992, el gobierno argentino sancionó la Ley N° 24.145 (la “Ley de Privatización”), que estableció los procedimientos mediante los cuales nuestra compañía se privatizaría. En julio de 1993, conforme a la Ley de Privatización, completamos una oferta internacional de 160 millones de acciones Clase D, que anteriormente fueran de propiedad del Estado nacional. Como resultado de esa oferta y de otras transacciones, hacia fines de 1993, el porcentaje de nuestro capital accionario de propiedad del gobierno argentino se redujo del 100% a aproximadamente el 20%.
Desde 1999, somos una sociedad controlada por Repsol YPF, una compañía integrada de petróleo y gas con sede central en España y operaciones en todo el mundo. Repsol YPF fue la propietaria de aproximadamente el 99% de nuestro capital accionario desde el año 2000 hasta el 21 de febrero de 2008, cuando Petersen Energía S.A., sociedad constituida en el Reino de España (“Petersen Energía”), adquirió 58.603.606 de nuestros ADSs de Repsol YPF, lo que representa el 14,9% de nuestro capital social, por US$ 2.235 millones (la “Operación Petersen”). Asimismo, Repsol YPF otorgó opciones a favor de los Señores Enrique Eskenazi, Sebastián Eskenazi, Ezequiel Eskenazi Storey y Matías Eskenazi Storey, accionistas de Petersen Energía o en su caso, a favor de sociedades directa o indirectamente controladas en un 100% por cualquiera de ellos (los “Beneficiarios” o “el Grupo Petersen”) para adquirir hasta un 10,1% adicional de nuestro capital social en circulación en el transcurso de cuatro años (las “Opciones Petersen”). El 20 de mayo de 2008, Petersen Energía Inversora S.A. (“PEISA”) ejerció la opción de adquirir acciones que representan el 0,1% de nuestro capital social, lo cual quedará formalizado luego del cumplimiento de ciertos requisitos. Asimismo, PEISA anunció el lanzamiento de una oferta pública de adquisición por la totalidad de nuestras acciones que aún no posee (la “OPA”), a un precio de US$ 49,45 por acción o ADS. Nuestro Directorio, en la reunión del 23 de mayo de 2008, emitió una opinión favorable sobre la razonabilidad del precio por acción. Repsol, en virtud de su primer contrato de opción con Petersen Energía, ha manifestado que no aceptará la oferta formulada por PEISA respecto de sus acciones de nuestra sociedad. En consecuencia, sólo 3.763.893 acciones y ADS en poder de partes no relacionadas, que representan aproximadamente el 0,96% de nuestro capital social, podrían ser adquiridas por PEISA en virtud de la OPA. El plazo de aceptación de la OPA ha comenzado el 11 de septiembre de 2008 y se extenderá hasta el 20 de octubre de 2008. Véase “Accionistas Principales y Transacciones con Partes Relacionadas”. Creemos que la participación del Grupo Petersen tanto en nuestro capital social como en nuestra dirección fortalecerá nuestra experiencia y nuestros vínculos con Argentina.
Upstream
• Operamos más de 70 yacimientos de petróleo y gas en Argentina, lo cual representa aproximadamente el 42% de la producción total de petróleo crudo del país, excluyendo líquidos de gas natural (“LGN”), y aproximadamente el 42% de su producción total de gas, incluyendo LGN, en 2007, y aproximadamente 40,5% y 41%, de su producción total de petróleo crudo y gas natural, respectivamente, en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008, de acuerdo con la información suministrada por la Secretaría de Energía de la República Argentina (“Secretaría de Energía”).
• Tenemos reservas probadas, según las estimaciones al 31 de diciembre de 2007, de aproximadamente 623 mmbbl de petróleo y 3.708 bcf de gas, lo cual representa un total de reservas de 1.283 mmbpe.
• Durante el ejercicio 2007, produjimos 120 mmbbl de petróleo (329 mbbl/d) y 635 bcf de gas (1.740 mmcf/d). Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008 produjimos 56 mmbbl de petróleo (307 mbbl/d) y 301 bcf de gas (1.653 mmcf/d). En el segundo trimestre de 2008, y como consecuencia de paros de trabajadores que afectaron a nuestras operaciones en la región sur de la Argentina, nuestra producción de petróleo disminuyó en aproximadamente 3,4 mmbbl.
Downstream
• Somos el refinador principal de la Argentina con operaciones en tres refinerías de nuestra exclusiva propiedad con una capacidad de refinación anual combinada de aproximadamente 116 mmbbl (319,5 mbbl/d). También tenemos una participación del 50% en Refinería del Norte S.A. (“Refinor”), una sociedad controlada conjuntamente con y operada por Petrobrás Energía S.A., que cuenta con una capacidad de refinación de 26,1 mbbl/d.
• Al 31 de diciembre de 2007, nuestra red de distribución minorista de combustibles comprendía 1.692 estaciones de servicio con la marca YPF (1.663 al 30 de junio de 2008), que estimamos representaba alrededor del 31,1% de todas las estaciones de servicio de Argentina (31,0% al 30 de junio de 2008).
• Somos uno de los más importantes productores petroquímicos en Argentina y el Cono Sur de América Latina, con operaciones llevadas a cabo en nuestras plantas de Ensenada y Plaza Huincul. Además, Profertil S.A. (“Profertil”), una sociedad controlada conjuntamente con Agrium Investment Spain S.L. (“Agrium”), es productora líder de urea en el Cono Sur.
El mercado argentino
Argentina es el segundo productor de gas natural y el cuarto productor de petróleo crudo de América Latina sobre la base de la producción de 2007, según el estudio de estadísticas de BP (BP Statistical Review of World Energy).
En respuesta a la crisis económica de 2001 y 2002 el gobierno argentino, de conformidad con la Ley de Emergencia Pública y Reforma al Régimen Cambiario Nº 25.561 (la “Ley de Emergencia Pública”), estableció retenciones a las exportaciones sobre ciertos productos hidrocarburíferos. En los años posteriores, a fin de satisfacer la demanda local creciente y reducir la presión inflacionaria, esa política se complementó con limitaciones a los precios locales, restricciones temporarias a las exportaciones y subsidios a las importaciones de gas natural y gasoil. Por consiguiente, los precios locales de los productos del petróleo y gas natural han permanecido considerablemente más bajos que los precios en los países limítrofes y en las transacciones internacionales de commodities, aumentando la demanda local de esos productos. Por ejemplo, en junio de 2008, los precios de nuestras importaciones de gasoil ascendían a aproximadamente US$1.110/metro cúbico, mientras que nuestros precios de venta promedio locales ascendían a aproximadamente US$428/metro cúbico antes de ciertos subsidios gubernamentales (impuesto a la transferencia de combustibles y tasa gasoil). Asimismo, el precio al que Bolivia exportaba gas natural a Argentina era de aproximadamente US$ 6/mmBtu en el último trimestre del 2007 (aproximadamente US$ 7,8/mmBtu en el segundo trimestre de 2008), mientras que nuestro precio de venta promedio de ese gas en Argentina fue de aproximadamente US$ 2,00/mmBtu durante el primer semestre de 2008.
Luego de la crisis económica de 2001 y 2002, el Producto Bruto Interno (“PBI”) de Argentina ha crecido a una tasa promedio anual del 8,8% aproximadamente desde el año 2003 hasta el año 2007. Impulsada por la expansión económica y por los precios locales bajos, la demanda de energía ha aumentado significativamente durante ese mismo período, sobrepasando el suministro de energía (que disminuyó en el caso del petróleo). Por ejemplo, el consumo de gas natural y de gasoil creció a tasas promedio anuales de 7,9% y 6,3%, respectivamente, durante ese período, según el BP Statistical Review of World Energy y la Secretaría de Energía. Como resultado de ese crecimiento de la demanda y de las medidas tomadas por las autoridades regulatorias de Argentina destinadas a respaldar el suministro local, los volúmenes exportados de productos hidrocarburíferos, especialmente de gas natural, gasoil y naftas disminuyeron a un ritmo constante durante ese período. Al mismo tiempo, Argentina ha incrementado las importaciones de hidrocarburos, convirtiéndose en un importador neto de ciertos productos como el gasoil. En el año 2003, las exportaciones de gasoil en la Argentina, netas de las importaciones del mismo producto, ascendieron a aproximadamente 1.349 mcm, mientras que en 2007 las importaciones netas ascendieron a aproximadamente 800 mcm, según información de la Secretaría de Energía. Se espera que sean requeridas inversiones significativas en el sector de la energía a fin de respaldar el crecimiento económico continuo, ya que la industria está operando actualmente cerca del límite de su capacidad.
La demanda de gasoil en Argentina excede la producción local. Además, los precios correspondientes a la importación de productos refinados son sustancialmente superiores a los precios de venta locales de dichos productos, haciendo no rentables la importación y la reventa de los mismos. En consecuencia, las estaciones de servicio experimentan faltas temporales de producto haciendo por consiguiente necesario suspender o restringir las ventas de gasoil. Si bien nuestras refinerías están operando en o por encima de su capacidad, durante los períodos de máxima demanda nos vemos obligados a prorratear las entregas entre nuestras estaciones de servicio de acuerdo con los niveles históricos de venta.
Siendo la compañía integrada de petróleo y gas más grande de la Argentina, creemos estar bien posicionados para obtener beneficios de la potencial reforma del sector energético, aunque no estamos en condiciones de asegurar que dichas reformas vayan a implementarse o que, de implementarse, vayan a ser ventajosas para nuestros negocios. También creemos que, como resultado de las limitaciones impuestas a los precios de nuestros productos, nuestros márgenes deberían ser menos sensibles ante las bajas, si ocurrieran, de los precios internacionales del petróleo y del gas.
Fortalezas competitivas
El mayor productor, refinador y comercializador de crudo, gas natural y productos refinados de la Argentina
Según datos recogidos de la Secretaría de Energía al 31 de diciembre de 2007, nuestro negocio de exploración y producción en Argentina opera concesiones que representan el 25% del total de las reservas probadas de crudo, sin incluir los LGN, y el 31% del total de las reservas probadas de gas natural, incluidos los LGN. En 2007 tuvimos una producción en los yacimientos en los que tenemos participación de aproximadamente el 42% del total de crudo extraído, sin incluir los LGN (más que los siete mayores productores siguientes combinados) y aproximadamente el 42% del total de gas natural extraído, incluidos los LGN (más que los cuatro mayores productores siguientes combinados) en Argentina, y aproximadamente 40,5% y 41% de su producción total de petróleo crudo y gas, respectivamente, en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008, según la Secretaría de Energía.
Nuestras operaciones de refinación y marketing llevan a cabo la refinación y distribución de más productos refinados que cualquier otra compañía en Argentina. En 2007, estimamos que tuvimos más del 50% de la capacidad de refinación del país y distribuimos más gasoil, nafta, lubricantes, asfalto y gas natural comprimido que cualquier otro distribuidor. Al 31 de diciembre de 2007, teníamos 1.692 (1.663 al 30 de junio de 2008) estaciones de servicio con la marca YPF (incluyendo las estaciones de servicio de nuestra propiedad y las estaciones de servicio con franquicia), lo cual creemos que representaba aproximadamente el 31,1% de las estaciones de servicio del país (31,0% al 30 de junio de 2008) y poseíamos una participación en el mercado de naftas y gasoil del 54,7%, de acuerdo al análisis que efectuamos de la información provista por la Secretaría de Energía. Somos uno de los más importantes productores petroquímicos en el mercado local, ofreciendo una amplia gama de productos, incluyendo aromáticos y fertilizantes, LAB, LAS, anhídrido maléico, polibutenos, metanol y solventes.
Bien posicionada como un actor integrado
Participamos en todas las fases de la cadena de valor del petróleo y del gas, incluyendo la producción, refinación, comercialización y distribución, con el potencial de obtener márgenes en todos los niveles. En 2007 y 2006, nuestra producción de petróleo, destinada casi en su totalidad a nuestras refinerías, representó aproximadamente el 83% y 90% del petróleo crudo procesado por nuestras refinerías, respectivamente. En el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008, nuestra producción representó el 77% del petróleo crudo procesado por nosotros debido fundamentalmente al paro de trabajadores que afectó nuestras operaciones en la región sur de la Argentina, lo que causó una disminución de nuestra producción en aproximadamente 3,4 mmbbl (de no haberse producido la baja mencionada por la huelga, estimamos que nuestra producción habría representado aproximadamente el 82% del crudo procesado por nuestras refinerías) en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008. Adicionalmente, en 2007 y 2006 nuestra producción de gas representó aproximadamente el 99% y 93% del total de las ventas realizadas de gas natural. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008, nuestra producción representó aproximadamente el 100% de las ventas realizadas de gas natural.
Importante cartera de concesiones operadas de petróleo y gas
Al 30 de junio de 2008, teníamos participación en 109 concesiones de explotación y permisos de exploración en Argentina, con una participación del 100% en 58 de ellas. Muchas de nuestras concesiones de explotación se encuentran entre las más productivas de Argentina, e incluyen concesiones en las cuencas Neuquina y del Golfo San Jorge que, en 2007, representaban alrededor del 88% de nuestra producción total. Nuestras concesiones no expiran hasta el año 2017 y, en diciembre de 2000, extendimos nuestra concesión del yacimiento de Loma La Lata, el mayor campo gasífero de Argentina, hasta el año 2027. Tenemos una cartera de yacimientos maduros con características geológicas similares en muchos aspectos, que incluyen reservorios bajo procesos de recuperación secundaria y reservorios de gas de baja permeabilidad (“tight gas”), a aquellos en otras regiones (como los yacimientos de Estados Unidos) que han sido exitosamente rejuvenecidos mediante el uso de tecnologías de recuperación de petróleo de avanzada para aumentar los factores de recuperación de reservas.
La mayoría de nuestros yacimientos han estado en funcionamiento durante varios años y, como consecuencia, aproximadamente el 70% de nuestras reservas probadas totales de 1.283 mmbpe se clasificaron como desarrolladas al 31 de diciembre de 2007.
Importantes activos de refinación y logística
Tenemos importantes activos de refinación que estimamos representan más del 50% de la capacidad total de refinación del país. Nuestros activos de refinación operan con las mayores tasas de utilización de Argentina (aproximadamente el 100% en 2007). Nuestro sistema de refinación cuenta con una alta complejidad, lo cual nos otorga la flexibilidad necesaria para transferir parte de nuestros recursos de producción hacia productos con mayor valor agregado. Nuestros activos de refino también se benefician de la producción a gran escala (nuestra refinería de La Plata es la más grande de Argentina y cuenta con una capacidad de 189 mbbl/d), de una ubicación conveniente y están entre los mejores en términos de disponibilidad y mantenimiento.
Operamos una red de logística de gran escala, compuesta por 1.801 km de poliductos destinados a la distribución de nuestros productos refinados, que conecta las dos principales refinerías con nuestras principales plantas de despacho, 16 de las cuales cuentan con una capacidad total de almacenamiento de aproximadamente 983.620 m³. También tenemos 53 aeroplantas con una capacidad total de almacenamiento de 24.000 m³ y 27 camiones cisterna propios.
Todas nuestras refinerías están conectadas a oleoductos de nuestra propiedad o en los cuales tenemos una participación significativa. El petróleo se bombea a nuestra refinería de Luján de Cuyo desde Puerto Hernández por un oleoducto de 528 km y a nuestra refinería de La Plata desde Puerto Rosales por otro oleoducto de 585 km. También tenemos una participación del 37% en Oleoductos del Valle S.A. (la compañía que opera el oleoducto desde la cuenca Neuquina hasta Puerto Rosales).
Fuerte posicionamiento de marca
La marca “YPF” es ampliamente reconocida por los consumidores argentinos. Nuestras 1.663 estaciones de servicios con la marca YPF están ubicadas en todas las áreas urbanas y suburbanas de Argentina, y más de 1 millón de tarjetas han sido emitidas por nuestros programas de fidelización. También potenciamos nuestro poder de marca para vender productos industriales, tales como los lubricantes, con una participación en el mercado del 36,4% en el año 2007.
Sólida posición financiera
Hemos alcanzado una sólida posición financiera a través de la generación de flujos de caja operativos y una administración financiera eficiente. Tenemos también una historia de retorno de valor a los accionistas a través del pago de dividendos. Hemos distribuido más del 90% de nuestras utilidades netas correspondientes a los años 2002 a 2007 en dividendos a nuestros accionistas. La Asamblea de Accionistas celebrada el 24 de abril de 2008 aprobó el pago de un dividendo en efectivo de Ps. 6,50 por acción, que fue pagado el 12 de mayo de 2008. Adicionalmente, la Asamblea antes mencionada aprobó la constitución de una reserva para futuros dividendos por la suma de 4.003 millones de pesos, facultando al Directorio a determinar la oportunidad para su distribución. Adicionalmente, nuestra deuda senior tiene actualmente una calificación más alta que la de la deuda soberana de la Argentina.
Experimentado equipo directivo y acceso a la experiencia de Repsol YPF
Nuestra sociedad está dirigida por un equipo de profesionales experimentados y de gran reputación. Ciertos miembros claves de más alto rango del equipo directivo forman parte de nuestra compañía desde hace mucho tiempo y poseen una vasta experiencia en el sector energético argentino.
Nos beneficiamos con la experiencia y el conocimientode Repsol YPF en los negocios de exploración y producción y de refino y marketing. Repsol YPF es una compañía internacional integrada de petróleo y gas muy activa a lo largo de la cadena de valor de los productos hidrocarburíferos. Cuenta con una de las mayores carteras de activos de refinación y marketing de Europa y posee activos de refinación y marketing significativos en otros países de Latinoamérica, incluyendo una posición de liderazgo de mercado en Perú. Repsol YPF lleva adelante actividades de exploración y producción en más de 30 países y ha desarrollado su experiencia costa afuera (“offshore”) a través de su participación en activos y áreas offshore en el Golfo de México, Brasil y África Occidental.
Repsol YPF es responsable de las actividades de investigación y desarrollo de todo el grupo. Tenemos una planta de investigación y desarrollo en La Plata, Provincia de Buenos Aires, Argentina, que trabaja en cooperación con las actividades de desarrollo e investigación de Repsol YPF.
Estrategia de negocios
Como la compañía integrada de petróleo y gas más importante de Argentina, intentamos mejorar nuestros márgenes y maximizar nuestra rentabilidad mediante la utilización más eficiente de recursos y activos en toda nuestra cadena de valor. Nuestras principales estrategias son las siguientes:
Upstream
Mejorar nuestros factores de recuperación de yacimientos. En 2006 desarrollamos una nueva estrategia integrada, denominada “PLADA” (Plan Adicional de Desarrollo de Activos), con el objeto de rejuvenecer los yacimientos maduros mediante el uso de tecnologías de avanzada. Esta estrategia, que comenzamos a implementar en 2007, busca aumentar los factores de recuperación en los yacimientos maduros mediante perforaciones de tipo infill drilling (búsqueda de petróleo remanente en el reservorio a través de nuevas perforaciones en pozos existentes) y la recuperación secundaria y terciaria, y se encuentra sujeta a las condiciones económicas y regulatorias predominantes. Muchas de las tecnologías que se implementarán a través del PLADA se han empleado con éxito en grandes cuencas maduras como las de Estados Unidos, aunque no puede asegurarse que logremos factores de recuperación similares a los logrados en dicho país. Además, hemos planificado varios proyectos con el objeto de explotar recursos no convencionales, incluyendo tight gas y crudo pesado, que pueden ofrecer un potencial significativo en condiciones económicas y regulatorias favorables. Al 30 de junio de 2008, teníamos un factor de recuperación de aproximadamente 22,5% y 64,1% del petróleo y gas existentes en cada lugar (oil and gas in place), respectivamente. Estimamos, sobre la base de estudios internos, que cada punto porcentual de aumento de nuestro factor de recuperación de las reservas de petróleo nos permitiría incrementar nuestras reservas en hasta 180 mmbbl de petróleo, si bien, en la práctica, no podemos garantizar que podremos alcanzar tales aumentos. Durante 2007, incorporamos nuevas reservas probadas por 63 mmbbl de petróleo y 328 bcf de gas a través de extensiones, descubrimientos, recuperación mejorada y revisiones de estimaciones anteriores. Al 30 de septiembre de 2007, el 68,4% de nuestras reservas probadas han sido auditadas por auditores externos.
Mejorar la eficiencia operativa de nuestra exploración y producción. Nuestra unidad de negocios de exploración y producción está llevando a cabo una mejora operativa integral y un programa de reducción de costos con más de 100 iniciativas que esperamos tengan un impacto positivo sobre nuestro negocio. Ellas comprenden iniciativas para mejorar la productividad de los pozos a través de una mejor gestión del agua, mejorar el mantenimiento de las instalaciones, optimizar el proceso de fracturación y reducir los costos de la energía.
Invertir en la exploración onshore y offshore en Argentina. Tenemos planeado llevar a cabo una exploración orientada a recursos convencionales y no convencionales en tierra (“onshore”). Por ejemplo, nuestra intención es acceder a nuevos yacimientos de exploración onshore que se encuentran en áreas poco exploradas dentro de cuencas que actualmente están en proceso de producción. Con el objeto de apoyar esta iniciativa, en 2007 comenzamos a agregar equipos nuevos para perforación y fracturación, y contratamos personal técnico adicional. Asimismo, hemos celebrado tres acuerdos con Energía Argentina S.A. (“ENARSA”), compañía de energía de propiedad del Estado, y otras sociedades para realizar una exploración conjunta de los yacimientos offshore de Argentina, lo cual creemos que nos deja en una buena posición para explorar áreas offshore potencialmente productivas en Argentina. La superficie offshore de Argentina, en su mayoría, aún no ha sido explorada y constituye el área más grande para el desarrollo de zonas no explotadas del país y pretendemos participar activamente en el proceso de licitación de nuevas áreas offshore de Argentina.
Optimizar el valor de yacimientos secundarios.Estamos tratando de optimizar nuestra cartera de activos de exploración y producción a través de la gestión activa de varios yacimientos secundarios, incluso mediante asociaciones potenciales con operadores más pequeños en algunos yacimientos con el fin de mejorar su eficiencia operativa. Dada la demanda actual de activos de exploración y producción en el mercado argentino, también evaluamos la posibilidad de vender determinados yacimientos no estratégicos a terceros.
Downstream
Continuar mejorando la eficiencia de producción y de costos en los negocios de downstream. Buscamos optimizar nuestros activos de refino a fin de aumentar su capacidad (a través de la eliminación de “cuellos de botella” y reformando los equipos), además de mejorar su flexibilidad para transferir capacidad entre algunas categorías de productos, adaptar nuestras refinerías a las nuevas normas de bajo contenido de azufre y desarrollar nuestros activos y redes logísticas para satisfacer el crecimiento continuado esperado de la demanda. Además, nos encontramos en el proceso de implementar varios programas de reducción de costos en todos nuestros activos de refinación y logística (incluyendo la reducción del consumo interno de energía y las compras centralizadas), en la red de comercialización (incluyendo la centralización de las tareas de administración, las reducciones de los programas de fidelización y la expansión selectiva de la red de estaciones de servicio de nuestra propiedad y operadas por nosotros y, a la vez, continuar con la racionalización de las estaciones de servicio operadas por terceros con baja eficiencia operativa) y en la división química (incluyendo la reducción de paradas de planta para mantenimiento).
Maximizar la producción y comercialización de productos de alto valor. Nuestro plan es maximizar la producción y comercialización de nuestros productos con mayor margen así como incorporar gradualmente al mercado productos de alta gama. Por ejemplo, recientemente hemos comenzado a vender combustibles de alto valor agregado que contienen bioaditivos en un número reducido de nuestras estaciones de servicio, anticipándonos a las medidas regulatorias argentinas que exigen un mínimo de contenido biológico para el año 2010.
Aumentar la creación de valor de los productos petroquímicos. Nuestra unidad de negocios de química llevará a cabo una actualización significativa de su planta de aromáticos mediante la migración hacia la última tecnología de punta. Creemos que nuestras inversiones facilitarán la integración con nuestra unidad de negocios de refino y marketing a través de un importante aumento en la producción de aromáticos, mucho de lo cual será empleado por nuestra unidad de negocios de refino y marketing para incrementar los niveles de octanaje de la gasolina y para producir hidrógeno a fin de mejorar la productividad de la planta de refino.
Nuestras principales oficinas administrativas están ubicadas en la Avenida Pte. Roque Sáenz Peña 777, (C1035AAC) Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina y nuestro número de teléfono general es (5411) 4329-2000. Nuestro sitio web es www.ypf.com. La información que contiene dicho sitio web no se encuentra incluida como referencia en el presente Prospecto y no se la considerará parte de él.
DATOS ESTADÍSTICOS Y PROGRAMA PREVISTO PARA LA OFERTA
Este resumen detalla información importante sobre este Programa. Se recomienda leer este prospecto en su totalidad. Para mayor información sobre la serie en particular de obligaciones negociables que se propone comprar, el inversor también debe revisar el suplemento de precio aplicable. Los términos del respectivo suplemento de precio para una serie de obligaciones negociables podrán reemplazar la descripción de las obligaciones negociables contenida en el presente.
Las referencias en el presente prospecto a “obligaciones negociables” equivalen a obligaciones negociables que podemos emitir en el marco de este Programa, salvo que el contexto indique lo contrario.
| Emisora | YPF Sociedad Anónima |
| Colocadores | Los eventuales colocadores respecto de cada serie de obligaciones negociables se designarán en el respectivo suplemento de precio correspondiente a cada serie de obligaciones negociables. |
| Monto del Programa | Podremos emitir obligaciones negociables por un monto de capital total máximo en circulación en cualquier momento de US$ 1.000.000.000 (o su equivalente en otras monedas); teniendo en cuenta que, sujeto a la previa aprobación de la CNV, podemos modificar el Programa para aumentar el valor nominal total de obligaciones negociables que pueden ser emitidas en el marco del Programa en cualquier momento sin el consentimiento de los tenedores de obligaciones negociables. |
| Duración del Programa | Cinco años a partir de la autorización del Programa por parte de la CNV. |
| Emisión en Series | Dentro de cada serie, podremos emitir tramos de obligaciones negociables, sujeto a términos idénticos a los de los demás tramos de dicha serie, salvo que la fecha de emisión, el precio de emisión y la fecha de pago de intereses inicial, pueden variar. |
| Estableceremos los términos específicos de cada serie en un suplemento de precio de este prospecto. | |
| Rango | Las obligaciones negociables emitidas en este Programa calificarán como obligaciones negociables simples no convertibles en acciones según la ley argentina y serán emitidas con ajuste a todos los requerimientos de la Ley de Obligaciones Negociables y las demás leyes y reglamentaciones argentinas aplicables y cumplirán todos sus términos. |
| Salvo que se especifique de modo distinto en el respectivo suplemento de precio, las obligaciones negociables constituirán obligaciones simples, incondicionales y no subordinadas, con garantía común sobre nuestro patrimonio, y en todo momento tendrán igual prioridad de pago que todo nuestro otro endeudamiento no garantizado y no subordinado, presente y futuro (salvo las obligaciones que gozan de preferencia por ley o de puro derecho). | |
| Si así lo especificara el respectivo suplemento de precio, podremos emitir obligaciones negociables garantizadas por un convenio de cesión, privilegio u otra garantía respecto de los bienes allí especificados y tendrán privilegio, con el alcance de la garantía, sobre todo su otro endeudamiento no garantizado y no subordinado, presente y futuro (salvo las obligaciones que gozan de preferencia por ley o de puro derecho). | |
| Si lo especificara el respectivo suplemento de precio, podremos emitir obligaciones negociables subordinadas que estarán en todo momento en inferior prioridad de pago al de nuestro endeudamiento garantizado y, en tanto allí se establezca en tal sentido, parte de nuestro endeudamiento no garantizado y no subordinado (así como las obligaciones que gocen de preferencia por ley o de puro derecho). | |
| Precio de Emisión | Podremos emitir obligaciones negociables a su valor nominal o a descuento o prima de su valor nominal, según detalle el respectivo suplemento de precio. |
| Monedas | Podremos emitir obligaciones negociables en cualquier moneda según especifique el respectivo suplemento de precio. También podremos emitir obligaciones negociables con capital e intereses pagaderos en una o más monedas distintas de la moneda en que se denominan, con el alcance permitido por la ley aplicable. |
| Vencimientos | Podremos emitir obligaciones negociables con vencimientos de no menos de siete días desde la fecha de emisión, según se detalle en el respectivo suplemento de precio. |
| Intereses | Las obligaciones negociables podrán devengar intereses a una tasa fija o con un margen por sobre o debajo de una tasa variable en base a la tasa LIBOR, las tasas del Tesoro estadounidense o cualquier otra tasa base, o por referencia a un índice o fórmula según se indique en el respectivo suplemento de precio. También podremos emitir obligaciones negociables que no devenguen intereses, según pudiera especificar el respectivo suplemento de precio. |
| Rescate | El respectivo suplemento de precio podrá disponer que las obligaciones negociables de una serie podrán ser rescatadas a opción nuestra y/o a opción de los tenedores, en su totalidad o en parte, al precio o a los precios especificados en el suplemento de precio aplicable. El rescate parcial se realizará proporcionalmente. |
| Rescate por Cuestiones Impositivas | Las obligaciones negociables podrán ser rescatadas por nosotros en su totalidad, no en forma parcial, a un precio igual al 100% del monto de capital más intereses devengados e impagos en caso de ocurrir ciertos supuestos fiscales en Argentina. Véase “De la Oferta y la Cotización—Descripción de las Obligaciones Negociables—Rescate y Recompra—Rescate por Cuestiones Impositivas”. |
| Rescate ante un Supuesto de Nacionalización | Ante un supuesto de nacionalización especificado, deberán ser rescatadas todas las obligaciones negociables de la serie en un plazo de 30 a 60 días desde la recepción de la notificación del Fiduciario, si lo hubiera, o de tenedores del 25% o más del monto de capital total de las obligaciones negociables de la respectiva serie. Véase “De la Oferta y la Cotización — Descripción de las Obligaciones Negociables – Rescate y Recompra – Rescate debido a un Evento de Nacionalización”. |
| Oferta de Recompra | El suplemento de precio correspondiente podría disponer que, ante ciertos acontecimientos allí descriptos, se nos exija que realicemos una oferta para recomprar obligaciones negociables de la respectiva serie a un precio establecido en y de acuerdo con las condiciones del suplemento de precio respectivo. |
| Compromisos | El presente prospecto contiene ciertos compromisos que, sujeto a importantes excepciones y salvo que se dispusiera de otro modo en el suplemento de precio relativo a una serie de obligaciones negociables, limitan nuestra capacidad de incurrir en ciertos gravámenes o de celebrar ciertas operaciones de venta con alquiler recíproco y, salvo que cumplamos con ciertos requisitos, limitan nuestra capacidad de fusionarnos, consolidarnos o transferir la totalidad o sustancialmente la totalidad de nuestros activos. Véase “De la Oferta y la Cotización – Descripción de las Obligaciones Negociables – Compromisos”. |
| Destino de los Fondos | Emplearemos el producido neto proveniente de la emisión de obligaciones negociables en el marco de este Programa, en cumplimiento de los requisitos establecidos en el Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables y otras regulaciones aplicables, según lo especificado en el suplemento de precio correspondiente, para uno o más de los siguientes propósitos: (i) inversiones en activos físicos y capital de trabajo dentro de la República Argentina; o (ii) integración de aportes de capital en sociedades controladas o vinculadas a nosotros cuyo producido se aplique a los destinos antes especificados, en el país. Véase “Información Clave sobre la Emisora — Destino de los Fondos”. |
| Retenciones Fiscales; Montos Adicionales | Realizaremos los pagos respecto de las obligaciones negociables sin retención o deducción de impuestos u otras cargas públicas fijadas por Argentina, o cualquier subdivisión política o autoridad fiscal de dicho país. En caso de que la ley exija practicar tales retenciones o deducciones, sujeto a ciertas excepciones, pagaremos los Montos Adicionales (según se define más adelante) necesarios para que los tenedores reciban el mismo monto que habrían recibido con respecto a los pagos sobre las obligaciones negociables de no haberse practicado tales retenciones o deducciones. Véase “De la Oferta y la Cotización – Descripción de las Obligaciones Negociables – Montos Adicionales”. |
| Denominaciones | Emitiremos obligaciones negociables, en las denominaciones especificadas en el respectivo suplemento de precio, sujeto a las leyes aplicables y normas de la CNV. |
| Forma | Salvo que se especifique de modo distinto en el suplemento de precio correspondiente, las obligaciones negociables ofrecidas en Estados Unidos a compradores institucionales calificados en base a la Norma 144A según la Ley de Títulos Valores Estadounidense estarán representadas por una o más obligaciones negociables globales de la Norma 144A y las obligaciones negociables ofrecidas en base a la Regulación S estarán representadas por una o más obligaciones negociables globales de la Regulación S. |
| Restricciones a la Transferencia | No hemos registrado las obligaciones negociables en los términos de la Ley de Títulos Valores Estadounidense, por lo que no podrán ser transferidas salvo en cumplimiento de las restricciones sobre transferencias detalladas en el título “De la Oferta y la Cotización — Restricciones a la Transferencia”. |
| Derechos de Registro | De así especificarlo el respectivo suplemento de precio, podremos otorgar derechos de registro a los tenedores de una serie de obligaciones negociables. |
| Según cualquier Contrato de Derechos de Registro, si hubiera, podremos acordar presentar ante la SEC y emplearemos los esfuerzos comercialmente razonables para obtener la aprobación de una solicitud de autorización de oferta de canje de las respectivas obligaciones negociables (las “Obligaciones Negociables de Canje”), sustancialmente con iguales términos (pero sin restricciones sobre transferencias y ciertos otros términos sobre aumento de intereses, según se describe más adelante). Al aprobarse una solicitud de autorización de oferta de canje, ofreceríamos a los tenedores de tales obligaciones negociables que puedan efectuar ciertas declaraciones la oportunidad de canjear sus obligaciones negociables por un monto de capital igual de Obligaciones Negociables de Canje. En ciertas circunstancias, podremos estar obligados en cambio a presentar una solicitud de autorización de oferta para cubrir ventas de obligaciones negociables por parte de los tenedores. De no presentarse u obtenerse la aprobación de la solicitud de autorización de oferta de canje o llevarse a cabo la oferta de canje o, de ser requerido, de no presentarse u obtenerse la aprobación de la solicitud de autorización de oferta pública, dentro de los plazos especificados en el respectivo suplemento de precio, ello originará un aumento de la tasa de interés pagada por las respectivas obligaciones negociables. Véase “De la Oferta y la Cotización — Descripción de las Obligaciones Negociables—Derechos de Registro”. | |
| Cotización | Podremos solicitar la autorización para la cotización de obligaciones negociables de una serie en la Bolsa de Valores de Luxemburgo a través de su negociación en el mercado Euro MTF y para la cotización en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y el MAE o cualquier otro mercado de valores. No podemos garantizar, no obstante, que estas solicitudes serán aceptadas. Podrán emitirse obligaciones negociables en el marco de este Programa que no coticen en bolsa, y el respectivo suplemento de precio relacionado con una serie de obligaciones negociables especificará si las obligaciones negociables de dicha serie han sido admitidas al régimen de cotización de la Bolsa de Valores de Luxemburgo para su negociación en el mercado Euro MTF, en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, el MAE o en cualquier otra bolsa de valores. |
| Ley Aplicable | La Ley de Obligaciones Negociables establece los requisitos para que las obligaciones negociables revistan tal carácter y las leyes y reglamentaciones argentinas regirán nuestra capacidad y autoridad societaria para crear este Programa y ofrecer las obligaciones negociables en Argentina y para celebrar y otorgar las obligaciones negociables. Todas las demás cuestiones respecto de las obligaciones negociables se regirán y serán interpretadas de acuerdo con las leyes que oportunamente se establezcan en el respectivo suplemento de precio. |
| Colocación de las Obligaciones Negociables en Argentina | Las obligaciones negociables a ser emitidas en el marco de este Programa podrán ser ofrecidas al público en Argentina de acuerdo con las normas de la CNV y la Resolución Conjunta. Este prospecto estará disponible al público en general en Argentina. La colocación de obligaciones negociables por oferta pública en Argentina tendrá lugar de acuerdo con las disposiciones establecidas en la Ley N° 17.811, con sus modificaciones, (la “Ley de Oferta Pública”) y las normas aplicables de la CNV y la Resolución Conjunta, a través de los siguientes actos, entre otros: (i) la publicación de un resumen de los términos y condiciones de este prospecto y el suplemento de precio aplicable en el Boletín de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y en un diario de amplia circulación en Argentina; (ii) la distribución de este prospecto y el suplemento de precio aplicable al público en Argentina; (iii) presentaciones a eventuales inversores (road shows) en Argentina; y (iv) conferencias telefónicas con potenciales inversores en Argentina. Los suplementos de precio detallarán los esfuerzos de colocación que se realizarán en virtud de la Ley de Oferta Pública, la normativa de la CNV aplicable y la Resolución Conjunta. |
| Calificaciones de Riesgo | El presente Programa no cuenta con calificación de riesgo. Si una serie de obligaciones negociables en el marco de este Programa recibiera calificación, proporcionaremos las calificaciones de riesgo y la información relativa a ellas en el suplemento de precio correspondiente. |
| Factores de Riesgo | Véase “Información Clave sobre la Emisora — Factores de Riesgo” en este Prospecto y el suplemento de precio aplicable para obtener una descripción de los principales riesgos que implica realizar una inversión en las obligaciones negociables. |
INFORMACIÓN CLAVE SOBRE LA EMISORA
Resumen de información contable y operativa seleccionada
Los siguientes cuadros presentan nuestra información contable y financiera seleccionada. Dicha información debe leerse junto con los Estados Contables Auditados y No Auditados y sus notas relacionadas, según se los define en el párrafo siguiente, y con la información que contiene la sección “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera - Información contable y operativa seleccionada” y "Análisis y explicaciones de la Dirección sobre la situación económica y los resultados de las operaciones", en otra parte del presente Prospecto.
La información contable incluida en este Prospecto al 30 de junio de 2008 y por el período finalizado en dicha fecha es no auditada (los “Estados Contables No Auditados”). Adicionalmente, la información contable al 31 de diciembre de 2007, 2006 y 2005 y por los ejercicios finalizados en dichas fechas, surge de nuestros estados contables auditados (los "Estados Contables Auditados"), incorporados al presente Prospecto. Nuestros Estados Contables Auditados y No Auditados han sido preparados de acuerdo con principios de contabilidad generalmente aceptados en la Argentina, que referimos en el presente como los PCGA Argentinos.
Algunas de las cifras contenidas en este Prospecto han sido objeto de ajustes por redondeo. En consecuencia, las cifras indicadas como totales pueden no coincidir debido a dicho redondeo.
| Síntesis de resultados conforme a las Normas de la CNV | Al 30 de junio y para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de | |
|---|---|---|
| 2008 | 2007 | |
| Información de los Estados de Resultados Consolidados(1): | ||
| Ventas netas (2) | 16.443 | 13.099 |
| Utilidad bruta | 5.542 | 4.800 |
| Gastos de administración | (429) | (361) |
| Gastos de comercialización | (1.102) | (992) |
| Gastos de exploración | (218) | (247) |
| Utilidad operativa | 3.793 | 3.200 |
| Resultados de inversiones no corrientes | 67 | 29 |
| Otros egresos, netos | (241) | (18) |
| Intereses generados por pasivos | (189) | (145) |
| Otros resultados financieros y por tenencia, netos | 459 | 319 |
| Resultado por reversión de desvalorización de otros activos | 69 | |
| Utilidad neta antes del impuesto a las ganancias | 3.889 | 3.454 |
| Impuesto a las ganancias | (1.635) | (1.310) |
| Utilidad neta de operaciones continuas | 2.254 | 2.144 |
| Utilidad neta | 2.254 | 2.144 |
| Otros Datos Contables Consolidados: | ||
| Depreciación de los bienes de uso | 2.046 | 2.012 |
| Efectivo aplicado a adquisiciones de bienes de uso | 2.816 | 2.529 |
| Otros indicadores | ||
| EBITDA (6) | 6.049 | 5.451 |
| Margen de EBITDA (7) | 37% | 42% |
| Indicadores | ||
| Liquidez corriente | 0,902 | 1,554 |
| Solvencia | 1,410 | 2,111 |
| Inmovilizado del Capital | 0,763 | 0,718 |
| Al 30 de junio de 2008 | |
| Datos de los Balances Consolidados: | |
| Caja | 105 |
| Capital de trabajo(3) | (944) |
| Total del Activo | 36.764 |
| Préstamos corrientes y no corrientes (4) | 3.252 |
| Patrimonio neto (5) | 21.511 |
- Los estados contables reflejan el efecto de los cambios en el poder adquisitivo de la moneda por aplicación del método de reexpresión en moneda constante de pesos argentinos establecido en la Resolución Técnica Nº6 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales en Ciencias Económicas (“F.A.C.P.C.E.”) y considerando la Resolución General Nº 441 de la CNV, que dispuso el cese de la re expresión de los estados contables en moneda constante de pesos argentinos al 1º de marzo de 2003. Véase Nota 1 de los Estados Contables Individuales correspondientes a los Estados Contables No Auditados al 30 de junio de 2008.
- Se consideran ventas netas luego de deducir el impuesto a la transferencia de combustibles, el impuesto a los ingresos brutos y los derechos aduaneros sobre las exportaciones de hidrocarburos. Las regalías referidas a nuestra producción se contabilizan como un costo de producción y no se deducen al determinar las ventas netas. Ver la Nota 2(f) de los Estados Contables Individuales correspondientes a los Estados Contables No Auditados al 30 de junio de 2008.
- El Capital de trabajo corresponde al total del activo corriente neto del total del pasivo corriente al 30 de junio de 2008 según Estados Contables No Auditados.
- Los préstamos incluyen montos nominales no corrientes por Ps. 650 millones al 30 de junio de 2008.
- Nuestro capital suscripto al 30 de junio de 2008 está representado por 393.312.793 acciones ordinarias y dividido en cuatro clases de acciones, con un valor nominal de Ps. 10 y un voto por acción. Dichas acciones están totalmente suscriptas, integradas y autorizadas para su cotización en bolsa.
- El EBITDA se calcula excluyendo de la utilidad neta los intereses generados por activos y pasivos, el impuesto a las ganancias y la depreciación de los bienes de uso. Para conocer sobre la conciliación del EBITDA con la utilidad neta, ver “– Conciliación de EBITDA”.
- El margen de EBITDA se calcula dividiendo el EBITDA por nuestras ventas netas.
| Síntesis de resultados conforme a las Normas de la CNV | |||
|---|---|---|---|
| Al 31 de diciembre y correspondiente al ejercicio finalizado en dicha fecha de | |||
| 2007 | 2006 | 2005 (1) | |
| (en millones de pesos) | |||
| Información de los Estados de Resultados Consolidados(2): | |||
| Ventas netas (3) | 29.104 | 25.635 | 22.901 |
| Utilidad bruta | 10.104 | 9.814 | 11.643 |
| Gastos de administración | (805) | (674) | (552) |
| Gastos de comercialización | (2.120) | (1.797) | (1.650) |
| Gastos de exploración | (522) | (460) | (280) |
| Utilidad operativa | 6.657 | 6.883 | 9.161 |
| Resultado de inversiones no corrientes | 34 | 183 | 39 |
| Otros egresos, netos | (439) | (204) | (545) |
| Intereses generados por pasivos | (292) | (213) | (459) |
| Otros resultados financieros y por tenencia | 810 | 667 | 561 |
| Resultados por la venta de inversiones no corrientes | 5 | 11 | 15 |
| Resultado por reversión (desvalorización) de otros activos | 69 | (69) | — |
| Utilidad antes del impuesto a las ganancias | 6.844 | 7.258 | 8.772 |
| Impuesto a las ganancias | (2.758) | (2.801) | (3.410) |
| Utilidad neta | 4.086 | 4.457 | 5.362 |
| Síntesis de la situación patrimonial conforme a las Normas de la CNV | |||
| Datos de los Balances Consolidados: | |||
| Caja y Bancos | 196 | 118 | 122 |
| Capital de trabajo (4) | 4.081 | 4.905 | 2.903 |
| Total del Activo | 38.102 | 35.394 | 32.224 |
| Préstamos corrientes y no corrientes (5) | 994 | 1.425 | 1.453 |
| Patrimonio neto (6) | 26.060 | 24.345 | 22.249 |
| Otros datos contables consolidados: | |||
| Depreciación de bienes de uso | 4.139 | 3.718 | 2.707 |
| Efectivo aplicado a adquisiciones de bienes de uso | 6.163 | 5.002 | 3.722 |
| Otros indicadores | |||
| EBITDA (7) | 10.997 | 10.851 | 11.717 |
| Margen de EBITDA (8) | 38% | 42% | 51% |
| Indicadores | 1,588 | 1,781 | 1,520 |
| Liquidez corriente | |||
| Solvencia | 2,164 | 2,203 | 2,230 |
| Inmovilizado del Capital | 0,711 | 0,684 | 0,737 |
| Rentabilidad | 0,162 | 0,191 | 0,244 |
(1) La información consolidada sobre resultados y balance para el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2005 indicada precedentemente contempla el efecto retroactivo que resulta de aplicar las nuevas normas contables argentinas vigentes desde el 1 de enero de 2006
(2) Los estados contables reflejan el efecto de las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda por aplicación del método de reexpresión en moneda constante establecido en la Resolución Técnica N° 6 de la F.A.C.P.C.E. y teniendo en cuenta la Resolución General N° 441 de la CNV, que dispuso la suspensión de la reexpresión de los estados contables en moneda constante de la Argentina a partir del 1° de marzo de 2003. Ver Nota 1 de los Estados Contables Individuales correspondientes a los Estados Contables Auditados.
(3) Las ventas netas se exponen netas del pago del impuesto a la transferencia de combustibles, el impuesto a los ingresos brutos y los derechos aduaneros sobre las exportaciones de hidrocarburos. Las regalías correspondientes a nuestra producción se contabilizan como un costo de producción y no se deducen al determinar las ventas netas. Ver la Nota 2(g) a los Estados Contables Individuales correspondientes a los Estados Contables Auditados al 31 de diciembre de 2007.
(4) El Capital de trabajo corresponde al total del Activo Corriente neto del total del Pasivo Corriente al 31 de diciembre de cada año según Estados Contables Consolidados.
(5) Los préstamos incluyen montos nominales no corrientes por Ps. 523 millones al 31 de diciembre de 2007, Ps. 510 millones al 31 de diciembre de 2006 y Ps. 1.107 millones al 31 de diciembre de 2005.
(6) Nuestro capital suscripto al 31 de diciembre de 2007 está representado por 393.312.793 acciones ordinarias y dividido en cuatro clases de acciones, con un valor nominal de Ps. 10 y un voto por acción. Dichas acciones están totalmente suscriptas, integradas y autorizadas para su cotización en bolsa.
(7) El EBITDA se calcula excluyendo de la utilidad neta los intereses generados por activos y pasivos, el impuesto a las ganancias y la depreciación de los bienes de uso. Para conocer sobre la conciliación del EBITDA con la utilidad neta, ver “–Conciliación de EBITDA”.
(8) El margen de EBITDA se calcula dividiendo el EBITDA por nuestras ventas netas.
Conciliación de EBITDA
El EBITDA se calcula excluyendo de nuestra utilidad neta los intereses generados por activos y pasivos, el impuesto a las ganancias y la depreciación de los bienes de uso. Nuestra Dirección considera que el EBITDA es un dato significativo para los inversores porque es una de las principales medidas utilizada por nuestra Dirección para comparar nuestros resultados y eficiencia con aquellos de otras empresas similares en la industria del petróleo y gas, excluyendo el efecto sobre la comparabilidad de las variaciones en la depreciación y amortización que resulta de las diferencias en el agotamiento de sus campos de petróleo y gas. Asimismo, el EBITDA es una medida habitualmente informada y ampliamente utilizada por analistas, inversores y otras partes interesadas en la industria del petróleo y gas. El EBITDA no es una medida explícita del rendimiento financiero según los PCGA Argentinos, y puede no ser comparable con mediciones con denominación similar que utilizan otras empresas. El EBITDA no debe considerarse como una alternativa a la utilidad operativa, como indicador de nuestro rendimiento operativo, o como una alternativa a las variaciones del efectivo generado por las actividades operativas como medida de nuestra liquidez.
El siguiente cuadro muestra, para cada uno de los períodos y ejercicios indicados, nuestro EBITDA conciliado con la utilidad neta:
| Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2007 | 2006 | 2005 | |||
| (en millones de pesos) | |||||
| Utilidad neta | 4.086 | 4.457 | 5.362 | ||
| Intereses generados por activos | (278) | (338) | (221) | ||
| Intereses generados por pasivos | 292 | 213 | 459 | ||
| Depreciación de los bienes de uso | 4.139 | 3.718 | 2.707 | ||
| Impuesto a las ganancias | 2.758 | 2.801 | 3.410 | ||
| EBITDA | 10.997 | 10.851 | 11.717 |
| Período finalizado el 30 de junio de | ||
| 2008 | 2007 | |
| Utilidad neta | 2.254 | 2.144 |
| Intereses generados por activos | (75) | (160) |
| Intereses generados por pasivos | 189 | 145 |
| Depreciación de los bienes de uso | 2.046 | 2.012 |
| Impuesto a las ganancias | 1.635 | 1.310 |
| EBITDA | 6.049 | 5.451 |
Reservas probadas, producción y otra información operativa
El siguiente cuadro presenta información sobre nuestras reservas, producción y otra información operativa para los ejercicios indicados.
| Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de | |||
|---|---|---|---|
| 2007 | 2006 | 2005 | |
| Revisiones, extensiones, descubrimientos y mejoras en la recuperación de reservas probadas al cierre del período/ejercicio (1) | |||
| Petróleo (mmbbl) | 63 | 29 | (153) |
| Gas (bcf) | 328 | (17) | (325) |
| Total (mmbpe) expenses | 119 | 27 | (212) |
| Reservas probadas al final del período/ejercicio | |||
| Petróleo (mmbbl) | 623 | 680 | 777 |
| Gas (bcf) | 3.708 | 4.015 | 4.683 |
| Total (mmbpe) expenses | 1.283 | 1.396 | 1.611 |
| Reservas probadas desarrolladas al cierre del período/ejercicio | |||
| Petróleo (mmbbl) | 460 | 521 | 604 |
| Gas (bcf) | 2.441 | 2.571 | 3.201 |
| Total (mmbpe) expenses | 895 | 979 | 1.174 |
| Producción promedio diaria del ejercicio | |||
| Petróleo (mbbl) | 329 | 346 | 366 |
| Gas (mmcf) | 1.740 | 1.779 | 1.827 |
| Total (mbpe) expenses | 636 | 663 | 691 |
| Capacidad de refinación | |||
| Capacidad (mbbl/d)(2) | 320 | 320 | 320 |
| Distribución minorista al cierre del ejercicio | |||
| Estaciones de servicio | 1.692 | 1.731 | 1.794 |
El siguiente cuadro presenta información sobre nuestra producción y otra información operativa para los períodos indicados.
| Seis meses finalizados el 30 de junio de | ||
| 2008 | 2007 | |
| Producción promedio diaria del ejercicio | ||
| Petróleo (mbbl) | 307 | 335 |
| Gas (mmcf) | 1.653 | 1.743 |
| Total (mbpe) | 601 | 645 |
| Capacidad de refinación | ||
| Capacidad (mbbl/d)(2) | 320 | 320 |
(1) Véase “Información de Emisora – Exploración y Producción – Reservas” para mayor información sobre nuestras reservas.
(2) No se incluye a Refinor, que tiene una capacidad de refinación de 26 mbbl/d y donde tenemos una participación del 50%.
Indicadores
| Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de | |||
| 2007 | 2006 | 2005 | |
| Liquidez corriente (Activo Corriente sobre Pasivo Corriente) | 1,588 | 1,781 | 1,520 |
| Solvencia (Patrimonio Neto sobre Pasivo Total) | 2,164 | 2,203 | 2,230 |
| Inmovilizado del Capital (Activo no Corriente sobre Activo Total) | 0,711 | 0,684 | 0,737 |
| Rentabilidad (Utilidad Neta sobre Patrimonio Neto promedio) | 0,162 | 0,191 | 0,244 |
| Período finalizado el 30 de junio de | ||
| 2008 | 2007 | |
| Liquidez corriente (Activo Corriente sobre Pasivo Corriente) | 0,902 | 1,554 |
| Solvencia (Patrimonio Neto sobre Pasivo Total) | 1,410 | 2,111 |
| Inmovilizado del Capital (Activo no Corriente sobre Activo Total) | 0,763 | 0,718 |
Capitalización y endeudamiento
El siguiente cuadro muestra nuestra deuda, patrimonio neto y capitalización total al 30 de junio de 2008 y al 31 de diciembre de 2007. Este cuadro debe leerse junto con la información que aparece bajo el título “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera - Información Contable y Operativa Seleccionada”, “Análisis y Explicaciones de la Dirección sobre la Situación Financiera y los Resultados de las Operaciones” y nuestros estados contables y las notas a los mismos incluidas en el presente Prospecto.
| Al 30 de junio de 2008 | Al 31 de diciembre de 2007 | ||
| (en millones de pesos) | (en millones de pesos) | ||
| Préstamos corrientes | 2.602 | 471 | |
| Préstamos no corrientes | 650 | 523 | |
| Total patrimonio neto | 21.511 | 26.060 | |
| Total capitalización | 24.763 | 27.054 |
La totalidad de nuestro endeudamiento es no garantizado.
Razones de la oferta y destino de los fondos
Emplearemos el producido neto proveniente de las obligaciones negociables en el marco de este Programa para uno o cualquiera de los siguientes objetos, en cumplimiento de los requisitos establecidos en el Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables y su reglamentación, según lo especificado en el suplemento de precio correspondiente:
• Inversiones en activos físicos y capital de trabajo dentro de la República Argentina; o
• Integración de aportes de capital en sociedades controladas o vinculadas a a nosotros cuyo producido se aplique a los destinos antes especificados, en el país.
No emplearemos tales fondos para refinanciar o amortizar deuda vigente.
Estando pendiente su aplicación, los eventuales fondos podrán ser invertidos en títulos del gobierno y en inversiones de corto plazo.
Factores de riesgo
Invertir en las obligaciones negociables emitidas en el marco de este Programa implica riesgos. Antes de adoptar una decisión de inversión, los eventuales compradores deberán considerar cuidadosamente los riesgos descriptos a continuación y los descriptos en el respectivo suplemento de precio, si hubiera. Nuestra actividad, situación patrimonial y financiera y los resultados de nuestras operaciones podrían verse seria y adversamente afectados por cualquiera de estos riesgos. El precio de negociación de las obligaciones negociables emitidas en el marco de este Programa podría caer debido a cualquiera de estos riesgos, perdiendo los inversores todo o parte de su inversión. Los riesgos descriptos a continuación y los descriptos en el respectivo suplemento de precio, si hubiera, son riesgos de los que nosotros actualmente tenemos conocimiento y consideramos que nos pueden afectar sustancialmente o a quienes inviertan en las obligaciones negociables del Programa. También podrán existir otros riesgos que actualmente no consideramos sustanciales pero que podrían afectar a su actividad en el futuro.
Riesgos relacionados con la oferta
Las obligaciones negociables estarán efectivamente subordinadas al pago a nuestros acreedores garantizados.
Salvo que se especifique de modo distinto en el respectivo suplemento de precio, las obligaciones negociables tendrán por lo menos igual prioridad de pago que toda nuestra demás deuda existente y futura no garantizada y no subordinada, salvo aquellas obligaciones que gozan de preferencia por ley o de puro derecho, incluyendo, entre otras, los créditos fiscales y laborales. Salvo que se especifique de modo distinto en el suplemento de precio pertinente, el contrato de fideicomiso, si lo hubiera, no prohibirá que incurramos en endeudamiento adicional y contendrá excepciones significativas a la restricción sobre nuestra posibilidad de incurrir en deuda garantizada. Si nos declaráramos en quiebra o fuéramos liquidados, los prestamistas garantizados tendrán prioridad sobre los reclamos de pago de las obligaciones negociables en la medida de los activos que constituyan su garantía. Si quedaran activos luego del pago de los prestamistas garantizados, esos activos podrían resultar insuficientes para satisfacer los créditos de los tenedores de las obligaciones negociables y otra deuda no garantizada, así como los créditos de otros acreedores generales quienes tendrán derecho a participar a prorrata con los tenedores de obligaciones negociables.
De así especificarlo el respectivo suplemento de precio, también podremos emitir obligaciones negociables subordinadas. En ese caso, además de la prioridad de ciertos otros acreedores descriptos en los párrafos precedentes, las obligaciones negociables subordinadas también estarán sujetas en todo momento al pago de cierta deuda no garantizada y no subordinada por nosotros, según describa el respectivo suplemento de precio.
Podrá no desarrollarse un mercado de negociación activo para las obligaciones negociables.
Las obligaciones negociables en el marco de este Programa constituyen títulos nuevos por los que actualmente no existe un mercado de negociación activo. Podremos solicitar la cotización de las obligaciones negociables de una serie en la Bolsa de Valores de Luxemburgo para su negociación en el mercado Euro MTF y en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y el MAE o cualquier otro mercado de valores; no obstante, no podemos garantizar que se aceptarán estas solicitudes. Más aún, podremos decidir que las obligaciones negociables de una serie no cotizarán en bolsa. Si las obligaciones negociables fueran negociadas luego de su emisión inicial, podrán negociar a descuento a su precio de oferta inicial, dependiendo de las tasas de interés prevalecientes, el mercado de títulos similares, las condiciones económicas generales y su comportamiento financiero.
No podemos garantizar que se desarrollará un mercado de negociación activo para las obligaciones negociables de una serie, o de desarrollarse, que se mantendrá tal mercado. Si no se desarrollara o mantuviera un mercado activo para la negociación de las obligaciones negociables, el precio de mercado y liquidez de las obligaciones negociables podrán verse seriamente afectados.
Las obligaciones negociables estarán sujetas a restricciones sobre transferencias que podrían limitar la capacidad de vender las obligaciones negociables.
Las obligaciones negociables son ofrecidas en base a una exención de los requisitos de registro de la Ley de Títulos Valores Estadounidense. Como resultado, las obligaciones negociables podrán ser transferidas o vendidas únicamente en operaciones registradas según sus términos o sobre la base de una exención de dicho registro y en cumplimiento de cualquier otra ley de títulos valores aplicable en otras jurisdicciones. Estas restricciones podrían afectar la capacidad de vender las obligaciones negociables adquiridas. Véase “De la Oferta y la Cotización — Restricciones a la Transferencia”.
Podremos rescatar las obligaciones negociables antes de su vencimiento.
Las obligaciones negociables podrán ser rescatadas a nuestra opción en caso de ciertas modificaciones del régimen impositivo argentino y, si así lo especificara el respectivo suplemento de precio, también podrán ser rescatadas a nuestra opción por cualquier otra razón. Podremos optar por rescatar tales obligaciones negociables cuando las tasas de interés prevalecientes estén relativamente bajas. En consecuencia, es posible que un inversor no pueda reinvertir los fondos obtenidos en el rescate en títulos similares a una tasa de interés efectiva tan alta como la tasa de las obligaciones negociables.
Riesgos relacionados con la Argentina
La economía argentina podría no continuar creciendo a los niveles actuales o podría contraerse en el futuro
La economía argentina ha experimentado una significativa volatilidad en las últimas décadas, incluyendo diversos períodos de crecimiento bajo o negativo y niveles elevados y variables de inflación y devaluación. Desde la última crisis de 2001 y 2002, la economía argentina ha crecido a un ritmo elevado, habiendo aumentado el PBI real en 8,7% en 2003, 9% en 2004, 9,2% en 2005, 8,5% en 2006 y 8,7% en 2007. El PBI real ha continuado creciendo en el primer semestre de 2008 aunque de forma más lenta. Véase “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera — Factores que afectan nuestras operaciones — Condiciones Macroeconómicas”. Sin embargo, no puede garantizarse que continúe el actual nivel de crecimiento en 2008 o en años subsiguientes. La economía argentina permanece susceptible, entre otras cosas, a la disminución en el precio de los commodities, a la limitada financiación internacional e inversión en infraestructura, como asimismo al incremento en la inflación. Una inflación sostenida en la Argentina podría aumentar los costos de nuestras operaciones, en especial los costos laborales, y sin un aumento correspondiente en los precios de nuestros productos, podría provocar un impacto negativo en los resultados de nuestras operaciones y nuestra situación financiera. Sustancialmente todas nuestras operaciones, bienes y clientes están ubicados en Argentina y, como consecuencia de ello, nuestro negocio depende en gran medida de las condiciones económicas que prevalecen en Argentina. Si la situación económica se deteriorase en Argentina, es probable que esto tenga un efecto adverso significativo sobre nuestra situación financiera y los resultados de nuestras operaciones.
Los acontecimientos políticos y regulatorios en Argentina podrían afectar nuestras operaciones en Argentina
El gobierno argentino ejerce una influencia significativa sobre la economía. En especial, la industria del petróleo y del gas se encuentra sujeta a extensas regulaciones y control gubernamental. Como consecuencia de ello, nuestro negocio depende en gran medida de las condiciones regulatorias y políticas prevalecientes en Argentina y los resultados de nuestras operaciones podrían verse significativa y adversamente afectados por los cambios regulatorios y políticos en Argentina. Actualmente enfrentamos riesgos y desafíos vinculados a la regulación y al control del gobierno argentino sobre el sector energético, incluidos aquellos detallados a continuación así como también en otras partes dentro de este apartado de factores de riesgo:
- limitaciones a nuestra capacidad de trasladar los incrementos en los precios internacionales del petróleo crudo y en otros combustibles y en las fluctuaciones del tipo de cambio a los precios locales, o de aumentar los precios locales del gas natural (en especial para los clientes residenciales), de la nafta y del gasoil;
- mayores impuestos sobre las exportaciones de hidrocarburos;
- restricciones a los volúmenes de exportaciones de hidrocarburos, debidas principalmente al requerimiento de satisfacer la demanda interna;
- en relación con la política del gobierno argentino de brindar prioridad absoluta a la demanda interna, las órdenes regulatorias para suministrar gas natural y otros productos hidrocarburíferos al mercado minorista local en exceso de los montos previamente contratados;
- la importación de ciertos combustibles derivados de los hidrocarburos a precios internacionales para satisfacer la demanda local a precios significativamente menores;
- reformas reglamentarias tendientes a la imposición de requerimientos más estrictos sobre abastecimiento, multas y otras acciones más estrictas por parte de las autoridades gubernamentales en respuesta a los déficits de combustible en las estaciones de servicio;
- la implementación o imposición de requerimientos más estrictos con respecto a la calidad de productos derivados del petróleo en Argentina; y
- mayores impuestos a las ventas locales de combustible no compensados por incrementos en los precios.
El gobierno argentino ha introducido ciertos cambios en las regulaciones y las políticas que rigen el sector energético con el objetivo de otorgarle absoluta prioridad a la demanda interna a precios bajos y estables a fin de sostener la recuperación económica. Como resultado de estos cambios, por ejemplo, en los días en los cuales existe escasez de gas, las exportaciones de gas natural (que también se ven afectadas por otras órdenes gubernamentales restrictivas) y el abastecimiento de gas a las industrias, plantas generadoras de electricidad y estaciones de servicio que venden gas natural comprimido se ven interrumpidas por la prioridad brindada a los clientes residenciales a precios menores. No podemos garantizar que los cambios en las leyes y reglamentaciones aplicables, o las interpretaciones judiciales o administrativas adversas de dichas leyes y reglamentaciones no afectarán de manera adversa los resultados de nuestras operaciones. Véase “Información sobre la Emisora - Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino”. Del mismo modo, no podemos asegurar que las futuras políticas gubernamentales orientadas a sostener el recupero de la economía o a dar respuesta a las necesidades internas no afectarán de modo adverso la industria del petróleo y gas.
En enero de 2007, fue promulgada la Ley Nº 26.197, que, de acuerdo con el Artículo 124 de la Constitución Nacional, estableció que las provincias argentinas serán las propietarias de los reservorios de hidrocarburos ubicados dentro de sus territorios. Conforme a derecho, el Congreso de la Nación tiene el deber de sancionar leyes y regulaciones que tengan por finalidad el desarrollo de recursos minerales dentro de Argentina, mientras que los gobiernos provinciales son responsables de hacer cumplir estas leyes y administrar los yacimientos de hidrocarburos que se encuentran dentro de los territorios de sus respectivas provincias. Sin embargo, ciertos gobiernos provinciales han interpretado las disposiciones de la Ley Nº 26.197 y el Artículo 124 de la Constitución Nacional como un otorgamiento a las provincias de facultades para sancionar sus propias regulaciones relativas a la exploración y producción de petróleo y gas dentro de sus territorios. No podemos asegurar que las regulaciones o los impuestos (incluyendo regalías) sancionados o administrados por las provincias no entrarán en conflicto con las leyes nacionales, ni que dichos impuestos o regulaciones no puedan afectar en forma adversa nuestras operaciones y situación financiera.
Las limitaciones a la fijación de precios locales en Argentina podrían afectar en forma adversa los resultados de nuestras operaciones
En los últimos años, en virtud de las políticas regulatorias, económicas y gubernamentales, sumadas a otros factores, nuestros precios locales de nafta, gasoil y otros combustibles quedaron sustancialmente retrasados en comparación con los precios de dichos productos en el mercado internacional y regional, y nuestra posibilidad de aumentar dichos precios se ha visto limitada. Por ejemplo, en junio de 2008, los precios de importación de gasoil ascendieron a aproximadamente US$ 1.110 por metro cúbico, mientras que los precios de venta locales promedio ascendían a aproximadamente US$ 428 por metro cúbico antes de los subsidios del gobierno. De manera similar, los precios a los cuales vendemos gas natural en Argentina (en especial al sector residencial) están sujetos a reglamentaciones gubernamentales y actualmente se encuentran sustancialmente por debajo de los precios del gas natural en el mercado regional. Para información adicional respecto de los precios locales de nuestros productos, véase “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera - Análisis y Explicación de la Dirección sobre la Situación Financiera y los Resultados de las Operaciones—Factores que afectan nuestras Operaciones—Diferencias entre los precios argentinos e internacionales para los productos hidrocarburíferos" y “Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino—Regulación del Mercado”. No podemos asegurar que en el futuro podamos aumentar suficientemente los precios de nuestros productos y las limitaciones que se nos presenten podrían seguir afectando de manera adversa nuestra situación financiera y los resultados de nuestras operaciones. Del mismo modo, no podemos asegurar que los precios de los hidrocarburos en Argentina alcanzarán los niveles internacionales o regionales vigentes.
Estamos sujetos a restricciones directas e indirectas a las exportaciones, lo que ha afectado los resultados de nuestras operaciones y nos ha llevado a declarar la fuerza mayor en ciertos contratos de exportación
La Ley N° 17.319 (la “Ley de Hidrocarburos”) permite las exportaciones de hidrocarburos en tanto y en cuanto éstos no se requieran para el mercado local y siempre que se vendan a precios razonables. En el caso del gas natural, la Ley Nº 24.076 de gas natural y las regulaciones vinculadas exigen que se tomen en cuenta las necesidades del mercado local al momento de autorizar las exportaciones de gas natural a largo plazo.
Durante los últimos años, las autoridades argentinas adoptaron ciertas medidas que resultaron en significativas restricciones a las exportaciones de gas natural de Argentina, y la política actual del gobierno argentino es no permitir las exportaciones de gas natural, a excepción de aquellas destinadas al sector residencial de los países importadores.
En virtud de lo precedente, nos hemos visto obligados a vender una parte de nuestra producción de gas natural originariamente destinada al mercado de exportación en el mercado local y no hemos podido cumplir en ciertos casos con nuestros compromisos de exportación en forma total o parcial, lo cual ha conllevado a conflictos con nuestros clientes del exterior y nos ha forzado a declarar la fuerza mayor en nuestros contratos de exportación. Consideramos que las medidas enunciadas precedentemente constituyen eventos de fuerza mayor que nos exoneran de toda responsabilidad contingente por deficiencias en entregas contractuales, aunque no podemos garantizar que dicha posición prevalecerá. Véase “Información sobre la Emisora — Exploración y Producción—El Mercado Argentino de Gas Natural” e “Información contable - Litigios.”
Asimismo, la vigencia de determinadas autorizaciones sobre la exportación de gas natural se encuentra sujeta al análisis de la Secretaría de Energía de las reservas de gas natural en la cuenca Noroeste. El resultado de dicho análisis resulta incierto y puede tener un impacto adverso sobre el cumplimiento de nuestros contratos de exportación de gas vinculados a dichas autorizaciones de exportación. Véase “Información contable —Litigios.”
Las exportaciones de petróleo crudo, como también la exportación de la mayor parte de nuestros productos hidrocarburíferos, actualmente requieren la autorización previa por la Secretaría de Energía (según el régimen establecido bajo la Resolución S.E. N° 1679/04 y sus modificatorias y complementarias). Las compañías petroleras que tienen la intención de exportar petróleo crudo o GLP deben primero demostrar que la demanda local de dicho producto ha sido satisfecha o que la oferta de venta del producto a los compradores locales ya fue realizada y rechazada. Las refinerías de petróleo que tienen la intención de exportar gasoil deben también primero demostrar que la demanda local de gasoil ha sido satisfecha. Debido a que la producción local de gasoil no satisface actualmente a las necesidades de consumo local en Argentina, nos hemos visto imposibilitados de vender la producción de gasoil en el mercado de exportaciones desde 2005 y, por ende, nos hemos visto obligados a vender dicho combustible en el mercado local a precios significativamente menores.
No podemos predecir durante cuánto tiempo se mantendrán vigentes estas restricciones a las exportaciones, o si se adoptarán medidas en el futuro que afecten en forma adversa nuestra capacidad de exportar gas, petróleo crudo, gasoil u otros productos y, en consecuencia, nuestros resultados de explotación.
La imposición de nuevos derechos de exportación y otros impuestos podría afectar de modo adverso nuestros resultados
En los últimos años se han impuesto nuevos derechos a las exportaciones. En marzo de 2002, se estableció un impuesto para las compañías de petróleo y gas, con una vigencia de cinco años, del 20% sobre los fondos provenientes de las exportaciones de petróleo crudo y del 5% sobre los fondos provenientes de las exportaciones de productos derivados del petróleo. Estos derechos de exportación se incrementaron el 11 de mayo de 2004 a las siguientes alícuotas: 25% sobre las exportaciones de petróleo crudo, 20% sobre las exportaciones de butano, metano y GLP, y 5% sobre las exportaciones de nafta y gasoil. El 26 de mayo de 2004 se estableció un derecho del 20% sobre las exportaciones de gas natural y sobre LGN. El 4 de agosto de 2004, el Ministerio de Economía y Producción emitió una resolución en la cual se fijó un plan progresivo de derechos a las exportaciones para el petróleo crudo, con alícuotas que oscilaron entre un 25% un 45%, dependiendo de la cotización del precio de referencia WTI a la fecha de la exportación y por ende modificando la alícuota fija del 25% fijada en mayo del mencionado año.
La Resolución 394/2007 del Ministerio de Economía y Producción, publicada el 16 de noviembre de 2007, modificó los derechos de exportación de petróleo crudo y otros productos derivados del petróleo crudo. El nuevo régimen dispone que cuando el precio internacional WTI exceda el precio de referencia, que se fija en US$ 60,9 por barril, el productor podrá cobrar US$ 42 por barril, quedando el resto retenido por el gobierno argentino en carácter de derecho de exportación. Si el precio internacional WTI está por debajo del precio de referencia, pero por encima de US$ 45 por barril, se aplicará una retención del 45 %. Si dicho precio está por debajo de los US$ 45 por barril, el derecho de exportación correspondiente se determinará dentro del plazo de 90 días hábiles. El porcentaje de retención determinado en la forma precedente también se aplica actualmente al gasoil, a la nafta y a otros productos derivados del petróleo crudo. Asimismo, el procedimiento de cálculo descrito precedentemente también se aplica a otros productos derivados del petróleo y lubricantes en base a las diferentes alícuotas de retención, precios de referencia y precios permitidos a los productores. Véase “Información sobre la Emisora - Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino—Regulación del Mercado.”
En relación con el gas natural, en julio de 2006, el Ministerio de Economía y Producción emitió la Resolución 534/06, que aumentó al 45% los derechos de exportación del gas natural. Asimismo, mediante esta resolución se exigió que la Dirección General de Aduanas aplicara el precio de gas natural establecido por el acuerdo marco celebrado entre Argentina y Bolivia (“Acuerdo Marco”) (de aproximadamente US$ 6/mmBtu en diciembre de 2007) como la base de valuación para el cálculo de los derechos de exportación sobre las ventas de gas natural, sin importar el precio real de tales ventas. En 2006, las exportaciones provenientes de la provincia de Tierra del Fuego, que con anterioridad estaban exentas de impuestos, se sometieron al pago de los derechos de exportación según las alícuotas en ese momento vigentes. Adicionalmente, en mayo de 2007, el Ministerio de Economía y Producción aumentó al 25% los derechos arancelarios sobre las exportaciones de butano, propano y GLP.
La Resolución N° 127/08 del Ministerio de Economía y Producción dispuso incrementos en los derechos de exportación de gas natural, elevando la alícuota del 45% al 100%, tomando como base de cálculo el precio más alto establecido en los contratos de importación de gas natural por parte de cualquier importador del país. La resolución en cuestión abandona la referencia al Acuerdo Marco entre Argentina y Bolivia mencionado anteriormente. Respecto del GLP (incluyendo propano, butano y mezcla) la Resolución 127/08 dispuso que en caso que el precio internacional del producto, según informe diariamente la Secretaría de Energía, se mantenga por debajo del valor de referencia que establece la Resolución 127/08 para cada producto (US$ 338/m³ para propano, US$ 393/m³ para butano, y US$ 363/m³ para la mezcla de ambos), la alícuota aplicable será el 45%. En caso que el precio internacional fuere igual o supere al valor de referencia, el productor podrá cobrar el monto máximo establecido por la Resolución 127/08 para el producto en cuestión (US$ 223/m³ para propano, US$ 271/m³ para butano, y US$ 250/m³ para la mezcla de ambos), siendo retenida la diferencia por el gobierno argentino en concepto de derechos de exportación.
Como resultado de lo mencionado previamente sobre los incrementos en los derechos de exportación, podríamos ser y, en ciertos casos, hemos sido forzados a renegociar nuestros contratos de exportación, a pesar de la autorización previa de estos contratos por parte del gobierno argentino. No podemos asegurar que podremos renegociar estos contratos en términos aceptables para nosotros.
La imposición de estos derechos de exportación ha afectado en forma adversa los resultados de nuestras operaciones. No podemos asegurarle que estos impuestos no continuarán vigentes, que no serán incrementados, o que no se establecerán nuevos impuestos.
Podríamos estar expuestos a fluctuaciones del tipo de cambio
Los resultados de nuestras operaciones se encuentran expuestos a la fluctuación de la moneda por lo cual cualquier devaluación del peso contra el dólar estadounidense y otras monedas fuertes podría afectar en forma adversa nuestro negocio y los resultados de nuestras operaciones. El valor del peso ha fluctuado significativamente en el pasado y puede también hacerlo en el futuro. No podemos predecir respecto a la ocurrencia o no, y en su caso en qué medida, el valor del peso podría depreciarse o apreciarse contra el dólar estadounidense y la forma en que cualquiera de tales fluctuaciones podría afectar nuestro negocio.
Podríamos estar sujetos a controles de cambio y de capitales. Las restricciones sobre transferencias al exterior podrán afectar la capacidad del inversor de recibir los pagos de las obligaciones negociables
En los años 2001 y 2002, como resultado de la crisis económica, la Argentina estableció controles cambiarios y restricciones a la transferencia de fondos al exterior que limitaron sustancialmente la capacidad de las empresas de conservar divisas o de realizar pagos al exterior. Conforme a la ley argentina actualmente vigente, se requiere que los exportadores conviertan los fondos provenientes de las operaciones de exportación a moneda local, sujeto a ciertas excepciones aplicables a la industria del petróleo y del gas que nos permiten mantener en el exterior el 70% de los fondos provenientes de las exportaciones. Véase “Información sobre la Emisora - Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino – Repatriación de Moneda Extranjera” e “Información Adicional – Controles de cambio - Restricciones a las transferencias de divisas”. No podemos asegurar que no existan futuras modificaciones a los controles de capital y cambiarios. La fijación de controles cambiarios y de capital más estrictos podría afectar de modo adverso nuestra situación financiera o los resultados de nuestras operaciones como asimismo nuestra capacidad de cumplir con nuestras obligaciones en moneda extranjera y la ejecución de nuestros planes de financiación. En tal caso, podrá verse afectada la capacidad de los tenedores de percibir pagos de las obligaciones negociables.
Nuestro acceso a los mercados de capitales internacionales se ve influenciado por la percepción de riesgo en Argentina y otras economías emergentes, lo cual podría afectar nuestra capacidad de financiar nuestras operaciones y los valores de negociación de nuestros títulos valores
Los inversores internacionales consideran que Argentina es un mercado emergente. Las condiciones económicas y de mercado en otros países emergentes, en especial aquellos en América Latina, ejercen su influencia sobre el mercado de valores negociables emitidos por las empresas argentinas. La volatilidad en los mercados de títulos valores en América Latina y en otros mercados de países emergentes podría tener un impacto negativo sobre el valor de negociación de nuestras acciones y demás valores negociables emitidos, como asimismo sobre nuestra capacidad y los términos y condiciones en virtud de los cuales podamos tener acceso a los mercados de capitales internacionales.
Riesgos relacionados con la industria del petróleo y el gas en la Argentina y con nuestro negocio
Los precios del petróleo y del gas podrían afectar nuestro nivel de inversiones en bienes de capital
Los precios que podamos obtener por nuestros productos hidrocarburíferos afectan la viabilidad de invertir en nuevas actividades de exploración, desarrollo y refino y, por ende, la oportunidad y monto de nuestras inversiones proyectadas en bienes de capital para tales fines. Presupuestamos inversiones en bienes de capital vinculadas a las actividades de exploración, desarrollo, refinación y distribución considerando, entre otras cosas, los precios de mercado para nuestros productos hidrocarburíferos. En el supuesto de que prevalezcan o disminuyan los actuales precios locales, nuestra capacidad para mejorar nuestra tasa de recuperación de hidrocarburos, encontrar nuevas reservas e implementar ciertos de nuestros planes de inversión en bienes de capital podría verse afectada lo que, a su vez, podría afectar adversamente los resultados de nuestras operaciones.
Es probable que nuestras reservas y nuestra producción disminuyan
Los yacimientos de petróleo y gas en Argentina son maduros y nuestras reservas y producción disminuyen a medida que se consumen las reservas. En los últimos dos años nuestras reservas probadas disminuyeron aproximadamente 20%, y reemplazamos el 51% de nuestra producción con nuevas reservas probadas durante 2007. Por otro lado, la producción diaria promedio en el año 2007 se redujo en aproximadamente 4,1% desde 2006. Estamos realizando esfuerzos para mitigar estas reducciones al incorporar reservas mediante mejoras tecnológicas con el objeto de mejorar nuestros factores de recuperación como así también mediante la exploración offshore de aguas profundas y el desarrollo de tight gas. Estos esfuerzos se encuentran sujetos a riesgos sustanciales y podrían no resultar exitosos debido a los riesgos inherentes a la industria del petróleo y del gas.
Nuestras reservas de gas natural y petróleo constituyen estimaciones, de conformidad con las pautas establecidas por la U.S. Securities and Exchange Commission- Cómisión de Valores y Mercado de los Estados Unidos (SEC)
Nuestras reservas probadas de petróleo y gas se estiman de acuerdo con las normas fijadas por la SEC. Las reservas probadas se estiman en base a datos geológicos y de ingeniería a fin de establecer con certeza razonable si el petróleo crudo o el gas natural en reservorios conocidos pueden recuperarse conforme a ciertas condiciones operativas y económicas existentes.
La precisión de las estimaciones de reservas probadas depende de una cantidad de factores, suposiciones, y variables, entre los cuales, los más importantes son los siguientes:
- los resultados de la perforación, prueba y producción después de las fechas de las estimaciones, lo cual podría requerir sustanciales revisiones;
- la calidad de datos geológicos, técnicos y económicos disponibles y la interpretación y evaluación de dichos datos;
- la evolución de la producción de nuestros reservorios;
- acontecimientos tales como adquisiciones y enajenaciones, nuevos descubrimientos y extensiones de yacimientos existentes, y aplicación de técnicas mejoradas de recuperación;
- cambios en los precios del petróleo y del gas natural, que podrían tener un efecto sobre la magnitud de nuestras reservas probadas debido a que las estimaciones de las reservas se basan en los precios y costos a la fecha en que se realizan dichas estimaciones y una disminución en el precio del petróleo o gas podría hacer que las reservas ya no resulten económicamente viables para su explotación y por lo tanto que no clasifiquen como probadas; y
- si las normas fiscales imperantes, otras regulaciones gubernamentales y condiciones contractuales permanecerán vigentes respecto a las existentes a la fecha de realización de las estimaciones (las modificaciones en las normas fiscales y otras regulaciones gubernamentales podrían hacer que las reservas ya no resulten económicamente viables para su explotación).
Muchos de los factores, suposiciones y variables involucrados en las estimaciones de reservas probadas escapan a nuestro control y se encuentran sujetos a cambios con el transcurso del tiempo. Véase “Información sobre la Emisora —Exploración y Producción—Reservas.” Por consiguiente, las mediciones sobre las reservas no son precisas y están sujetas a revisiones. Toda revisión que disminuya nuestras cantidades estimadas de reservas probadas podría tener un impacto adverso sobre nuestros resultados financieros, lo cual provocaría un aumento en los cargos por depreciación, y/o cargos por desvalorización de activos, que podrían reducir nuestras ganancias y patrimonio neto.
La industria del petróleo y del gas se encuentra sujeta a riesgos operativos y económicos particulares
Las actividades de producción y exploración del petróleo y gas se encuentran sujetas a riesgos operativos específicos de la industria como asimismo a riesgos económicos particulares, algunos de los cuales escapan a nuestro control, tales como los riesgos de producción, equipamiento y transporte, y los peligros naturales y otras incertidumbres, incluidas aquellas vinculadas a las características físicas de los yacimientos de petróleo y gas natural onshore y offshore. Nuestras operaciones pueden verse restringidas, demoradas o canceladas en virtud de malas condiciones meteorológicas, dificultades mecánicas, escasez o demoras en la entrega de equipos, cumplimiento con los requisitos gubernamentales, incendios, explosiones, blow-outs, fallas en los ductos, anormales presiones en las formaciones y peligros ambientales tales como pérdidas de petróleo, escapes de gas, rupturas o emanaciones de gases tóxicos. Si estos riesgos se materializan, podríamos sufrir pérdidas operativas sustanciales e interrupciones en la operación. Las perforaciones podrían no ser rentables, no solamente con respecto a los pozos secos, sino también con respecto a pozos que son productivos pero que no generan los suficientes ingresos netos como para obtener ganancias después de considerar los costos de perforación, los costos operativos y otros costos.
Las concesiones de explotación y los permisos para la exploración de petróleo y de gas en Argentina se encuentran sujetos a ciertas condiciones y podrían no ser renovados
La Ley de Hidrocarburos establece que las concesiones de petróleo y gas permanezcan vigentes durante 25 años a partir de la fecha de su otorgamiento, y asimismo establece que el plazo de la concesión puede ser prorrogado por hasta 10 años adicionales, sujeto a los términos y condiciones aprobados por el otorgante a la fecha de su prórroga. El vencimiento de una parte sustancial de nuestras concesiones, así como las de otras compañías argentinas que operan en el mismo mercado, ocurrirá en el año 2017. La facultad para prorrogar los términos y condiciones de los permisos, concesiones y contratos, en vigencia y nuevos, ha sido otorgada a los gobiernos de las provincias en las cuales se encuentran ubicadas las áreas pertinentes (y al gobierno argentino con respecto a las áreas offshore que se extienden más allá de las 12 millas náuticas). A fin de resultar elegible para la prórroga, todo concesionario y tenedor de permisos debe haber cumplido con sus obligaciones en virtud de la Ley de Hidrocarburos y los términos de la concesión o permiso en particular, incluidas las constancias de pago de impuestos y regalías, el abastecimiento de la tecnología, del equipo y de la mano de obra necesaria y el cumplimiento con diversas obligaciones ambientales, de inversión y desarrollo. Conforme a la Ley de Hidrocarburos, el incumplimiento de estas obligaciones y requerimientos puede asimismo resultar en la fijación de multas, o en el caso de incumplimientos sustanciales, luego del vencimiento de los períodos de subsanación pertinentes, en la caducidad de la concesión o del permiso. Actualmente no podemos asegurar que nuestras concesiones serán prorrogadas o que no se nos requerirán nuevas inversiones, regalías u otros requisitos a fin de obtener prórrogas. La caducidad o imposibilidad de obtener la prórroga de una concesión o permiso podría tener un efecto adverso significativo sobre nuestros negocios y los resultados de nuestras operaciones.
Nuestra adquisición de superficie exploratoria y reservas de gas natural y petróleo crudo se encuentran sujetas a una elevada competencia
Enfrentamos una intensa competencia con relación a las ofertas por las áreas de producción de gas natural y petróleo crudo que son ofrecidas para exploración y/o explotación, usualmente licitadas por las autoridades gubernamentales, en especial en aquellas áreas donde se encuentran las reservas más atractivas de gas natural y de petróleo crudo. Algunas provincias de Argentina, como La Pampa, Neuquén y Chubut, han creado sociedades provinciales estatales para desarrollar actividades en la industria del petróleo y del gas. ENARSA, la empresa de energía de propiedad del Estado nacional, también ha ingresado al mercado, en especial en el contexto de la exploración offshore. Como resultado, podrían verse negativamente afectadas las condiciones para acceder a nuevas áreas productivas o de explotación.
Podríamos incurrir en significativos costos y obligaciones vinculados a cuestiones ambientales, de salud y de seguridad
Nuestras operaciones, como aquellas de otras empresas en la industria del petróleo y del gas, se encuentran sujetas a una amplia gama de leyes ambientales, de salud y de seguridad, y a las regulaciones de los países en los cuales operamos. Estas leyes y regulaciones poseen un impacto significativo sobre nuestras operaciones y las de nuestras vinculadas, y podrían provocar efectos adversos sobre nuestra situación financiera y los resultados de nuestras operaciones. Una cantidad de eventos relacionados con cuestiones ambientales, la salud y la seguridad, incluidos los cambios en las leyes y las regulaciones aplicables, interpretaciones judiciales o administrativas adversas de dichas leyes y regulaciones, cambios en la política de aplicación, la aparición de nuevos litigios o nuevos acontecimientos en los litigios pendientes y el desarrollo de información vinculada a estas cuestiones podría resultar en nuevas o crecientes obligaciones, erogaciones, previsiones, pérdidas y otros impactos que podrían tener un efecto adverso significativo sobre nuestra situación financiera y los resultados de nuestras operaciones. Véase “Información contable ― Litigios”, “Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino—Regulaciones Ambientales Argentinas” y “Regulaciones Ambientales Estadounidenses”. Las regulaciones y jurisprudencia en materia ambiental, de seguridad y salud y la jurisprudencia en la Argentina se desarrollan a un ritmo rápido y no pueden brindarse garantías de que no aumentarán nuestros costos vinculados a los negocios y a nuestras potenciales contingencias.
El cese de entregas de gas natural por parte de Bolivia podría tener un efecto adverso significativo sobre nuestros compromisos de suministro de gas natural a largo plazo
Dependemos de las importaciones de gas natural proveniente de Bolivia conforme al Acuerdo Marco entre el gobierno argentino y el gobierno boliviano. Véase “Información sobre la Emisora ―Producción—Comercialización de Gas Natural”. La capacidad de transporte actual provenientes de Bolivia es de 7,7mmcm/d, y el abastecimiento de volúmenes en exceso de 7,7mmcm/d se encuentra sujeto a la construcción del Gasoducto del Noreste, que aún no ha comenzado. Las importaciones de gas natural provenientes de Bolivia conforme al Acuerdo Marco se realizan en virtud de un contrato de suministro de gas entre Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (“YPFB”), la compañía estatal boliviana de petróleo y gas) y ENARSA, que fija un volumen de suministro garantizado de 4,6 mmcm/d. En diciembre de 2007, el precio que cobraba Bolivia conforme al Acuerdo Marco era de aproximadamente US$ 6/mmBtu (y aproximadamente US$ 7,8/mmbtu en el segundo trimestre de 2008). Hemos celebrado un contrato de suministro de gas con ENARSA para comprar una parte de dicho gas (con un volumen garantizado de 2,6 mmcm/d) hasta el 31 de diciembre de 2009 a un precio de aproximadamente US$ 1,8/mmBtu. La diferencia entre nuestro precio contractual y el costo del gas natural comprado en virtud del Acuerdo Marco es actualmente absorbida por ENARSA, y financiada por el gobierno argentino mediante el cobro de los derechos de exportación del gas natural.
La suspensión en la entrega de gas natural de Bolivia en virtud de estos contratos o un aumento en el precio subsidiado del gas actualmente cobrado por ENARSA, podrían tener un efecto adverso sustancial sobre nuestra situación financiera y los resultados de nuestras operaciones, incluida nuestra incapacidad de suministrar gas a ciertos clientes, dado que tenemos la intención de cumplir con nuestros contratos de suministro de gas natural, en parte, mediante los volúmenes de importaciones provenientes de Bolivia.
Somos parte en varios procedimientos legales
Como se describe en “Información contable — Litigios” somos parte en una cierta cantidad de procesos laborales, comerciales, civiles, fiscales, penales, ambientales y administrativos que, ya sea en forma independiente o junto con otros procesos, y de resolverse en forma total o parcialmente adversa en nuestra contra, podrían resultar en la imposición de costos materiales, sentencias, multas u otras pérdidas. Si bien consideramos que hemos previsionado tales riesgos adecuadamente en base a los dictámenes y asesoramiento de nuestros asesores legales externos y de acuerdo con las normas contables aplicables, ciertas contingencias de pérdidas, en especial las vinculadas a cuestiones ambientales, se encuentran sujetas a cambios dado que se desarrolla nueva información y es posible que las pérdidas resultantes de dichos riesgos, si los procedimientos se resuelven en forma adversa a YPF, ya sea en forma parcial o total, puedan exceder significativamente las previsiones que hemos establecido.
Nuestro negocio depende en gran parte de nuestras instalaciones de producción y refinería y de la red de logística
Nuestras instalaciones en los yacimientos de petróleo y gas, nuestras refinerías y nuestra red de logística constituyen nuestros principales centros de producción y red de distribución de los cuales dependen gran parte de nuestros ingresos. Aunque aseguramos dichas propiedades sobre la base de términos que consideramos prudentes y hemos adoptado y mantenemos medidas de seguridad, todo daño significativo, accidente u otra clase de interrupción a la producción vinculada con dichas instalaciones podría afectar significativa y negativamente nuestra capacidad de producción, nuestra situación financiera y los resultados de nuestras operaciones.
Podríamos ser objeto de acciones sindicales
Aunque consideramos que la relación actual con nuestros empleados se encuentra en buenos términos, hemos experimentado interrupciones y huelgas sindicales en el pasado y no podemos asegurar que no volveremos a sufrirlas, lo cual podría afectar negativamente a nuestros negocios e ingresos. Las demandas laborales en el sector de energía de la Argentina son frecuentes y, en el pasado reciente, empleados del sindicato han bloqueado el acceso y causado daños a nuestras plantas. Durante el primer semestre de 2008, nuestras operaciones se vieron afectadas por medidas de fuerza sindicales. Véase “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera — Factores que afectan nuestras operaciones — Condiciones Macroeconómicas” y “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera — Factores que afectan nuestras operaciones — Madurez relativa de nuestros activos de petróleo y gas”.
INFORMACIÓN SOBRE LA EMISORA
La sociedad
Panorama general
Somos la principal compañía de energía de la República Argentina y operamos una cadena totalmente integrada de petróleo y gas con posiciones de liderazgo de mercado en todos los segmentos de upstream y downstream del país. Nuestras operaciones de upstream consisten en la exploración, explotación y producción de petróleo crudo, gas natural y GLP. Nuestras operaciones de downstream incluyen la refinación, comercialización, transporte y distribución de petróleo y de una amplia gama de productos de petróleo, derivados del petróleo, productos petroquímicos, GLP y biocombustibles. Además, estamos trabajando activamente en los sectores de separación de gas y distribución de gas natural tanto directamente como a través de nuestra participación en sociedades afiliadas. En 2007, nuestras ventas netas consolidadas fueron de Ps. 29.104 millones y nuestra utilidad neta fue de Ps. 4.086 millones, y en el primer semestre de 2008 nuestras ventas netas consolidadas fueron de Ps. 16.443 millones y nuestra utilidad neta fue de Ps. 2.254 millones.
La mayoría de nuestras predecesoras eran empresas de propiedad del Estado cuyas operaciones se remontan a la década de 1920. En noviembre de 1992, el gobierno argentino sancionó la Ley de Privatización, que estableció los procedimientos mediante los cuales nuestra compañía se privatizaría. En julio de 1993, conforme a la Ley de Privatización, completamos una oferta internacional de 160 millones de acciones Clase D, que anteriormente fueran de propiedad del Estado nacional. Como resultado de esa oferta y de otras transacciones, hacia fines de 1993, el porcentaje de nuestro capital accionario de propiedad del gobierno argentino se redujo del 100% a aproximadamente el 20%.
Desde 1999, somos una sociedad controlada por Repsol YPF, una compañía integrada de petróleo y gas con sede central en España y operaciones en todo el mundo. Repsol YPF fue la propietaria de aproximadamente el 99% de nuestro capital accionario desde el año 2000 hasta el 21 de febrero de 2008, cuando Petersen Energía, adquirió 58.603.606 de nuestros ADSs de Repsol YPF, lo que representa el 14,9% de nuestro capital social, por US$ 2.235 millones. Asimismo, Repsol YPF otorgó las Opciones Petersen a favor de los Beneficiarios para adquirir hasta un 10,1% adicional de nuestro capital social en circulación en el transcurso de cuatro años. El 20 de mayo de 2008, PEISA ejerció la opción de adquirir acciones que representan el 0,1% de nuestro capital social, lo cual quedará formalizado luego del cumplimiento de ciertos requisitos. Asimismo, PEISA anunció el lanzamiento de una OPA por la totalidad de nuestras acciones que aún no posee, a un precio de US$ 49,45 por acción y por ADS. Nuestro Directorio, en la reunión del 23 de mayo de 2008, emitió una opinión favorable sobre la razonabilidad del precio por acción. Repsol, en virtud de su primer contrato de opción con Petersen Energía, ha manifestado que no aceptará la oferta formulada por PEISA respecto de sus acciones de nuestra sociedad. En consecuencia, sólo 3.763.893 acciones y ADSs en poder de partes no relacionadas, que representan aproximadamente el 0,96% de nuestro capital social, podrían ser adquiridas por PEISA en virtud de la OPA. El plazo de aceptación de la OPA ha comenzado el 11 de septiembre de 2008 y se extenderá hasta el 20 de octubre de 2008. Véase “Accionistas Principales y Transacciones con Partes Relacionadas”. Creemos que la participación del Grupo Petersen tanto en nuestro capital social como en nuestra dirección fortalecerá nuestra experiencia y nuestros vínculos con Argentina.
Upstream
• Operamos más de 70 yacimientos de petróleo y gas en Argentina, lo cual representa aproximadamente el 42% de la producción total de petróleo crudo del país, excluyendo LGN, y aproximadamente el 42% de su producción total de gas, incluyendo LGN, en 2007, y aproximadamente 40,5% y 41% de su producción total de petróleo crudo y gas natural,, respectivamente, en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008, de acuerdo con la información suministrada por la Secretaría de Energía. • Tenemos reservas probadas, según las estimaciones al 31 de diciembre de 2007, de aproximadamente 623 mmbbl de petróleo y 3.708 bcf de gas, lo cual representa un total de reservas de 1.283 mmbpe.
• Durante el ejercicio 2007, produjimos 120 mmbbl de petróleo (329 mbbl/d) y 635 bcf de gas (1.740 mmcf/d). Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008 produjimos aproximadamente 56 mmbbl de petróleo (307 mbbl/d) y 301 bcf de gas (1.653 mmcf/d). En el segundo trimestre de 2008, y como consecuencia de paros de trabajadores que afectaron a nuestras operaciones en la región sur de la Argentina, nuestra producción de petróleo disminuyó en aproximadamente 3,4 mmbbl.
Downstream
• Somos el refinador principal de la Argentina con operaciones en tres refinerías de nuestra exclusiva propiedad con una capacidad de refinación anual combinada de aproximadamente 116 mmbbl (319,5 mbbl/d). También tenemos una participación del 50% en Refinor, una sociedad controlada conjuntamente con y operada por Petrobrás Energía S.A., que cuenta con una capacidad de refinación de 26,1 mbbl/d.
• Al 31 de diciembre de 2007, nuestra red de distribución minorista de combustibles comprendía 1.692 estaciones de servicio con la marca YPF (1.663 al 30 de junio de 2008), que estimamos representaba alrededor del 31,1% de todas las estaciones de servicio de Argentina (31,0% al 30 de junio de 2008).
• Somos uno de los más importantes productores petroquímicos en Argentina y el Cono Sur de América Latina, con operaciones llevadas a cabo en nuestras plantas de Ensenada y Plaza Huincul. Además, Profertil, una sociedad controlada conjuntamente con Agrium, es productora líder de urea en el cono sur.
Historia de YPF
Desde principios de la década de 1920 y hasta 1990, tanto los segmentos de exploración y produccióncomo de refino y marketing de la industria argentina del petróleo y gas fueron monopolios del gobierno argentino. Durante ese período, nuestra empresa y nuestro predecesor eran de propiedad del Estado, quien controlaba la exploración y la producción de petróleo y gas natural, así como la refinación de petróleo y la comercialización de productos refinados de petróleo. En el mes de agosto de 1989, Argentina promulgó leyes cuyo objetivo fue la desregulación de la economía y la privatización de las compañías de propiedad estatal de la Argentina, incluyendo la nuestra. Después de la sanción de dichas leyes, se promulgó una serie de decretos presidenciales que nos imponían, entre otros requisitos, que vendiéramos las partes mayoritarias de nuestros derechos de producción sobre algunas de las mayores áreas de producción y que lleváramos a cabo un programa de reestructuración interna de la dirección y de las operaciones.
En el mes de noviembre de 1992, se promulgó la Ley de Privatización, que establecía los procedimientos mediante los cuales nuestra compañía se privatizaría. En el mes de julio de 1993, conforme a la Ley de Privatización, completamos una oferta internacional de 160 millones de acciones Clase D, anteriormente de propiedad del Estado nacional. Como resultado de esa oferta y de otras transacciones, hacia fines de 1993 el porcentaje de nuestro capital accionario de propiedad del Estado nacional se redujo del 100% a aproximadamente el 20%.
En el mes de enero de 1999, Repsol YPF adquirió 52.914.700 acciones Clase A en bloque (14,99% de nuestras acciones) que se convirtieron en acciones Clase D. Adicionalmente, el 30 de abril de 1999, Repsol anunció una OPA para comprar todas las acciones Clase A, B, C y D en circulaciónen virtud del cual en el mes de junio de 1999, Repsol YPF adquirió otro 82,47% de nuestro capital accionario en circulación. Repsol YPF adquirió una participación adicional de otros accionistas minoritarios, como resultado de otras transacciones en 1999 y 2000. Al 31 de diciembre de 2007, Repsol YPF controlaba el 99,04% de nuestro capital accionario.
Entre 2004 y 2005, hemos realizado desinversiones no estratégicas sobre activos por un total de US$ 239,5 millones.
El 21 de febrero de 2008, Petersen Energía compró a Repsol YPF 58.603.606 de nuestros ADSs, lo que representa el 14,9% de nuestro capital social, por un monto de US$ 2.235 millones. Asimismo, Repsol YPF otorgó a ciertas afiliadas de Petersen Energía opciones para comprar hasta un 10,1% adicional de nuestro capital social en circulación en el transcurso de cuatro años. El 20 de mayo de 2008, PEISA ejerció la opción de adquirir acciones y ADSs en poder de partes no relacionadas que representan el 0,1% de nuestro capital social, lo cual quedará formalizado luego del cumplimiento de ciertos requerimientos. Repsol YPF retendrá la mayoría de nuestro capital social y, sujeto a lo dispuesto por el acuerdo de accionistas celebrado entre Repsol YPF y Petersen Energía, podrá determinar sustancialmente todas las cuestiones a ser decididas por nuestros accionistas. Ver “Accionistas Principales y Transacciones con Partes Relacionadas”.
YPF S.A. es una sociedad anónima constituida según las leyes de la República Argentina con domicilio en Avenida Pte. Roque Sáenz Peña 777, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina. Nuestro Estatuto Social fue aprobado por Decreto del Poder Ejecutivo Nacional N° 1.106 del 31 de mayo de 1993, siendo elevado a escritura pública N° 175 del día 15 de junio de 1993 en la Escribanía General de la Nación, al folio 801 del Protocolo Nacional, e inscriptos en la Inspección General de Justicia de Argentina en la misma fecha, es decir el 15 de junio de 1993, bajo el número 5.109 del libro de Sociedades número 113, tomo “A” de Sociedades Anónimas. Nuestro término de duración es de 100 años contados desde la inscripción del Estatuto Social en la Inspección General de Justicia.
Estructura y organización de la emisora y su grupo económico
El siguiente cuadro muestra nuestra estructura organizacional, incluyendo nuestras principales subsidiarias, a la fecha del presente Prospecto.
El siguiente mapa muestra la ubicación de nuestras cuencas productivas, refinerías, instalaciones de almacenamiento y redes de oleoductos y poliductos.
PLAZA
PLAZA
HUINCUL
HUINCUL
LUJAN
LUJAN
DE CUYO
DE CUYO
REFINOR
REFINOR
REFINERIAS DE YPF
REFINERIAS DE YPF
REFINERIA PARTICIPADA
REFINERIA PARTICIPADA
(50%)
(50%)
TERMINALES DE YPF
TERMINALES DE YPF
POLIDUCTO PRODUCTOS
POLIDUCTO PRODUCTOS
DE YPF
DE YPF
POLIDUCTO
POLIDUCTO
PRODUCTOS
PRODUCTOS
PARTICIPADO (50%)
PARTICIPADO (50%)
OLEODUCTO CRUDO
OLEODUCTO CRUDO
DE YPF
DE YPF
OLEODUCTO
OLEODUCTO
CRUDO
CRUDO
PARTICIPADO (37%)
PARTICIPADO (37%)
OLEODUCTO CRUDO
OLEODUCTO CRUDO
PARTICIPADO (36%)
PARTICIPADO (36%)
LA PLATA
LA PLATA
Cuencas Productivas
Cuencas Productivas
Cuencas No Productivas
Cuencas No Productivas
PLAZA
PLAZA
HUINCUL
HUINCUL
LUJAN
LUJAN
DE CUYO
DE CUYO
REFINOR
REFINOR
REFINERIAS DE YPF
REFINERIAS DE YPF
REFINERIA PARTICIPADA
REFINERIA PARTICIPADA
(50%)
(50%)
TERMINALES DE YPF
TERMINALES DE YPF
POLIDUCTO PRODUCTOS
POLIDUCTO PRODUCTOS
DE YPF
DE YPF
POLIDUCTO
POLIDUCTO
PRODUCTOS
PRODUCTOS
PARTICIPADO (50%)
PARTICIPADO (50%)
OLEODUCTO CRUDO
OLEODUCTO CRUDO
DE YPF
DE YPF
OLEODUCTO
OLEODUCTO
CRUDO
CRUDO
PARTICIPADO (37%)
PARTICIPADO (37%)
OLEODUCTO CRUDO
OLEODUCTO CRUDO
PARTICIPADO (36%)
PARTICIPADO (36%)
LA PLATA
LA PLATA
Cuencas Productivas
Cuencas Productivas
Cuencas No Productivas
Cuencas No Productivas
Segmentos del negocio
Nuestros negocios han sido organizados conforme a los siguientes segmentos:
• Exploración y Producción;
• Refino y Marketing; y
• Química.
Las ventas a terceros en Argentina y en el extranjero del segmento Exploración y Producción incluyen ventas de gas natural y tarifas por servicios (fundamentalmente por el transporte, el almacenamiento y el tratamiento de hidrocarburos y productos). Adicionalmente, el crudo que producimos en Argentina, o que recibimos de terceros en Argentina de conformidad con los contratos de servicios, se transfiere de Exploración y Producción a Refino y Marketing a precios de transferencia fijados por nosotros, que en general buscan aproximarse a los precios del mercado argentino.
El segmento Refino y Marketing compra petróleo crudo al segmento Exploración y Producción y a terceros. Las actividades de refinación y comercialización incluyen la refinación y el transporte de crudo, así como la comercialización y el transporte de combustibles refinados, lubricantes, GLP, gas natural comprimido y otros productos refinados de petróleo en los mercados mayoristas y minoristas locales y en los mercados de exportación.
El segmento de Química vende productos petroquímicos tanto en el mercado local como en el mercado externo.
Adicionalmente, en el segmento Administración Central y otros se han registrado determinados activos, pasivos y costos, que incluyen activos y costos de administración de la sociedad y sus activos, ciertas actividades de construcción y actividades de restauración ambiental relacionados con las operaciones discontinuadas de YPF Holdings Inc. (“YPF Holdings”).
Los siguientes cuadros presentan, respectivamente, las ventas netas y la utilidad operativa para cada una de nuestras líneas de negocios para los períodos finalizados el 30 de junio de 2008 y 2007, y para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2007, 2006 y 2005:
| Por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de | ||
|---|---|---|
| 2008 | 2007 | |
| (en millones de pesos) | ||
| Ventas netas (1) | ||
| Exploración y Producción (2) | ||
| A terceros | 2.198 | 1.607 |
| A sociedades relacionadas | 523 | 331 |
| Ventas y servicios intersegmentos (3) | 5.715 | 6.057 |
| Total de exploración y producción | 8.436 | 7.995 |
| Refino y Marketing (4) | ||
| A terceros | 11.279 | 8.885 |
| A sociedades relacionadas | 973 | 1.007 |
| Ventas y servicios intersegmentos | 571 | 880 |
| Total Refino y Marketing | 12.823 | 10.772 |
| Química | ||
| A terceros | 1.349 | 1.213 |
| Ventas y Servicios intersegmentos | 542 | 418 |
| Total Química | 1.891 | 1.631 |
| Administración Central y Otros | ||
| A terceros | 121 | 56 |
| Ventas y servicios intersegmentos | 203 | 169 |
| Total Administración Central y Otros | 324 | 225 |
| Menos ventas y servicios intersegmentos | (7.031) | (7.524) |
| Total Ventas netas (1) | 16.443 | 13.099 |
| Utilidad (pérdida) operativa | ||
| Exploración y Producción | 2.010 | 2.155 |
| Refino y Marketing | 1.525 | 1.087 |
| Química | 658 | 321 |
| Administración Central y Otros | (328) | (301) |
| Ajustes de consolidación | (72) | (62) |
| Total de Utilidad operativa | 3.793 | 3.200 |
(1) Las ventas netas totales incluyen exportaciones de Ps. 4.155 millones y Ps. 4.172 millones para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2008 y 2007.
| Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2007 | 2006 | 2005 | |||||
| (en millones de pesos) | |||||||
| Ventas netas (1) | |||||||
| Exploración y Producción (2) | |||||||
| A terceros | 3.288 | 3.076 | 2.910 | ||||
| A sociedades relacionadas | 724 | 774 | 626 | ||||
| Ventas y servicios intersegmentos (3) | 14.056 | 14.033 | 11.659 | ||||
| Total de exploración y producción | 18.068 | 17.883 | 15.195 | ||||
| Refino y Marketing (4) | |||||||
| A terceros | 20.375 | 17.651 | 15.791 | ||||
| A sociedades relacionadas | 2.045 | 1.624 | 1.425 | ||||
| Ventas y servicios intersegmentos | 1.858 | 1.526 | 962 | ||||
| Total Refino y Marketing | 24.278 | 20.801 | 18.178 | ||||
| Química | |||||||
| A terceros | 2.563 | 2.401 | 2.062 | ||||
| Ventas y Servicios intersegmentos | 892 | 647 | 207 | ||||
| Total Química | 3.455 | 3.048 | 2.269 | ||||
| Administración Central y Otros | |||||||
| A terceros | 109 | 109 | 87 | ||||
| Ventas y servicios intersegmentos | 440 | 282 | 243 | ||||
| Total Administración Central y Otros | 549 | 391 | 330 | ||||
| Menos ventas y servicios intersegmentos | (17.246) | (16.488) | (13.071) | ||||
| Total Ventas netas (5) | 29.104 | 25.635 | 22.901 | ||||
| Utilidad (pérdida) operativa | |||||||
| Exploración y Producción | 5.679 | 6.564 | 7.140 | ||||
| Refino y Marketing | 1.234 | 258 | 1.900 | ||||
| Química | 500 | 572 | 542 | ||||
| Administración Central y Otros | (620) | (540) | (451) | ||||
| Ajustes de consolidación | (136) | 29 | 30 | ||||
| Total de Utilidad operativa | 6.657 | 6.883 | 9.161 |
(1) Las ventas netas son netas después del pago del impuesto a los combustibles, impuesto a los ingresos brutos y derechos aduaneros sobre las exportaciones. Las regalías con respecto a nuestra producción se computan como un costo de producción y no se deducen cuando se determinan las ventas netas. Ver Nota 2 (g) a los Estados Contables Individuales correspondientes a los Estados Contables Auditados al 31 de diciembre de 2007, y Nota 2 (f) a los Estados Contables Individuales correspondientes a los Estados Contables No Auditados al 30 de junio de 2008.
(2) Incluye operaciones de exploración y producción en Argentina y los Estados Unidos.
(3) Las ventas entre segmento de crudo a Refino y Marketing se registran a precios de transferencia fijados por nosotros, que, en general, se aproximan a los precios del mercado argentino.
(4) Incluye actividades relativas al GLP.
(5) Las ventas netas totales incluyen exportaciones de Ps. 8.400 millones, Ps. 8.649 millones y Ps. 8.644 millones para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2007, 2006 y 2005 respectivamente.
Exploración y Producción
Principales activos
Activos argentinos
Nuestra producción se concentra en Argentina y nuestras operaciones locales están sujetas a numerosos riesgos. Véase “Información Clave sobre la Emisora - Factores de riesgo”.
Argentina ocupa el cuarto lugar entre las naciones productoras de hidrocarburos más grandes de América Latina y, en lo que respecta a reservas, es la cuarta más grande después de México, Venezuela y Brasil. Históricamente, el petróleo ha representado la mayor parte de la producción y el consumo de hidrocarburos del país, aunque la participación relativa del gas natural aumentó rápidamente durante los últimos años. De acuerdo con la Secretaría de Energía, han sido identificadas 19 cuencas sedimentarias en el país. Cinco de ellas están parcialmente onshore y offshore y tres están totalmente offshore. La superficie total en el continente representa aproximadamente 135 millones de Has. (aprox. 334 millones acres) y la superficie total offshore abarca 40 millones de Has. (aprox. 99 millones acres) en la plataforma del Atlántico Sur dentro de la línea de 200 metros de profundidad. De los 175 millones de Has. (aprox. 432 millones acres) de las cuencas sedimentarias, una porción importante aún debe ser evaluada mediante perforaciones exploratorias. La producción comercial se concentra en cinco cuencas: Neuquina, Cuyana y Golfo San Jorge en la región central de Argentina, Austral en el sur del país (que incluye yacimientos onshore y offshore) y la cuenca Noroeste en el norte de Argentina. Las cuencas Neuquina y del Golfo San Jorge son las más importantes para nuestras actividades en Argentina. Al 31 de diciembre de 2007, teníamos una participación en 7,5 millones de Has. (aprox. 18,6 millones acres) netos onshore y offshore (dentro de la línea de 200 metros de profundidad), de los cuales 2,6 millones de Has. (aprox. 6,4 millones acres) netos se encontraban bajo concesiones de explotación y 4,9 millones de Has. (aprox. 12,2 millones acres) netos se encontraban bajo permisos de exploración.
El siguiente cuadro muestra nuestras participaciones brutas y netas en pozos de petróleo y gas productivos y en concesiones de explotación y permisos de exploración en Argentina por cuenca, al 31 de diciembre de 2007.
| Pozos | Superficie | ||||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Petróleo | Gas | Concesiones explotación (1) | Permisos de exploración (1) | ||||||||||
| Bruto (2) | Neto (2) | Bruto (2) | Neto (2) | Bruto (2) | Neto (2) | Bruto (2) | Neto (2) | ||||||
| (miles de acres) | |||||||||||||
| Onshore | |||||||||||||
| Neuquina | 3.288 | 2.811 | 575 | 418 | 4.008 | 3.114 | 1.478 | 1.246 | |||||
| Golfo San Jorge | 6.805 | 5.975 | 51 | 50 | 2.472 | 2.347 | 4.927 | 2.464 | |||||
| Cuyana | 805 | 627 | — | — | 427 | 375 | 2.157 | 1.861 | |||||
| Noroeste | 29 | 8 | 47 | 15 | 1.329 | 372 | — | — | |||||
| Austral | 120 | 37 | 54 | 16 | 602 | 181 | — | — | |||||
| Offshore | 5 | 2 | — | — | 115 | 63 | 18.920 | 6.625 |
(1) Las concesiones de explotación se otorgan una vez que se descubren cantidades comercialmente explotables de petróleo o gas, se basan en el tamaño aproximado del yacimiento, según se determine mediante técnicas geológicas y geofísicas, y están sujetas a modificaciones basadas en información nueva relativa al yacimiento. Por consiguiente, no toda la superficie cubierta por las concesiones de explotación está en explotación. La superficie que abarcan los permisos de exploración no es probada y no se encuentra bajo producción.
(2) Los pozos “brutos” y la superficie “bruta” incluyen todos los pozos y toda la superficie en los que tenemos algún tipo de participación. Los pozos “netos” y la superficie “neta” equivalen a los pozos y la superficie brutos luego de deducida la participación de terceros.
La tabla que figura a continuación brinda cierta información con respecto a nuestros principales yacimientos de petróleo y gas en Argentina al 31 de diciembre de 2007, todos los cuales son yacimientos maduros:
| Producción 2007 | Reservas al 31 de diciembre de2007 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Áreas (1) | Participación | Petróleo (miles de barriles) | Gas (mmcf) | Petróleo (miles de barriles) | Gas (mmcf) | Combinados (mbpe) | Cuenca/Ubicación |
| Barrancas | 100% | 2.218 | 75 | 16.377 | 574 | 16.479 | Cuyana |
| Cerro Fortunoso | 100% | 1.871 | — | 9.287 | — | 9.287 | Neuquina |
| La Ventana | (2) | 1.988 | 269 | 13.983 | 1.896 | 14.321 | Cuyana |
| Vizcacheras | 100% | 3.594 | 351 | 25.748 | 2.117 | 26.125 | Cuyana |
| El Portón-Chihuido La Salina | 100% | 12.661 | 58.660 | 58.416 | 351.645 | 121.042 | Neuquina |
| Chihuido Sierra Negra | 100% | 10.783 | 1.903 | 45.817 | 7.548 | 47.161 | Neuquina |
| Paso Bardas Norte | 100% | 302 | 13.367 | 329 | 45.086 | 8.359 | Neuquina |
| Señal Picada | 100% | 2.156 | 150 | 18.323 | 1.135 | 18.525 | Neuquina |
| Aguada Toledo – Sierra Barrosa | 100% | 813 | 52.909 | 7.690 | 177.190 | 39.247 | Neuquina |
| Loma La Lata | 100% | 17.066 | 271.057 | 92.411 | 1.840.126 | 420.127 | Neuquina |
| El Trébol | 100% | 2.132 | 318 | 11.285 | 1.075 | 11.477 | Golfo San Jorge |
| Manantiales Behr | 100% | 5.885 | 3.998 | 23.428 | 9.843 | 25.182 | Golfo San Jorge |
| Seco León | 100% | 3.502 | 3.812 | 19.953 | 16.069 | 22.815 | Golfo San Jorge |
| Barranca Baya | 100% | 4.157 | 853 | 20.757 | 3.767 | 21.428 | Golfo San Jorge |
| Lomas del Cuy | 100% | 3.344 | 2.079 | 13.415 | 6.946 | 14.652 | Golfo San Jorge |
| Los Perales | 100% | 7.962 | 22.149 | 34.680 | 46.150 | 42.899 | Golfo San Jorge |
(1) Áreas de explotación.
(2) 69,6% para crudo y 60% para líquidos del gas natural y gas natural.
Aproximadamente el 84% de nuestras reservas de crudo probadas en Argentina se concentran en las cuencas Neuquina (50%) y del Golfo San Jorge (34%), y el 96% de nuestras reservas de gas probadas en Argentina se concentran en las cuencas Neuquina (79%), Noroeste (13%) y Austral (4%).
Al 31 de diciembre de 2007 y al 30 de junio de 2008 teníamos participación en 109 concesiones de explotación y permisos de exploración en Argentina. Operamos 73 de ellos de manera directa, incluyendo 62 concesiones explotación y 11 permisos de exploración.
Al 31 de diciembre de 2007, contábamos con 18 permisos de exploración en Argentina (17 al 30 de junio de 2008), 11 de los cuales son permisos de exploración onshore y 6 son permisos de exploración offshore. Tenemos una participación del 100% en tres permisos onshore y un permiso offshore, mientras que nuestra participación en el resto de ellos varía entre el 30% y el 54.54%. Nuestra participación en los permisos offshore oscila entre un 30% y un 50%.
Al 31 de diciembre de 2007, teníamos 91 concesiones de explotación (92 al 30 de junio de 2008). Tenemos una participación del 100% en 54 concesiones de explotación y nuestra participación en las 38 concesiones de explotación restantes varía entre un 12% y un 98%.
Uniones transitorias de empresas (UTE) y acuerdos contractuales en Argentina
Participamos en 22 UTEs de exploración y producción en Argentina. Nuestra participación en estas UTEs oscila entre un 12% y un 70%, y nuestras obligaciones de compartir los costos de exploración y explotación varían según el acuerdo en cada UTE. Además, según las condiciones establecidas en algunas de esas UTEs, hemos acordado indemnizar a nuestros socios en caso de que se restrinjan o afecten nuestros derechos respecto de dichas áreas de manera tal que sea imposible cumplir el objeto de la UTE. Para obtener una lista de las UTEs de exploración y producción en las que participamos, ver la Nota 6 a los Estados Contables Auditados. También formamos parte de otros acuerdos contractuales que surgieron mediante la renegociación de contratos de servicios y contratos de riesgo y su conversión en concesiones de explotación y permisos de exploración, respectivamente.
Activos internacionales – Estados Unidos
Nuestras operaciones internacionales, a través de YPF Holdings, están sujetas a determinados reclamos ambientales. Véase “Información sobre la Emisora - Cuestiones ambientales – YPF Holdings – Operaciones en los Estados Unidos”.
Al 31 de diciembre de 2007, teníamos derechos mineros en 56 bloques en los Estados Unidos, compuestos por 51 bloques exploratorios, con una superficie neta de 863 km² y 5 bloques de desarrollo, con una superficie neta de 17 km². Al 30 de junio de 2008 manteníamos 56 bloques en los Estados Unidos.
La producción neta de petróleo de nuestras subsidiarias en los Estados Unidos para el ejercicio 2007 fue de 100 mbpe, mientras que en el año 2006, la producción neta fue de 105 mbpe.
Las reservas probadas netas de nuestras subsidiarias estadounidenses en los Estados Unidos al 31 de diciembre de 2007 eran de 6.935 mbpe.
Nuestras subsidiarias en los Estados Unidos han celebrado varios acuerdos de explotación y compromisos de inversión asociados con la exploración y explotación de sus yacimientos de petróleo y gas. Dichos compromisos contractuales, financieros y/u operativos no son sustanciales, excepto los compromisos relacionados con el desarrollo del yacimiento Neptuno.
El yacimiento Neptuno está situado en aguas profundas de la región central del Golfo de México, aproximadamente a 193 km (120 millas) de la costa de Louisiana. El yacimiento se compone de los Bloques Atwater 573, 574, 575, 617 y 618. El Escarpe de Sigsbee es la característica submarina predominante del yacimiento, con una profundidad del agua que oscila entre los 1.280 metros (aprox 4.200 pies.) y los 1.980 metros (6.500 pies). Las instalaciones se encuentran por encima del escarpe con 1.295,4 metros (4.250 pies ) de agua, en el Bloque 613 de Green Canyon. BHP Billiton es el operador del yacimiento Neptuno. Los participantes de la UTE son BHP Billiton (35%), Marathon Oil Corp. (30%), Woodside Petroleum Ltd (20%), y nuestra subsidiaria indirecta Maxus (US) Exploration (15%).
Las reservas de Neptuno se producirán utilizando una plataforma flotante de cables tensados anclados (TLP, tension leg platform) autónoma. La instalación tendrá una capacidad de diseño para producir hasta 60.000 bbl/d y 50 mmcf/d. Los pozos de explotación submarina se sujetarán a la plataforma TLP. El petróleo y el gas se evacuarán a través de nuevos ductos laterales hacia las ya existentes líneas troncales Caesar y Cleopatra. Enbridge Offshore LLC será el propietario de los nuevos ductos laterales y, además, se encargará de su instalación y operación.
El 16 de marzo de 2008 YPF Holdings fue informada que se había detectado una anomalía estructural en al menos uno de los soportes de la plataforma del Proyecto Neptuno. Al 30 de junio de 2008, las actividades de reparación correspondientes se encuentran sustancialmente finalizadas, habiendo comenzado la producción en forma gradual a partir del mes de julio de 2008.
Actividades de exploración y explotación
El siguiente cuadro muestra la cantidad de pozos que hemos perforado en Argentina, o en cuya perforación participamos, y los resultados obtenidos para los períodos indicados.
| Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre | |||
|---|---|---|---|
| 2007 | 2006 | 2005 | |
| Pozos perforados brutos (1) | |||
| De exploración | |||
| Petróleo | 4 | 1 | 6 |
| Gas | 2 | 1 | 1 |
| Secos | 17 | 17 | 7 |
| Total | 23 | 19 | 14 |
| De explotación | |||
| Petróleo | 622 | 703 | 632 |
| Gas | 75 | 42 | 34 |
| Secos | 14 | 12 | 18 |
| Total | 711 | 757 | 684 |
| Pozos perforados netos (1) | |||
| De exploración | |||
| Petróleo | 4 | 1 | 5 |
| Gas | 1 | 1 | – |
| Secos | 12 | 13 | 5 |
| Total | 17 | 15 | 10 |
| De explotación | |||
| Petróleo | 488 | 580 | 485 |
| Gas | 51 | 15 | 17 |
| Secos | 13 | 10 | 16 |
| Total | 552 | 605 | 518 |
(1) Pozos “brutos” significa todos los pozos en los que tenemos algún tipo de participación. Pozos “netos” significa los pozos brutos luego de deducir las participaciones de terceros.
Nuestras actividades de exploración más importantes en 2007 se concentraron principalmente en áreas sub-exploradas dentro de las áreas productivas onshore existentes. En el 2007, también completamos la totalidad de nuestras adquisiciones sísmicas planificadas y sondeos de sitios en cuencas de aguas profundas y poco profundas en las áreas offshore de Argentina en las cuales planeamos comenzar nuestras operaciones de explotación en la segunda mitad del 2008.
En diversas cuencas se están utilizando ampliamente las pruebas sísmicas tridimensionales con el objeto de aumentar el éxito de exploración, mejorar la calidad de las perspectivas de exploración, optimizar el posicionamiento de los pozos y reducir los riesgos de explotación. En 2006, se registraron y evaluaron 2.960 km² de pruebas sísmicas tridimensionales, que incluyeron 2.523 km² de pruebas sísmicas onshore (1.593 km² de exploración y 930 km² de explotación) y 437 km² de pruebas sísmicas offshore en la cuenca de Colorado Marina (como parte de un sondeo de 1.974 km² concluido en febrero de 2007). Durante 2007 se registraron un total de 2.611 km² de pruebas sísmicas tridimensionales en la cuenca Austral y en la cuenca Colorado Marina (offshore).
Durante el año 2007, se perforaron 23 pozos de exploración (en áreas operadas y no operadas): 18 en la cuenca Neuquina, 4 en la cuenca del Golfo San Jorge y uno en la cuenca Austral. Los pozos exitosos fueron: Borde Sur del Payún (petróleo), Borde Sur del Payún Shallow (petróleo), Los Cavados Este (petróleo) Rincón Amarillo x-5 (gas) (ubicados en la cuenca Neuquina), Estancia Baltaza (petróleo) (ubicado en la cuenca del Golfo San Jorge) y Arroyo Gamma Sureste (gas) (ubicado en la cuenca Austral).
Con respecto a las iniciativas de producción, continuamos mejorando nuestras instalaciones y centrando nuestros esfuerzos en mejorar la eficiencia operativa de nuestros yacimientos petrolíferos y gasíferos clave. Por ejemplo, nuestro Proyecto de Compresión a Baja Presión en el yacimiento de gas natural de Loma La Lata, de US$ 30 millones, comenzó a operar de manera plena en agosto de 2007. Asimismo, durante el primer semestre de 2007, se construyó una nueva planta de procesamiento y compresión de gas natural con una capacidad total de 21 mmcf/d en el yacimiento de Loma La Lata, con una inversión total de US$ 13 millones. Esta planta abastecida por 10 pozos de alto contenido de dióxido de carbono, ha estado operando desde el 30 de junio de 2007, procesando 10,6 mmcf/d. Esperamos que la nueva planta ayude a mantener en funcionamiento la planta de metanol de Huincul durante por lo menos tres años.
Nuestros proyectos clave correspondientes al mejoramiento en activos productivos incluyen el Proyecto de Baja Presión de Ramos en el noroeste de Argentina (que se encuentra finalizado con un costo final de US$23,2 millones), mediante el cual se incrementó la capacidad de compresión en ese lugar de 23.680 HP a 38.475 HP y un proyecto de inyección de agua en Rincón de los Sauces en la cuenca Neuquina, en el yacimiento Chihuido de la Sierra Negra, a fin de mitigar la declinación natural de la producción atribuible a la madurez de ese yacimiento (se espera concluir este proyecto en 2009, con un costo total aproximado de US$ 133 millones). Durante 2007, también reparamos 30 pozos, perforamos 11 pozos nuevos para reemplazar pozos colapsados e iniciamos la reforma de la planta de tratamiento de agua en Chihuido de la Sierra Negra (invertimos US$ 21,8 millones en esos proyectos en 2007). En 2007, también continuamos con nuestro trabajo en el proyecto de Inyección Alternada de Agua y Gas (WAG, Water Alternating Gas) en Chihuido de la Sierra Negra, donde se espera finalizar el proyecto piloto durante el primer semestre de 2008. Debido al desarrollo de nuevos campos, se perforaron 55 pozos nuevos en Desfiladero Bayo, Bayo Este y Cañadón Amarillo durante 2007.
En el bloque CNQ 7A, operado por PetroAndina Resources, en el cual tenemos una participación del 50%, se completó la delineación de los reservorios del Corcobo Norte, Jagüel Casa de Piedra, Cerro Huanunl Sur y Puesto Pinto, y su desarrollo está iniciado. Los proyectos de inyección de agua de El Corcobo Norte y Jagüel Casa de Piedra también han comenzado, al igual que un proyecto de inyección de vapor en Puesto Pinto.
Asimismo, se ha iniciado la construcción de un oleoducto de Corcobo Norte a Puesto Hernández, que facilitará el transporte de crudo a la Refinería Luján de Cuyo, reemplazando el actual transporte por camión a la planta de Medanito.
En la UNAS (Unidad de Negocios Argentina Sur), 434 pozos de inyección debieron cerrarse debido a la aplicación de nuevas regulaciones estatales y provinciales, que establecieron parámetros más estrictos de control de espacio anular. Como consecuencia, el volumen de inyección de agua se redujo en 91 mmbbl/d, resultando en una reducción estimada neta de producción de 4 mbbl/d. Las unidades económicas de Las Heras y Chubut Cañadón Seco iniciaron una campaña de remediación, llevando a cabo mejoras en 71 pozos y perforando cinco pozos nuevos de reemplazo. La erogación total por los trabajos antes mencionados fue de US$ 15 millones.
Nuestros descensos en la producción en los últimos períodos pueden atribuirse fundamentalmente a la madurez continua de nuestros yacimientos aunque, en algunas ocasiones, las interrupciones por obras y los problemas en los ductos han contribuido a que se produzcan demoras en la producción y en los proyectos de inversión. Durante el año 2007, una serie de conflictos laborales y comunitarios en las áreas de la UNAS y la UNAO (Unidad de Negocios Argentina Oeste) ocasionaron interrupciones en la producción equivalentes a unos 1,32 mmbpe. En diciembre de 2006, debido a algunos problemas que afectaron el ducto principal de la UTE Magallanes, en la provincia de Tierra del Fuego, (en la que tenemos participación), nos vimos obligados a detener la producción. A comienzos de 2007, nuestro socio en la UTE comenzó a reemplazar 18,6 km del ducto (17 km offshore y 1,6 km en tierra), que conecta la plataforma A3 con la batería de almacenamiento. Asimismo, 3,7 kms del ducto que conecta las plataformas AM2 y AM3 serán reemplazados. Estas obras necesarias, que se demoraron durante un largo período debido a las condiciones climáticas desfavorables, han sido concluidas en el primer semestre de 2008.
Al 31 de agosto de 2008, poseíamos 38 pozos brutos y 22 pozos netos en procesos de perforación.
Estamos realizando esfuerzos, a través del programa PLADA, para reducir los descensos en nuestras reservas y producción incorporando reservas mediante mejoras tecnológicas con el objeto de mejorar nuestros factores de recuperación, incluyendo una mejor delimitación de reservas, recuperación secundaria y terciaria y explotación de pozos interespaciados. “PLADA” se implementó a principios de 2007 conforme la metodología Carga Final Frontal (Front End Loading (“FEL”)). Los estudios de etapas de visualización hasta el momento se han llevado a cabo en 41 áreas de reservas.
En el mes de agosto de 2008 hemos presentado ante la provincia del Neuquén una nota por la cual manifestamos nuestra intención de participar en el proceso de renegociación de concesiones hidrocarburíferas, de acuerdo a lo establecido por el Decreto 822/2008 de dicha provincia. A la fecha, nos encontramos en proceso de negociación con la provincia del Neuquén la extensión de los plazos de nuestras concesiones.
Reservas
En cada concesión, nosotros, o el consorcio en el que participemos, tenemos la disponibilidad de las reservas que puedan producirse en el transcurso del período de la concesión, que puede coincidir con el período de la vida útil del campo.
El siguiente cuadro presenta nuestra estimación de las reservas probadas y de nuestras reservas probadas desarrolladas de petróleo crudo y gas natural al 31 de diciembre de 2005, 2006 y 2007, las cuales están sujetas a las explicaciones y comentarios que se encuentran a continuación del mismo:
| Crudo (1) | Gas | Total(2) | |
|---|---|---|---|
| (mmbbl) | (miles de mmcf) | (mmbpe) | |
| Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas | |||
| Reservas al 31 de diciembre de 2005 | 777 | 4,683 | 1,611 |
| Revisiones de estimaciones previas ( 3) | 9 | (63) | (2) |
| Extensiones, descubrimientos y recuperación secundaria | 20 | 46 | 29 |
| Producción del año | (126) | (651) | (242) |
| Reservas al 31 de diciembre de 2006 | 680 | 4,015 | 1,396 |
| Revisiones de estimaciones previas ( 3) | 46 | 319 | 100 |
| Extensiones, descubrimientos y recuperación secundaria | 17 | 9 | 19 |
| Producción del período | (120) | (635) | (232) |
| Reservas al 31 de diciembre de 2007 | 623 | 3,708 | 1,283 |
| Reservas probadas desarrolladas | |||
| Al 31 de diciembre de 2005 | 604 | 3,201 | 1,174 |
| Al 31 de diciembre de 2006 | 521 | 2,571 | 979 |
| Al 31 de diciembre de 2007 | 460 | 2,441 | 895 |
(1) Incluye crudo, condensado y líquidos de gas natural.
(2) Los volúmenes de gas natural indicados en el cuadro anterior y en otras partes de este Prospecto se han convertido a bpe a razón de 5,615 mcf por barril.
(3) Las revisiones de las estimaciones de las reservas se llevan a cabo al menos una vez por año. La revisión de las reservas probadas de crudo y gas natural se consideran de manera prospectiva para el cálculo de la depreciación.
Las reservas netas de petróleo crudo y gas natural al 31 de diciembre de 2007 eran de 1.283 millones de bpe (49% de crudo y 51% de gas), lo que representa un descenso del 8% si se compara con las reservas netas probadas de petróleo crudo y gas natural de 1.396 millones de bpe informadas al 31 de diciembre de 2006.
Cambios en nuestras reservas probadas netas estimadas
— Cambios en nuestras reservas probadas netas estimadas durante 2006
- Revisiones de las estimaciones previas
Durante 2006, se efectuó una revisión a la baja de las reservas probadas por 2,5 millones de bpe (una disminución de 63,0 bcf de gas y un aumento de 8,7 mmbbl de petróleo).
La revisión de las estimaciones previas de las reservas probadas de los activos de la UNAO de la cuenca Neuquina y Cuyana no operados por nosotros dieron como resultado la exclusión de 53,5 bcf de reservas probadas de gas y 1,5 mmbl de reservas probadas de petróleo. Las revisiones fueron inmateriales para los activos no operados por nosotros en la UNAS de las áreas menores correspondientes a la cuenca del Golfo San Jorge. La revisión de las áreas menores de la UNAO dio como resultado la exclusión de 5,4 bcf de reservas probadas de gas y la inclusión de 2,7 mmbl de reservas probadas de petróleo. GCA (Gaffney, Cline & Asociados) y D&M (DeGolyer & Mac Naughton) llevaron a cabo una auditoría externa de las reservas de todas las áreas productivas por un lapso de dos años (2005-2006).
Los cambios más importantes relacionados con las reservas probadas se debieron a lo siguiente:
- En la cuenca del noroeste, 9,2 bcf de gas se excluyeron esencialmente debido a la disminución en el comportamiento de la producción de Campo Durán (Tupambi) en el área de Aguaragüe.
- En la cuenca Cuyana, salvo la inclusión de 0,7 mmbbl de petróleo debido a la mejora de los sistemas de recuperación efectuados en el yacimiento Estructura Cruz de Piedra, todas las demás áreas presentaron una disminución en el comportamiento de producción y ocasionaron una exclusión de 4,6 mmbbl de petróleo.
- En la cuenca Neuquina, las principales revisiones positivas se efectuaron en el área de Aguada Toledo-Sierra Barrosa, donde se agregaron 52,9 bcf de reservas de gas debido a la implementación de la baja compresión, la reparación de un pozo y la actualización de la información del balance de masa.
- En el área de Paso Bardas Norte, se agregaron 3,7 bcf de reservas de gas debido al ajuste del balance de materiales efectuado en el yacimiento Huitrín La Tosca y en el área Piedras Negras, y se reclasificaron 3,1 bcf de gas como probados después de la firma de un contrato de gas destinado a la generación de energía eléctrica.
- Las principales revisiones a la baja de esta cuenca se efectuaron en los yacimientos de Puesto Cortadera, Rincón del Mangrullo y Loma La Lata-Lotena. En total, se excluyeron 56,1 bcf de reservas de gas probadas debido al efecto adverso de algunos pozos y al correspondiente ajuste de las estimaciones. En el área de Filo Morado dentro de la Faja Plegada, se realizó una revisión descendente de 23 bcf de gas y de 1,6 mmbbl de petróleo debido al comportamiento de producción.
-
En el sur de Argentina, los resultados positivos de las perforaciones de desarrollo (principalmente en las áreas de Manantiales Behr, Zona Central Bella Vista Este, Escalante, El Trébol, Las Heras y Lomas del Cuy) en los sitios adyacentes a las áreas de producción, clasificados como no probados debido a la incertidumbre geológica y a la respuesta de producción mejorada de los yacimientos, dieron como resultado la inclusión de 5,5 mmbbl de petróleo y 4,2 bcf de gas como reservas probadas.
-
Recuperación mejorada
Los agregados a las reservas netas probadas por mejoras en la recuperación se debieron en gran medida a la finalización exitosa de estudios de factibilidad técnicos y económicos para la expansión de proyectos existentes en la UNAS, que se implementarán dentro de los próximos tres años; la mejora de los resultados de proyectos en curso en la UNAS; y la respuesta de parte de la actividad física ejecutada en la UNAO que agregó 8,7 mmbbl.
- Extensiones y descubrimientos
En la cuenca Neuquina, dentro del área de Malargüe, se agregaron 1,9 mmbbl como reservas de petróleo probadas debido a las actividades de delineación (outlining) llevadas a cabo en las áreas de Loma de la Mina y Loma Alta.
En el área de Rincón de los Sauces, los proyectos de delineación (outlining) de los yacimientos Desfiladero Bayo Este y Pata Mora, y los descubrimientos realizados en el área correspondiente al permiso de exploración CN Q7A dieron como resultado el agregado de 1,9 mmbbl de reservas de petróleo probadas.
Se agregaron reservas probadas de gas al área de Loma La Lata como resultado de los pozos de compensación ubicados en las áreas de Aguada Toledo-Sierra Barrosa, Lindero Atravesado, Rincón del Mangrullo y Aguada Pichana por un total de 33,8 bcf de gas.
En la cuenca del Golfo San Jorge, los pozos de compensación que son adyacentes a las áreas probadas (principalmente en Manantiales Behr, Barranca Baya, Seco León, Lomas del Cuy y Cañadon Yatel) agregaron 6,0 mmbbl de reservas de petróleo probadas.
En el yacimiento Cerro Piedra, se descubrió una estructura anticlinical de arenisca del Terciario que contiene gas seco. La producción se inició hacia fines de 2006 en un pozo y se efectuará la explotación completa del yacimiento después de trabajar sobre otros tres pozos. Las reservas probadas estimadas fueron de 8,1 bcf de gas (1,4 millones de bpe).
— Cambios en nuestras reservas netas probadas estimadas durante 2007
- Revisiones de las estimaciones previas
Durante 2007, se efectuó una revisión positiva de las reservas probadas por 100 millones de bpe (un aumento de 319 bcf de gas y de 46 mmbbl de petróleo).
Los cambios más importantes relacionados con las reservas probadas se debieron a lo siguiente:
- En la cuenca del noroeste, en el área Acambuco, se agregaron a las reservas probadas 74,7 bcf de gas natural y 1,5 mmbbl de petróleo, condensado y líquidos del gas natural por el rendimiento de la producción del pozo Mac.x-1001-bis del reservorio Macueta, que a su vez ofreció una base para considerar a los dos pozos colindantes, Mac.x-1002 y Mac.e-1003, como reservas probadas no desarrolladas. Se efectuó una revisión a la baja de las reservas del reservorio San Pedrito como resultado de un estudio sobre balance de materiales más profundo que realizamos y se excluyeron de las reservas probadas 28,4 bcf de gas y 0,1 mmbbl de condensado.
- En el área de Aguaragüe, se agregaron 23,7 bcf de gas a las reservas probadas del reservorio Santa Rosa-Icla. El aumento se produjo principalmente en las reservas probadas no desarrolladas y se vincula con los estudios volumétricos realizados en las áreas donde se llevarán a cabo nuevas actividades de perforación en 2009 y 2010.
- En el reservorio Loma La Lata-Sierras Blancas, la revisión del plan de explotación de los sectores sudeste y noreste del yacimiento junto con una mejora general del rendimiento de la producción, dieron como resultado el agregado de 168,8 bcf de gas y 9,1 mmbbl de líquidos asociados a reservas probadas.
- En el área de San Roque, conforme con una nueva evaluación de los yacimientos, se agregaron a las reservas probadas 54,0 bcf de gas y 3,0 mmbbl de líquidos asociados del reservorio Aguada San Roque, así como 50,0 bcf de gas y 3,2 mmbbl de líquidos asociados del reservorio Loma Las Yeguas. El agregado, mayormente, se produjo con respecto a las reservas probadas no desarrolladas y en ambos casos estuvo vinculado con la instalación planificada de instalaciones para compresión programadas para mediados de 2008.
- En el área CNQ7A, las reservas probadas se incrementaron en 6,7 mmbbl de petróleo debido a la re-evaluación general de las reservas llevada a cabo de conformidad con los planes de explotación para los cuatro reservorios. Dichos planes, que incluyen la perforación y la reparación de más de 350 pozos, están siendo implementados por el operador.
- En los yacimientos de la cuenca del Golfo San Jorge, los resultados positivos de las perforaciones de explotación (principalmente en las áreas de Manantiales Behr, Cañadón Vasco y Cañadón Perdido) en los sitios adyacentes a las áreas de producción, anteriormente clasificadas como no probadas debido a su incertidumbre geológica y a la mejora en la respuesta de producción de los yacimientos, dieron como resultado la inclusión de 2,3 mmbbl de petróleo en las reservas probadas.
- El rendimiento de la producción en algunas de las áreas del sur se ha visto afectado de manera adversa por el cierre de los pozos de inyección debido a problemas de corrosión que han provocado una desviación a la baja de las estimaciones de producción. Por esa razón, la producción secundaria disminuyó en esas áreas pero la producción primaria aumentó en otras, principalmente en las áreas de Barranca Baya, Escalante y Tierra del Fuego, por lo cual esos efectos prácticamente se compensaron. El cierre temporario de pozos inyectores produjo la recategorización de ciertas reservas probadas desarrolladas de producción de petróleo en reservas de petróleo probadas desarrolladas no productivas y reservas de petróleo probadas no desarrolladas. Las revisiones a la baja provocaron una reducción de 1,2 mmbbl de petróleo en reservas probadas.
- Las reservas registradas desde 2003 sin un programa de explotación para los dos años siguientes se retiraron, lo cual dio como resultado la exclusión de 4,0 mmbbl de las reservas de petróleo probadas, principalmente en los yacimientos Los Perales, Barranca Baya y Manantiales Behr.
- La estructura anticlinal de arenisca del Terciario descubierta en el 2006 en el yacimiento Cerro Piedra en la región sur ha estado en producción durante el 2007. El nuevo análisis de presión muestra que las reservas de gas seco aumentaron a 4,2 miles de mmcf.
- El retraso de varios planes de explotación dio como resultado la exclusión de 1,6 mmbbl de reservas de petróleo probadas debido a que la producción se prolongaría más allá de la fecha de vencimiento de la concesión.
- En la cuenca Austral, dentro del área CAM 2 A Sur, el pozo Poseidón-112 se inundó y, por ende, se cerró, lo cual dio como resultado una disminución de las reservas netas probadas de 0,6 millones de bpe.
-
En Neptuno (Estados Unidos) la actividad de desarrollo y delineación llevada a cabo suministró nueva información acerca de los parámetros geológicos físicos del petróleo que difieren, en ciertos casos, de las estimaciones previas, lo que ha dado lugar a la revisión negativa de 574 mbpe en reservas probadas, de los cuales corresponden a 0,7 bcf de gas natural y 452 mbbl de petróleo. Las cifras revisadas se han alineado con la estimación del auditor externo, GCA.
-
Recuperación mejorada
En la cuenca Cuyana, dentro del área de Barrancas, se agregaron 0,3 mmbbl de petróleo a las reservas probadas como consecuencia de la perforación exitosa de los pozos B-499 y B-501, que forma parte del proyecto de recuperación secundaria del reservorio Cabras/Brecha Verde.
En la cuenca Neuquina, dentro del área de Desfiladero Bayo, se agregaron 2,2 mmbbl de petróleo a las reservas probadas debido a la perforación de 14 pozos nuevos, que forma parte del Proyecto Centro Infill en los reservorios Agrios + Troncoso y Rayoso.
En el área de Chihuido de la Sierra Negra, se agregaron 1,3 mmbbl de petróleo a las reservas probadas debido al inicio de perforaciones durante 2007 y a la disposición de planes de perforación para 2008 en el reservorio de Lomita-Rayoso.
En el área CNQ7A, la definición de un proyecto de recuperación secundaria para el reservorio Jagüel Casa de Piedra, que forma parte de un plan general de explotación para el yacimiento, dio como resultado el agregado de 1,0 mbbl a las reservas probadas sobre la base de los resultados exitosos de un proyecto de inyección piloto que comenzó en noviembre de 2005.
En el área de Señal Picada, se agregaron 0,7 mmbbl de petróleo a las reservas probadas debido a la expansión del proyecto de recuperación secundaria hacia el sector este del reservorio SP-Quintuco.
En los yacimientos de petróleo de la cuenca del Golfo San Jorge, se agregaron 1,8 mmbbl a las reservas netas probadas como resultado de las mejoras producidas en la recuperación a través de proyectos de inyección de agua.
- Extensiones y descubrimientos
En la cuenca Cuyana, dentro del área de La Ventana Central, se agregaron 0,2 mmbbl de petróleo a las reservas probadas como resultado de la extensión del pozo RV-35, ubicado en el reservorio Río Viejas.
En la cuenca Neuquina, el alza más importante fue la del área Aguada Toledo-Sierra Barrosa, donde se agregaron 3,4 bcf de gas a las reservas probadas del reservorio Cupén Mahuida Precuyano como resultado de la evaluación del pozo CuM.a-13.
En el área de Loma Alta Sur, se agregaron 1,4 mmbbl de petróleo y 1,1 bcf de gas a las reservas probadas, como resultado de la evaluación de los pozos LA.a-16 y LA.a-17.
En el área de Desfiladero Bayo, se agregaron 0,3 mmbbl de petróleo a las reservas probadas del reservorio Agrio + Troncoso, como resultado de la evaluación del pozo DB.a-185 y 0,5 mmbbl de petróleo del reservorio Desfiladero Bayo Este como resultado de la evaluación del pozo DBE.a-90.
En el área de Cañadón Amarillo, se agregaron 0,5 mmbbl de petróleo a las reservas probadas del reservorio Barda Negra + Tordillo como resultado de la evaluación del pozo Cam.x-1002.
En el área de Señal Picada, se agregaron 0,3 mmbbl de petróleo a las reservas probadas del reservorio SP-Quintuco como resultado de la evaluación del pozo SP.a-299 junto con la definición de un plan de explotación para la sección este del yacimiento.
En la cuenca del Golfo San Jorge, los pozos de compensación que se encuentran en los alrededores de las áreas probadas (principalmente en Manantiales Behr, Barranca Baya y Cañadon Yatel) agregaron 4,2 mmbbl de reservas de petróleo probadas.
En el área de Manantiales Behr, se agregaron 1,6 mmbbl de petróleo a las reservas probadas del yacimiento Grimbeek como resultado de varias evaluaciones de pozos llevadas a cabo en la zona norte de Grimbeek.
En un yacimiento en el sur, Cerro Piedra, el año pasado se descubrió una nueva estructura anticlinical pequeña de arenisca del Terciario que contiene gas seco. Las reservas probadas estimadas fueron de 0,6 bcf de gas, se conectó el yacimiento con las instalaciones existentes y se encuentra actualmente en producción.
Información adicional — Corrección de las reservas previamente informadas al 31 de diciembre de 2004
El 26 de enero de 2006, anunciamos que reduciríamos nuestras reservas probadas estimadas previas en 509 millones de bpe (55% de gas), incluyendo 493 millones de bpe correspondientes a nuestras reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas y 16 millones de bpe correspondientes a reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de compañías asociadas. El Comité de Auditoría y Control de nuestra sociedad controlante, Repsol YPF, inició una revisión independiente de los hechos y circunstancias relacionados con la reducción de las reservas probadas. El Comité de Auditoría y Control presentó las conclusiones finales ante el Directorio de Repsol YPF durante la reunión del 15 de junio de 2006. De acuerdo con la revisión independiente, el proceso para determinar las reservas vinculadas con nuestros campos en Argentina tuvo errores desde 2003 hasta 2004 y, en algunas ocasiones, nuestro personal no cumplió debidamente con la aplicación de los criterios de la SEC para informar las reservas probadas.
La revisión independiente informó que ello se debió principalmente a:
- La ausencia de un correcto conocimiento y una adecuada formación respecto de las normas de la SEC aplicables a la determinación de reservas probadas;
- Un optimismo inadecuado en relación con el comportamiento de los campos, así como la atención prestada al ratio de reemplazo de nuestras reservas;
- La ausencia de un coherente proceso deliberativo para la determinación de las reservas probadas y para la resolución de discrepancias; y
- Cierta falta de disposición para aceptar responsabilidades personales en la comunicación de hechos adversos en relación con las reservas y una consecuente tendencia a considerar que estas responsabilidades correspondían a otras personas o departamentos. Con el tiempo los problemas surgieron y se desarrollaron debido a la ausencia de una clara determinación de responsabilidades en la determinación de las reservas probadas y de instrucciones claras al respecto con anterioridad al 2005.
Sin embargo, no se hallaron evidencias de que algún miembro del personal involucrado con el informe de las reservas probadas estuviera motivado por alguna clase de beneficio personal.
Los cuadros a continuación reflejan la reconciliación de las reservas probadas corregidas con las reservas probadas informadas originalmente para el año 2004:
| Petróleo (mmbbl) | ||
| Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas | Reservas probadas desarrolladas | |
| Según se informó originalmente al 31 de diciembre | 1.114 | 908 |
| Efecto del ajuste | ||
| A partir del inicio del ejercicio | (67) | (63) |
| Movimiento durante el ejercicio | 17 | 18 |
| Total | (50) | (45) |
| Según corrección al 31 de diciembre | 1.064 | 863 |
| Gas Natural | ||
| Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas | Reservas probadas desarrolladas | |
| (mil de mmcf) | ||
| Según se informó originalmente al 31 de diciembre | 6.820 | 5.041 |
| Efecto del ajuste | ||
| A partir del inicio del ejercicio | (1.531) | (1.383) |
| Movimiento durante el ejercicio | 387 | 387 |
| Total | (1,144) | (996) |
| Según corrección al 31 de diciembre | 5.676 | 4.045 |
Al 31 de diciembre de 2004, el efecto total sobre los volúmenes de las reservas probadas de la corrección de las reservas era de 254 millones de bpe, compuesto por 50 mmbbl de petróleo crudo y 1.144 bcf de gas natural, lo cual alcanzó el 11% del total de reservas probadas originalmente declaradas en los estados contables a esa fecha (2.330 millones de bpe). Del efecto total consolidado, el 87% pertenecía a la categoría de reservas probadas desarrolladas y el 13% a la categoría de reservas probadas no desarrolladas. La corrección de las reservas dio lugar a una reducción estimada de Ps. 1.132 millones en la medición estandarizada del flujo futuro de caja neto descontado. Ese efecto representó alrededor del 3% del total de la medición estandarizada que originalmente se declaró en los estados contables en esa fecha.
Controles internos de las reservas y las auditorías de las reservas
Todas nuestras reservas de petróleo y gas que se mantienen en sociedades controladas han sido estimadas por nuestros ingenieros en petróleo.
Todas las inferencias realizadas y la base para los cálculos técnicos utilizada en nuestras estimaciones sobre las reservas probadas de petróleo y gas se basan en las guías y las definiciones establecidas por la Norma 4-10(a) de la Reglamentación S-X de la SEC.
Con el objeto de lograr el estándar alto de “certeza razonable”, las evaluaciones de las reservas se declaran tomando en cuenta la orientación adicional relacionada con los requerimientos de productividad económica del reservorio, las extensiones aceptables de las áreas probadas, los factores de recuperación y los métodos de recuperación mejorados, la comercialización conforme a las condiciones económicas y operativas existentes y la madurez del proyecto.
Siempre que es posible, se utiliza el método volumétrico para determinar las cantidades originales de petróleo en el sitio. Las estimaciones se realizan a partir del uso de varios registros, análisis de testigos y otros datos disponibles. Las capas de formación, el grosor bruto, los valores representativos del grosor de la zona de producción neta, la porosidad y las saturaciones de fluido intersticial se utilizan para elaborar mapas estructurales destinados a delinear cada reservorio y mapas isopacos para determinar el volumen del reservorio. En los casos en que haya datos adecuados disponibles y las circunstancias lo justifiquen, se utiliza el método de balance de materiales y otros métodos de ingeniería para estimar el hidrocarburo original en el sitio.
Las estimaciones de producción final se obtienen mediante la aplicación de factores de eficiencia a las cantidades originales de petróleo en el sitio. Esos factores se basan en el tipo de energía inherente del reservorio, el análisis de las propiedades de los fluidos y las rocas, la posición estructural de los yacimientos y su historial de producción. En algunos casos, se comparan reservorios que tengan producciones similares en las áreas donde se encuentren disponibles datos más completos.
En los casos en que haya datos adecuados disponibles y las circunstancias lo justifiquen, el método de balance de materiales y otros métodos de ingeniería se utilizarán para estimar los factores de recuperación. En esos casos, los parámetros de rendimiento del reservorio, tales como la producción acumulada, el índice de producción, la presión del reservorio, el comportamiento de la ratio gas/petróleo y la producción de agua, se consideran para la estimación de la eficiencia de recuperación utilizada en la determinación de la producción final bruta.
En aquellos casos en que los métodos mencionados no puedan utilizarse, las reservas se estiman por analogía con reservorios similares, con respecto a los cuales se encuentren disponibles datos más completos.
Las reservas probadas se limitan a:
a. la porción del reservorio delineada por las perforaciones y se define por el contacto gas-petróleo y/o petróleo-agua, si lo hubiera, y en ausencia de información sobre los contactos de fluidos, cuanto menor sea la presencia estructural conocida de controles de hidrocarburos, menor será el límite probado del reservorio; y
b. el límite económico, la fecha de vencimiento de una licencia de producción o, en caso de las reservas de gas, el vencimiento de los contratos de venta de gas pertinentes.
Todas las estimaciones de reservas probadas también se evalúan y se prueban a partir de todas las limitaciones y restricciones técnicas que incluyen, pero no se limitan a:
- Para los reservorios agotados u otros reservorios en los que el rendimiento ha revelado una declinación fiable en las tendencias de las tasas de producción o en otras características de diagnóstico, las reservas se estiman mediante la aplicación de las curvas de declinación correspondientes o de otras relaciones de rendimiento. Cuando se analizan las curvas de declinación, las reservas se estiman según los límites económicos calculados a partir de las condiciones económicas existentes.
- Las reservas existentes en áreas no perforadas se limitan a aquellas unidades de perforación que compensan las unidades productivas cuya producción se consideró razonablemente cierta al momento de la perforación. Las reservas probadas de otras unidades no perforadas se declaran solamente cuando puede demostrarse con certeza que hubo una continuidad de producción de la formación productiva existente.
- Las reservas estimadas habitualmente se expresan como reservas brutas y netas. Las reservas brutas se definen como el total de petróleo que se estima que se producirá en los yacimientos al terminar el año. Las reservas netas se definen como aquella porción de las reservas brutas que se imputan a nuestra participación después de deducir la participación de terceros.
- El costo histórico de las operaciones y la explotación de las propiedades evaluadas, así como los precios de los productos, incluso los acuerdos que afectan los ingresos y las operaciones futuras, forman una parte integral de las estimaciones y la base de la evaluación económica para ayudar al ingeniero en sus estimaciones.
Con el objeto de controlar la calidad del registro de las reservas, nosotros y Repsol YPF, hemos determinado un proceso que se integra con el sistema de control interno de Repsol YPF. El proceso de Repsol YPF para manejar el registro de las reservas se controla en forma centralizada y cuenta con los siguientes componentes:
a) El Coordinador de Calidad de Reservas (“CCR”), profesional asignado en cada Unidad de Negocios de Exploración y Producción de Repsol YPF a fin de asegurar la existencia de controles efectivos en la estimación de reservas probadas y el proceso de aprobación de las estimaciones del Grupo (Repsol YPF y sus subsidiarias consolidadas, incluyendo nosotros) y el informe oportuno sobre el impacto financiero respectivo de los cambios producidos en las reservas probadas. Los CCR son responsables de la revisión de las estimaciones de las reservas probadas asegurando así la integridad y la precisión del informe.
b) Una revisión formal a través de comités de revisión técnicos a fin de asegurar que tanto los criterios técnicos como comerciales se cumplen antes de la asignación de capital para los proyectos.
c) La Auditoría Interna, que analiza la eficiencia de los controles financieros del Grupo, está diseñada para asegurar la confiabilidad de los informes, resguardar todos los activos y analizar la observancia de las leyes, las disposiciones y los estándares internos del Grupo.
d) Una revisión interna trimestral de parte de la Dirección de Control de Reservas de Repsol YPF que se lleva a cabo en forma separada e independiente de las unidades de negocios en operación sobre el movimiento de las reservas probadas presentado por la Unidad de Negocios y asociada a los yacimientos en los cuales hayan surgido cuestiones técnicas, operativas o comerciales.
e) Las reservas probadas registradas en cualquier propiedad y en cualquier momento dado requieren de una autorización central. Además, los volúmenes registrados se someten a auditorías externas periódicas. La selección inicial de los yacimientos que deben someterse a una auditoría externa se efectúa por la Dirección de Control de Reservas con la aprobación del Comité de Auditoría y Control de Repsol YPF. Los yacimientos sometidos a una auditoría externa para cualquier año dado se seleccionan conforme a los siguientes parámetros:
i. todos los yacimientos en un ciclo de tres años, donde los yacimientos auditados durante el primer año del ciclo se corresponden con aquellos auditados durante el primer año del ciclo anterior;
ii. yacimientos recientemente adquiridos no auditados durante el ciclo anterior y yacimientos respecto de los cuales se encuentra disponible información nueva que podría afectar materialmente las estimaciones de reservas anteriores; y
iii. aproximadamente un tercio del volumen de las reservas netas probadas a fines del año de la auditoría.
Los yacimientos que deben someterse a una auditoría externa en un año dado pueden modificarse por diversos motivos, tales como la presencia de información técnica o de producción nueva, o por cambios en los aspectos legales, impositivos o regulatorios.
Para aquellas áreas auditadas por firmas independientes, las estimaciones internas de las reservas probadas de Repsol YPF deben estar dentro del 7% o de los 10 millones de bpe de las estimaciones del auditor independiente para que Repsol YPF declare que un auditor externo ha ratificado los volúmenes. En el caso de que la diferencia, por encima o por debajo, sea mayor que el mencionado nivel de tolerancia, Repsol YPF efectuará una nueva estimación de sus reservas probadas con el objeto de alcanzar ese nivel de tolerancia o debe tomar y reportar la estimación del auditor externo.
A los efectos de la auditoría externa, las áreas de reservas en Argentina se agrupan en tres segmentos: por “áreas principales”, nos referimos a las áreas con volúmenes mayores de reservas para cada unidad económica, a fin de alcanzar un total auditado equivalente a un tercio del total de las reservas de Repsol YPF, conforme al objetivo de auditar el 100% de las reservas del grupo Repsol YPF en un ciclo de tres años. Un tercio del total de las reservas de Repsol YPF es igual a aproximadamente el 62% del total de nuestras reservas en Argentina.
En 2007 comenzó un nuevo ciclo de auditoría externa. D&M auditó las “áreas principales” operadas por nosotros en las cuencas del Noroeste, Cuyana y Neuquina y GCA auditó las “áreas principales” operadas por nosotros en la cuenca del Golfo San Jorge. Todas estas auditorías externas en 2007 se llevaron a cabo al 30 de septiembre de 2007 e incluyeron acumulativamente el 68,4% de nuestras reservas probadas a dicha fecha.
Nuestras reservas probadas totales estimadas al 31 de diciembre de 2007 eran de 1.283 millones de bpe. Al 30 de septiembre de 2007, los ingenieros de reservorio externos auditaron yacimientos que, según nuestras estimaciones a esa fecha, contenían reservas probadas de 896,7 millones de bpe en total.
Se nos requiere, de conformidad con la Resolución S.E. Nº 324/06 de la Secretaría de Energía, que presentemos en forma anual, a más tardar el 31 de marzo de cada año, detalles de nuestras estimaciones de reservas de petróleo y gas y recursos ante la Secretaría de Energía, según se define en dicha resolución, con la certificación de un auditor externo de reservas. La mencionada certificación solamente tiene el alcance que se establece en la Resolución S.E. Nº 324/06 y no debe interpretarse como una certificación de las reservas de petróleo y gas bajo las normas de la SEC. Hemos presentado el informe correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007 y las estimaciones de nuestras reservas probadas de petróleo y gas presentadas ante la Secretaría de Energía son significativamente superiores a las estimaciones de nuestras reservas probadas de petróleo y gas incluidas en el presente Prospecto debido principalmente a que: (i) la información presentada ante la Secretaría de Energía incluye todas las propiedades de las que somos operadores, independientemente del nivel de participación en dichas propiedades, (ii) la información presentada ante la Secretaría de Energía incluye otras categorías de reservas y recursos diferentes a las reservas probadas que no se incluyen en este Prospecto, el cual contiene solamente estimaciones de reservas probadas de acuerdo con la regulación de la SEC, y (iii) la definición de reservas probadas en virtud de la Resolución S.E. Nº 324/06 es diferente de la definición de “reservas probadas de petróleo y gas” establecida en la Norma 4-10(a)(2) de la Regulación S-X de la SEC. Por ende, todas las estimaciones de reservas probadas de petróleo y gas incluidas en este Prospecto reflejan solamente las reservas de petróleo y gas en forma acorde con las normas y requisitos de información de la SEC.
Producción
El siguiente cuadro muestra nuestra producción promedio neta diaria histórica de petróleo (incluyendo petróleo crudo, condensado y LGN) y gas en Argentina por cuenca, así como los precios de venta promedio para los años indicados y la producción total promedio diaria de petróleo y gas.
| Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2007 | 2006 | 2005 | |||||
| Miles de bbl día | |||||||
| Producción de petróleo (1)( 2) | |||||||
| Neuquina | 192 | 201 | 213 | ||||
| Golfo San Jorge | 101 | 105 | 108 | ||||
| Cuyana | 27 | 28 | 31 | ||||
| Noroeste | 5 | 7 | 9 | ||||
| Austral | 3 | 5 | 5 | ||||
| Producción total de petróleo | 329 | 346 | 366 | ||||
| mcf día | |||||||
| Producción de gas (1) | |||||||
| Neuquina | 1.381 | 1.392 | 1.439 | ||||
| Golfo San Jorge | 126 | 112 | 112 | ||||
| Cuyana | 3 | 3 | 11 | ||||
| Noroeste | 167 | 172 | 163 | ||||
| Austral | 60 | 100 | 102 | ||||
| Producción total de gas | 1.737 | 1.779 | 1.827 | ||||
| Precio de venta promedio | |||||||
| Petróleo (US$ por barril) ( 3) | 44,57 | 42,81 | 35,53 | ||||
| Gas (US$ por mil pies cúbicos) | 1,66 | 1,63 | 1,34 |
(1) Las cantidades de producción de petróleo y gas se establecieron antes de realizar ninguna deducción relacionada con regalías. Las regalías se contabilizan como un costo de producción y no se deducen para determinar las ventas netas (ver Nota 2 (g) a los Estados Contables Individuales correspondientes a los Estados Contables Auditados).
(2) Incluye crudo, condensado y líquidos de gas natural
(3) El precio de venta promedio por barril de petróleo representa el precio de transferencia establecido por nosotros, que se aproxima al precio del mercado argentino.
En 2007, la producción de crudo y gas natural, en bpe, disminuyó un 4,1% en comparación con el año 2006. Si se la compara con el año 2006, la producción de crudo (que incluye la producción de condensado y líquidos del gas natural) disminuyó un 4,8% en el año 2007. Con respecto al gas natural, la producción disminuyó un 2,5% en 2007, en comparación con 2006.
La composición del crudo que producimos en Argentina varía según el área geográfica. Casi la totalidad del crudo producido por nosotros en Argentina tiene un muy bajo contenido de azufre, o directamente no contiene azufre. Vendemos el petróleo que producimos en Argentina casi completamente a nuestra unidad de negocios de Refino y Marketing. La mayoría del gas que producimos en Argentina es de calidad apta para gasoducto. Todos nuestros yacimientos gasíferos producen cantidades comerciales de gas condensado y prácticamente todos nuestros yacimientos petrolíferos producen gas asociado.
Nuestro costo de extracción por bpe (lifting cost) ascendió a Ps. 15,7 Ps.11,8 y Ps. 8,4 en 2007, 2006 y 2005, respectivamente. Calculamos nuestro costo de extracción sobre la base de las cifras consignadas en los resultados de operaciones de las actividades de producción de petróleo y gas en “Información complementaria de las actividades de producción de petróleo y gas (no auditada)” que es parte de la información requerida por las normas vigentes de la SEC bajo el formulario 20-F. Calculamos el costo de extracción como el cociente de los costos de producción (excluyendo regalías, impuestos locales y otros costos) dividido por la producción anual (en términos de bpe). En el 2007, los costos de producción ascendieron a Ps. 6.996; las regalías, impuestos locales y otros costos ascendieron a Ps. 3.361; y nuestra producción anual fue de 232 mmbpe.
Transporte y capacidad de almacenamiento del gas natural
Mediante el Decreto Nº 180/2004, se crearon dos fondos fiduciarios para ayudar a financiar la ampliación del Gasoducto Norte operado por TGN (Transportadora de Gas del Norte), cuya capacidad se incrementó en 1,8 mmcm/d (63,6 mmcf/d) en 2005, y una ampliación del Gasoducto San Martín, operado por TGS (Transportadora de Gas del Sur), cuya capacidad se incrementó en 2,9 mmcm/d (102,4 mmcf/d) en 2005. Actualmente, ambas ampliaciones están en operación. Hemos aportado aproximadamente US$100 millones en préstamos para la ampliación del Gasoducto Norte de TGN. Consideramos que dicha ampliación nos permitirá obtener un incremento en el volumen de importaciones de gas de origen boliviano. Nuestros préstamos ya han sido repagados en su totalidad.
Nosotros entregamos gas natural mediante nuestros propios sistemas de conexión a las líneas troncales desde cada una de las principales cuencas. La capacidad en firme de los gasoductos en Argentina es utilizada principalmente por las compañías distribuidoras, en virtud de contratos de transporte en firme a largo plazo. Los clientes con servicio no interrumpible toman toda la capacidad disponible de los gasoductos principalmente durante el invierno, por lo que el nivel de capacidad disponible para clientes con servicio interrumpible varía durante el resto del año.
Hemos seguido analizando la posibilidad de utilizar estructuras subterráneas naturales ubicadas cerca de los mercados consumidores como instalaciones de almacenamiento subterráneo de gas natural, con el objeto de almacenar gas natural durante los períodos de baja demanda y vender el gas natural almacenado durante los períodos de gran demanda. El proyecto de almacenaje de gas más avanzado que emprendimos en Argentina es denominado “Diadema”, ubicado en la región de la Patagonia, cerca de la ciudad de Comodoro Rivadavia. La inyección de gas natural en el reservorio comenzó en enero de 2001 y, actualmente, hemos finalizado la cuarta temporada de extracción del gas. En 2006, hemos abandonado un proyecto piloto de inyección/extracción de gas en Lunlunta Carrizal, ubicada a 60 km al sudeste de Mendoza, debido a la presencia de un tope de gas inadecuado. Por consiguiente, los activos correspondientes a ese proyecto se han reducido a su valor de recuperación.
Contratos de abastecimiento y exportaciones de gas natural
Como consecuencia de la crisis energética que afecta a la Argentina, desde 2002, el gobierno argentino ha establecido normas y resoluciones que regulan tanto las exportaciones como el mercado local. Esas normas han afectado la capacidad de los productores argentinos de exportar gas natural. Hemos cuestionado la validez de tales medidas, las que constituyen un evento de fuerza mayor aplicable a ciertos contratos de exportación de gas natural, aunque nuestras contrapartes en algunos de dichos contratos han rechazado nuestra posición. Ver “Información sobre la Emisora - Marco regulatorio y relación con el Gobierno nacional argentino — Regulación del mercado” y “Litigios”.
Hemos celebrado una serie de contratos de compraventa de gas natural, conforme a los cuales se nos requiere con frecuencia el pago de montos bajo la cláusula de “delivery or pay”, o se exige a nuestros clientes el pago de montos bajo la cláusula “take or pay”. Dichos contratos se han firmado únicamente con usuarios industriales y centrales de energía locales y en los mercados de exportación, mientras que el mercado residencial local se abastece mediante la inyección de gas natural en el sistema de gasoductos argentino, generalmente de conformidad con requerimientos regulatorios (y no sobre la base de contratos con clientes).
Recientemente, hemos tenido dificultades para cumplir con algunos de nuestros principales contratos de abastecimiento, debido a las restricciones sobre las exportaciones impuestas por el gobierno argentino. Ver “Información contable —Litigios”. A continuación se describen brevemente los contratos más importantes que se vieron afectados.
Actualmente estamos comprometidos a suministrar una cantidad diaria de 104 mmcf a la planta Methanex de Cabo Negro en Punta Arenas, Chile (en virtud de tres acuerdos a 20 años de duración firmados en 1997, 1999 y 2005). En 2010, tenemos programado comenzar a suministrar una cantidad adicional de 21 mmcf /d de gas natural a la planta.
Tenemos un contrato de 12 años de duración (celebrado en 1999 y modificado con posterioridad) para el suministro de 26 mmcf/d de gas natural a la central térmica Termoandes situada en Salta, Argentina. El gas natural proviene de la Cuenca Noroeste. Dicha central térmica suministra energía a una línea de alta tensión que se extiende desde Salta hasta la Región II en Chile.
En la actualidad, tenemos varios contratos de suministro con productores de electricidad chilenos (a través del gasoducto Gas Andes que une Mendoza, Argentina, con Santiago, Chile, que tiene una capacidad de transporte de 353 mmcf/d), entre ellos un contrato por 15 años (celebrado en 1998) para suministrar 63 mmcf/d a la Compañía Eléctrica San Isidro S.A. (Endesa), situada en Quillota, Chile (la totalidad de los requerimientos de gas natural de dicha central); un contrato de 15 años de duración (celebrado en 1999) para el suministro del 20% de los requerimientos de gas natural de la compañía de electricidad Colbun (aproximadamente 11 mmcf/d); y un contrato por 15 años (celebrado en 2003) por el suministro de 35 mmcf/d a Gas Valpo. También firmamos un contrato de 18 años de duración (celebrado en 1999) para la entrega de 99 mmcf/d de gas natural a una compañía de distribución chilena que distribuye gas natural a clientes industriales y residenciales a través de un gasoducto (con una capacidad de 318 mmcf/d), que conecta Loma La Lata (Neuquén, Argentina) con Chile. Por último, en Chile también tenemos contratos de suministro de gas natural con algunas centrales térmicas situadas en la región del norte de Chile que utilizan dos gasoductos (cada uno con una capacidad de 300 mmcf/d) que conectan Salta, Argentina, con el norte de Chile (Región II).
En Brasil, tenemos un contrato de abastecimiento por 20 años (celebrado en 2000) para suministrar 99 mmcf/d de gas natural a la central térmica de AES a través del gasoducto que une Aldea Brasilera, Argentina, con Uruguayana, Brasil (con una capacidad de 560 mmcf/d). También tenemos un contrato con Petrobras para la provisión de gas natural para el gasoducto que tiene planificado desde Uruguayana hasta Porto Alegre, Brasil, aunque el proyecto se ha demorado debido al exceso de energía ofrecida actualmente en las regiones del sur y sureste de Brasil.
El mercado de gas natural en Argentina
Estimamos (sobre la base de informes de cantidades preliminares suministrados por compañías de transporte) que el consumo de gas natural en Argentina ascendió a un total aproximado de 1.428 Bcf en 2007. Calculamos que, al 31 de diciembre de 2007, la cantidad de usuarios conectados a los sistemas de distribución en toda Argentina era de aproximadamente 6,9 millones. El mercado local de gas natural ha crecido significativamente en los últimos años, motivado por las fuerzas del crecimiento económico y los precios internos y por las limitaciones a las exportaciones, aunque no creemos que el mercado del gas natural vaya a continuar creciendo al mismo ritmo en que lo ha hecho recientemente, a menos que se encuentren nuevas áreas de producción o se importe una mayor cantidad de gas.
Durante 2007, destinamos aproximadamente el 35% de nuestras ventas de gas natural a compañías de distribución residencial locales, aproximadamente un 58% a usuarios industriales (incluyendo a Compañía Mega S.A. (“Mega”) y Profertil) y centrales de energía, y alrededor del 7% lo exportamos a los mercados extranjeros (principalmente a Chile). Aproximadamente el 79% de nuestra producción de gas proviene de la cuenca Neuquina.
La demanda de gas natural está actualmente condicionada por limitaciones en los precios domésticos de gas natural que comenzaron a aplicarse en 2002 luego de la devaluación de la moneda, lo cual hizo que los precios del gas natural fueran muy bajos en comparación con otros combustibles alternativos. En consecuencia, la demanda de gas natural ha crecido muy marcadamente.
En enero de 2004, mediante el Decreto Nº 181/04 se autorizó a la Secretaría de Energía a negociar con los productores un mecanismo de fijación de precios para el gas natural suministrado a las industrias y las compañías de generación de energía eléctrica. Los precios del mercado local en el ámbito del mercado minorista quedaron excluidos de esas negociaciones. Posteriormente, el gobierno de Argentina ha tomado algunas medidas adicionales con el fin de satisfacer la demanda de gas natural del país, como la regulación de precios, los controles a las exportaciones y el aumento de las retenciones a las exportaciones y de los requerimientos de inyección al mercado local. Ver “Información sobre la Emisora — Marco regulatorio y relación con el Gobierno Nacional Argentino”.
Durante los últimos años, las autoridades de Argentina han adoptado una serie de medidas que restringen las exportaciones de gas natural desde Argentina, entre las que se incluyen la emisión de órdenes de inyección de conformidad con las Resoluciones Nº 659 y Nº 752 (que exigen a los exportadores aumentar el suministro de gas natural al mercado local argentino), las instrucciones expresas de suspender las exportaciones, la suspensión del procesamiento de gas natural y la adopción de restricciones sobre las exportaciones de gas natural impuestas a través de las compañías de transporte y/o los comités de emergencia creados para tratar situaciones de crisis.
Dichas restricciones fueron impuestas a todos los productores exportadores de Argentina, lo cual afectó las exportaciones de gas natural desde cada una de las cuencas productoras. Los productores exportadores, como nosotros, no tuvimos otra alternativa más que cumplir con las instrucciones del gobierno de reducir las exportaciones a fin de abastecer el mercado local con gas, ya fuera que esas instrucciones fueran emitidas conforme a las resoluciones o no. Las resoluciones mencionadas anteriormente prevén multas por incumplimiento. La Disposición SSC Nº 27/2004 emitida por la Subsecretaría de Combustibles (“Disposición 27/04”), por ejemplo, establece que la violación de cualquiera de las órdenes allí incluidas se penalizará mediante la suspensión o revocación de la concesión de explotación. Las Resoluciones Nº 659 y Nº 752 también prevén que a aquellos productores que no cumplan con las órdenes de inyección se les suspenderán o revocarán sus concesiones o permisos de exportación y establecen que se prohíbe a los operadores de gasoductos transportar cualquier tipo de gas inyectado por un productor exportador que haya violado las resoluciones.
Conforme a lo establecido en la Disposición N° 27/04, el gobierno comenzó a suspender permisos de exportación de gas natural en abril de 2004, y en junio de 2004 comenzó a emitirnos órdenes de inyección según lo establecido en la Resolución Nº 659. De allí en adelante, los volúmenes de gas natural requeridos para suministrar al mercado local conforme a los distintos mecanismos descriptos anteriormente han seguido creciendo sustancialmente. Las normas según las cuales el gobierno ha restringido los volúmenes de exportación de gas natural en la mayoría de los casos no tienen una fecha de caducidad expresa. Asimismo, no hemos recibido ninguna documentación que indique que el gobierno suspenderá o desistirá de esas acciones. Por consiguiente, no podemos predecir por cuánto tiempo permanecerán en vigencia estas medidas o si dichas medidas o cualquier otra medida que se adopte afectará volúmenes adicionales de gas natural.
Debido a las restricciones impuestas por el gobierno argentino, no pudimos cumplir con nuestros compromisos de exportación y nos vimos forzados a declarar la “fuerza mayor” en nuestros contratos de exportación de gas natural. Como consecuencia de las acciones tomadas por las autoridades de la Argentina, por medio de las acciones que se describen con más detalle en la sección “Información sobre la Emisora - Marco regulatorio y relación con el Gobierno nacional argentino,” nos hemos visto obligados a reducir los volúmenes de exportaciones autorizados que se proveen de conformidad con los correspondientes acuerdos y permisos, tal como se describen en el siguiente cuadro:
| Año | Volúmenes máximos contratados (VMC) (1) | Volúmenes restringidos (2) | Porcentaje de volúmenes restringidos versus VMC |
|---|---|---|---|
| (en mmcm) | (en mmcm) | ||
| 2005 | 5.995,2 | 875 | 14,5% |
| 2006 | 6.015,1 | 1.240 | 20,6% |
| 2007 | 5.979,1 | 3.682 | 61,6% |
(1) Refleja las cantidades máximas comprometidas conforme a nuestros contratos de exportación de gas natural. Incluye todos nuestros contratos de exportación de gas natural según los cuales se exporta el gas natural a Chile y Brasil.
(2) Refleja el volumen de las cantidades de gas natural contratadas para exportación que no fueron entregadas.
En junio de 2007 se emitió la Resolución Nº 599/07 de la Secretaría de Energía bajo la cual se nos requirió firmar un acuerdo con el gobierno con respecto al suministro de gas natural al mercado local para el período 2007-2011 (el “Acuerdo 2007-2011”). El objetivo del Acuerdo 2007-2011 es garantizar que se satisfaga la demanda del mercado local a los niveles registrados en 2006, más el crecimiento de la demanda por parte de clientes residenciales y pequeños comerciantes (los “niveles de demanda acordados”). Los productores que han firmado el Acuerdo 2007-2011, como nosotros, se comprometieron a satisfacer una parte de los niveles de demanda acordados de conformidad con cierta participación para cada productor determinada sobre la base de la participación de dichos productores en el total de producción de Argentina durante los 36 meses anteriores a abril de 2004. Para ese período, nuestra participación en la producción fue de aproximadamente 36,5%, o 36,8 mmcm/d. El Acuerdo 2007-2011 también establece las pautas para los términos de los contratos de suministro para cada segmento del mercado y ciertas limitaciones de precio para cada segmento de mercado.
Suministros de gas natural en Argentina
La mayoría de nuestras reservas probadas de gas natural en Argentina se encuentran en la cuenca Neuquina (aproximadamente el 77% al 31 de diciembre de 2007), que está ubicada estratégicamente con respecto al principal mercado de Buenos Aires y, durante la mayor parte del año, está apoyada por una capacidad de gasoductos suficiente. Por consiguiente, nosotros creemos que el gas natural proveniente de esa región posee una ventaja competitiva en comparación con el gas natural proveniente de otras regiones. La capacidad de los gasoductos en Argentina, en el pasado, por momentos ha demostrado ser inadecuada para satisfacer los picos de demanda de los días de invierno, y no existe una capacidad de almacenaje significativa en Argentina. Desde 1993, las compañías de gasoductos locales han agregado capacidad, lo cual ha permitido suministrar una cantidad adicional aproximada de 63 mmcm/d de gas natural, mejorando su capacidad de satisfacer los picos de demanda en los días de invierno aunque no puede asegurarse que dicha capacidad adicional sea suficiente para satisfacer la demanda.
El 29 de junio de 2006, los gobiernos de Bolivia y Argentina celebraron el Acuerdo Marco, según el cual acordaron que las importaciones de gas natural desde Bolivia a Argentina serían administradas por ENARSA. El Acuerdo Marco establece un plan de abastecimiento de 20 años de duración de entre 7,7 y 27,7 mmcm/d de gas de Bolivia a Argentina. El abastecimiento de volúmenes que superen los 7,7 mmcm/d se encuentra sujeto a la construcción del Gasoducto del Noreste, el cual se espera que tenga una capacidad de 20 mmcm/d. El precio acordado se ajusta periódicamente de acuerdo con una fórmula basada en una canasta de combustibles, siendo el correspondiente a segundo trimestre de 2008 de US$ 7, 8/mmBtu. El mayor costo del gas natural adquirido conforme al Acuerdo Marco, actualmente, lo absorbe ENARSA y lo financia el gobierno argentino con la recaudación de los derechos de exportación sobre el gas natural. El 25 de abril de 2007, en el contexto del Acuerdo Marco, hemos aceptado la oferta hecha por ENARSA para la venta del gas natural obtenido de Bolivia por ENARSA hasta el 31 de diciembre de 2009. Los términos y condiciones fundamentales de nuestro acuerdo con ENARSA son los siguientes: (i) cantidad máxima contratada de hasta 4,4 mmcm/d; (ii) cantidad garantizada equivalente al 60% de la cantidad máxima contratada; (iii) take or pay anual obligatorio equivalente al 60% de la cantidad máxima contratada; (iv) precio de US$ 1,6/mmBtu para el gas natural más US$ 0,237/mmBtu para los componentes líquidos allí contenidos; (v) reapertura de precios en cualquier momento en relación con cambios en las compensaciones del gobierno argentino a ENARSA; y (vi) interrupciones o reducciones permitidas limitadas en el suministro debido a problemas operativos y tareas de mantenimiento programadas. Este acuerdo tiene vigencia hasta el 31 de diciembre de 2009. Ver “Información sobre la Emisora — Factores de riesgo— Riesgos relativos al negocio del petróleo y del gas en Argentina y a nuestro negocio —La cesación en la entrega de gas natural por parte de Bolivia puede producir efectos adversos de importancia en nuestros compromisos de abastecimiento de gas natural a largo plazo.”
Durante el año 2007, nuestros volúmenes de ventas de gas natural en el mercado local fueron básicamente iguales a los volúmenes de ventas registrados para el mismo período en el año 2006. La composición de clientes en los dos períodos también fue similar, aunque hemos tenido que incrementar nuestro aprovisionamiento al segmento residencial en el mercado local en 2007.
Otras inversiones y actividades
Líquidos del gas natural
Participamos en el desarrollo de Mega para incrementar su capacidad para separar el gas natural de los productos líquidos del petróleo. Mega nos permitió, mediante el fraccionamiento de líquidos del gas, aumentar la producción en el yacimiento gasífero de Loma La Lata en aproximadamente 5,0 mmcm/d en el año 2001.
Mantenemos una participación del 38% en Mega, mientras que Petrobras Participaciones S.L. y Dow Investment Argentina S.A. poseen una participación del 34% y del 28%, respectivamente.
Mega opera:
- Una planta de separación, ubicada en Loma La Lata, en la provincia de Neuquén.
- Una planta de fraccionamiento de líquidos del gas natural, que produce etano, propano, butano y gasolina natural. Esta planta está situada en la ciudad de Bahía Blanca, en la provincia de Buenos Aires.
- Un poliducto que une ambas plantas y que transporta líquidos del gas natural.
- Instalaciones de transporte, almacenamiento y portuarias en las cercanías de la planta de fraccionamiento.
Mega requirió una inversión total de aproximadamente US$ 715 millones y comenzó a operar a principios de 2001. La capacidad máxima anual de producción de Mega es de 1,35 millones de toneladas de gasolina natural, GLP y etano. Nosotros somos el principal proveedor de gas natural de Mega. La producción de la planta fraccionadora se utiliza principalmente en las operaciones petroquímicas de Petroquímica Bahía Blanca S.A. (“PBB”) y también se exporta a través de buques a las instalaciones de Petrobras en Brasil.
Mercado eléctrico
Participamos en tres centrales eléctricas con una potencia instalada total de 1.622 megavatios (“MW”) a través de:
• una participación del 45% en la Central Térmica Tucumán (ciclo combinado de 410 MW), a través de Pluspetrol Energy S.A.;
• una participación del 45% en la Central Térmica San Miguel de Tucumán (ciclo combinado de 370 MW); y
• una participación del 40% en Central Dock Sud (ciclo combinado de 775 MW y turbinas de gas de 67 MW), directamente y a través de nuestra participación en Inversora Dock Sud.
Asimismo, operamos activos que corresponden a Filo Morado, que tiene una capacidad instalada de 63 MW.
Durante 2007, dichas centrales generaron conjuntamente un total aproximado de 10.220 GWh.
También poseemos y operamos centrales eléctricas abastecidas con gas natural de producción propia, las cuales generan exclusivamente energía para ser utilizada por otras unidades de negocios:
• la central eléctrica Los Perales (74 MW), ubicada en el yacimiento de gas natural Los Perales;
• la central eléctrica Chihuido de la Sierra Negra (40 MW); y
• la central eléctrica situada en la refinería de Plaza Huincul (40MW).
Distribución de gas natural
Actualmente, a través de nuestra subsidiaria YPF Inversora Energética S.A., poseemos una participación del 45,33% en Gas Argentino S.A. (“GASA”), que a su vez posee una participación del 70% en Metrogas S.A. (“Metrogas”), una distribuidora de gas natural de la zona sur de Buenos Aires y una de las principales distribuidoras de la Argentina. Durante 2007, Metrogas distribuyó aproximadamente 23.75 mmcm/d de gas natural a 2 millones de clientes, en comparación con aproximadamente 23,35 mmcm/d de gas natural distribuidos a 2 millones de clientes en el año 2006. La crisis económica que afectó al país a fines de 2001 y principios de 2002 provocó un grave deterioro en la situación financiera y operativa de GASA. Por lo tanto, el 25 de marzo de 2002 se tomó la decisión de suspender el pago del capital y los intereses de toda su deuda financiera. A partir de ese momento, la dirección de Metrogas se ha centrado en el uso racional y eficiente de su flujo de efectivo a fin de poder cumplir con todos los requisitos legales acordados con el gobierno de Argentina con respecto a la prestación de sus servicios. Después de negociar la reestructuración de su deuda pendiente de cancelación con sus acreedores, el 7 de diciembre de 2005, GASA suscribió y ejecutó un acuerdo (el “Acuerdo de Reestructuración” o “AR”) con sus acreedores, mediante el cual dichos acreedores canjearían la deuda por acciones de GASA y/o de Metrogas. Después de dicho canje, YPF Inversora Energética S.A. tendría una participación del 31,7% en GASA. El acuerdo fue presentado ante la CNDC y el organismo regulador del gas natural, Ente Nacional Regulador del Gas o ENARGAS, y su entrada en vigencia se encontraba sujeta a la aprobación de dichas entidades como una condición suspensiva para el perfeccionamiento del AR. El AR incluía una opción para los acreedores de rescindir el acuerdo si, al 7 de diciembre de 2006, no se hubiera perfeccionado la reestructuración de la deuda. Se ha obtenido la aprobación de ENARGAS pero la aprobación de la CNDC sigue pendiente. El 15 de mayo de 2008, ciertos tenedores de bonos notificaron a YPF Inversora Energética S.A. que rescindirían el AR y, tras ello, la deuda - tanto el capital como sus intereses - sigue pendiente y GASA debe iniciar un nuevo proceso de restructuración con sus acreedores. Nuestra Dirección considera que los efectos de la renegociación no serían significativos para nosotros. Adicionalmente, el día 25 de agosto de 2008 GASA ha recibido un mandamiento de intimación de pago, embargo y citación de remate por parte de un acreedor, por el cual se le reclama el pago de US$7,6 millones más intereses y costas, en razón de las obligaciones negociables emitidas por GASA pendientes de cancelación. GASA ha recurrido el mandamiento antes mencionado.
Al mismo tiempo, Metrogas ha suscripto un acuerdo con sus principales acreedores con el fin de reestructurar su deuda financiera y alinear sus compromisos financieros futuros con la generación de fondos esperada. El objetivo principal del proceso de reestructuración es modificar ciertos términos y condiciones incluidos en sus obligaciones negociables y préstamos pendientes de cancelación mediante el ajuste de las tasas de interés y el período de amortización a fin de alinearlos con el flujo de fondos necesario para el pago de la deuda. Por consiguiente, el 20 de abril de 2006, Metrogas celebró un acuerdo preventivo extrajudicial para la refinanciación de la deuda con los acreedores que representan aproximadamente el 95% de su deuda no privilegiada; dicho acuerdo entró en vigencia en mayo de 2006.
Refino y Marketing
Durante el año 2007, nuestras actividades de Refino y Marketing incluyen la refinación y el transporte de crudo y la comercialización y transporte de lubricantes, GLP, gas natural comprimido y combustibles refinados, así como de otros productos derivados del petróleo, en los mercados, mayorista y minorista locales, y en ciertos mercados de exportación.
El segmento de Refino y Marketing se encuentra organizado en las siguientes divisiones:
• División Refino y Logística;
- División Refino
- División Logística
• División Marketing Local;
• División Comercialización y
• División General GLP
Comercializamos una amplia gama de productos derivados de la refinación del petróleo en todo el territorio de Argentina mediante una amplia red de personal de ventas, distribuidores independientes, distribuidores propios así como un extenso sistema de distribución minorista. Además, exportamos productos derivados de la refinación, principalmente desde el puerto de La Plata. Entre los productos derivados de la refinación del petróleo que comercializamos se incluyen: gasolina, gasoil, aerokerosene, kerosén, fuel oil y otros productos derivados del crudo, como aceites de motor, lubricantes industriales, GLP y asfalto.
División Refino
Somos los propietarios y operamos tres refinerías en Argentina:
• la Refinería La Plata, ubicada en la provincia de Buenos Aires;
• la Refinería Luján de Cuyo, ubicada en la provincia de Mendoza y
• la Refinería Plaza Huincul, situada en la provincia de Neuquén (denominadas en forma conjunta las “Refinerías”).
Nuestras tres refinerías tienen una capacidad de refinación total de aproximadamente 319.500 bbl de petróleo por día calendario. Están ubicadas estratégicamente a lo largo nuestros oleoductos y de nuestros sistemas de distribución por ductos. En 2007, el 83% del petróleo crudo procesado por nuestras refinerías fue suministrado por nuestras operaciones upstream. A través de nuestra participación en Refinor, también mantenemos una participación del 50% en una refinería con una capacidad de 26.100 bbl por día calendario, situada en la provincia de Salta, conocida como Campo Durán.
El siguiente cuadro muestra el crudo procesado y el rendimiento de producción de nuestras refinerías para cada uno de los tres ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2007, 2006 y 2005:
| Ejercicio finalizado el 31 de diciembre, | |||
| 2007 | 2006 | 2005 | |
| (millones de bbl) | |||
| Crudo procesado / Materia prima | 122,0 | 118,1 | 113,1 |
| Producción | |||
| Gasoil | 46,9 | 47,7 | 43,9 |
| Gasolina | 32,6 | 31,1 | 32,3 |
| Aerokerosene | 6,1 | 5,7 | 6,6 |
| Aceites base | 2,0 | 2,8 | 2,7 |
| (miles de toneladas) | |||
| Fuel oil | 2.132 | 1.548 | 1.198 |
| Coque | 919 | 929 | 967 |
| GLP | 607 | 595 | 596 |
| Asfalto | 201 | 186 | 204 |
En el año 2007, los volúmenes totales de crudo procesado aumentaron un 3,3% en comparación con el año 2006, y el volumen de ventas en el mercado externo disminuyó un 4,5% en comparación con el 2006. Además, la tasa de utilización de capacidad de las refinerías durante el año 2007 superó el 100%, en comparación con el 98,4% registrado en 2006.
En 2006, los volúmenes totales de crudo procesado se incrementaron un 4,4% en comparación con los de 2005, y los volúmenes de ventas en el mercado externo fueron un 25% más bajos que en 2005. La utilización de la capacidad de refinación en 2006 alcanzó un 98,4%, en comparación con 94,4% en 2005 y 93,1% en 2004.
La refinería La Plata es la más grande de Argentina, con una capacidad de 189.000 bbl de crudo por día calendario. La refinería cuenta con tres unidades de destilación, dos unidades de destilación al vacío, dos unidades de craqueo catalítico, dos unidades de coque, una unidad de hidrotratamiento de nafta de coque, una unidad de platforming, un hidrotratador de gasolina, una unidad de hidroterminado de gasoil, una unidad de isomerización, una unidad de fraccionamiento y desulfuración de nafta de Cracking Catalítico Fluído (FCC), y un complejo de lubricantes. La refinería está situada en el puerto de la ciudad de La Plata, en la provincia de Buenos Aires, aproximadamente a 60 km de la ciudad de Buenos Aires. En el año 2007, la refinería procesó aproximadamente 192.500 y 179.400 bbl de crudo por día. Para el año 2007, la tasa de utilización de la capacidad en la refinería La Plata fue 7,4% mayor que la registrada para el 2006. La tasa de utilización de la capacidad en la refinería La Plata para el año 2006 fue 3,9% mayor que para el año 2005. El crudo procesado en la refinería La Plata proviene principalmente de nuestra propia producción en la cuenca Neuquina y la cuenca del Golfo San Jorge. Los suministros de crudo para la refinería La Plata se transportan desde la cuenca Neuquina por oleoducto y desde la cuenca del Golfo San Jorge por buque, en ambos casos hacia Puerto Rosales, y luego por oleoducto desde Puerto Rosales hasta la refinería.
En septiembre de 2003, se inició la construcción de una nueva unidad de fraccionamiento y desulfuración de nafta de FCC en la refinería La Plata y, en 2004, comenzamos con la construcción de un nuevo separador de nafta en la refinería Luján de Cuyo. Ambos proyectos han sido finalizados durante el año 2006 y han posibilitado que YPF cumpla con los requerimientos más estrictos impuestos por la legislación de Argentina que restringen el nivel de azufre de los combustibles (nafta). En 2006 comenzó el revamping de la unidad de FCC en la refinería La Plata, que se estima finalizará durante 2008. Este proyecto permitirá procesar crudo reducido por primera vez, para así incrementar la producción de nafta y gasoil.
La refinería Luján de Cuyo tiene una capacidad instalada de 105.500 bbl por día, lo que la convierte en la tercera entre las refinerías con mayor capacidad de Argentina. Cuenta con dos unidades de destilación, una unidad de destilación al vacío, dos unidades de coqueo, una unidad de cracking catalítico, una unidad de platforming, una unidad de Metil TerButil Éter (“MTBE”), una unidad de isomerización, una unidad de alquilación, un separador de nafta, y unidades de hydrocracking e hidrotratamiento. En 2007, la refinería procesó aproximadamente 106,300 bbl de crudo por día calendario. En 2007, la tasa de utilización de la capacidad fue 2,5% menor que en 2006. La tasa de utilización de la capacidad para 2006 fue 4,0% mayor que en 2005. Debido a su ubicación en la provincia occidental de Mendoza y su cercanía a importantes terminales de distribución de nuestra propiedad, la refinería Luján de Cuyo se ha convertido en la principal instalación responsable de proveer productos derivados del petróleo para consumo interno a las provincias centrales de Argentina. La refinería Luján de Cuyo recibe suministros de crudo de las cuencas Neuquinas y Cuyana por oleoducto, directamente en sus instalaciones. Aproximadamente el 88% del crudo procesado en la refinería Luján de Cuyo es producido por nosotros. La mayor parte del crudo comprado a terceros proviene de yacimientos petrolíferos de Neuquén o Mendoza.
La refinería Plaza Huincul, ubicada cerca de la ciudad de Plaza Huincul en la provincia de Neuquén, posee una capacidad instalada de 25.000 bbl por día. En el año 2007, la refinería procesó aproximadamente 27.100 bbl de crudo por día calendario. En 2007, la tasa de utilización de la capacidad fue 4,9% mayor que la registrada en 2006. La tasa de utilización de la capacidad para el año 2006 fue 8,7% mayor que para el año 2005. Actualmente, los únicos productos que se producen comercialmente en la refinería son nafta, gasoil y aerokerosene, que se venden principalmente en las zonas aledañas y en las regiones del sur de Argentina. En la medida en que la producción exceda la demanda local, los productos más pesados se mezclan con el crudo y se transportan por oleoducto desde la refinería hasta la refinería La Plata para su posterior procesamiento. La refinería Plaza Huincul recibe sus provisiones de crudo desde la cuenca Neuquina vía oleoducto. En su mayoría, el crudo procesado en Plaza Huincul es producido por nosotros. En 2007, el 24% de nuestras provisiones de crudo fue comprado de terceros.
Durante 1997 y 1998, cada una de nuestras refinerías y nuestro Centro de Tecnología Aplicada recibieron la certificación bajo las normas ISO (International Organization for Standarization) 9002 e ISO 14000 (desempeño ambiental) y en 2003, recibieron la recertificación bajo la norma ISO 9001 (versión 2000).
En 2007, las erogaciones de capital para proyectos ambientales y de eficiencia y para otras mejoras en las tres refinerías ascendieron a US$ 74,8 millones.
División Logística
Transporte y almacenamiento de petróleo crudo y productos
Contamos con una red de cinco oleoductos principales disponibles para nuestro uso, dos de los cuales son de nuestra propiedad en su totalidad. La red de transporte de crudo incluye alrededor de 2.700 km de cañerías con una capacidad de transporte total de productos refinados de aproximadamente 640.000 bbl por día. Tenemos una capacidad de almacenamiento de crudo de aproximadamente siete mmbbl y poseemos terminales en cinco puertos argentinos.
La información con respecto a nuestra participación en nuestra red de oleoductos se indica en el cuadro siguiente:
| De | A | Participación de YPF | Longitud (km) | Capacidad diaria (bbl/día) |
|---|---|---|---|---|
| Puesto Hernández | Refinería Luján de Cuyo | 100% | 528 | 85.200 (3) |
| Puerto Rosales | Refinería La Plata | 100% | 585 | 316.000 |
| Refinería La Plata | Dock Sud | 100% | 52 | 106.000 |
| Brandsen | Campana | 30% | 168 | 120.700 |
| Puesto Hernández/ Plaza Huincul/Allen | Puerto Rosales | 37% | 888 (1) | 232.000 |
| Puesto Hernández................. | Concepción (Chile) | 36% | 428 (2) | 114.000 |
(1) Incluye dos ductos paralelos de 513 km cada uno de Allen a Puerto Rosales con una carga diaria combinada de 232.000 bbl.
(2) Este oleoducto dejó de operar el 29 de diciembre de 2005.
(3) Se incorporaron nuevas bombas en 2007 que han permitido incrementar el caudal de bombeo en el oleoducto Puesto Hernandez-Luján de Cuyo.
Poseemos dos oleoductos en Argentina. Uno de ellos conecta Puesto Hernández con la refinería Luján de Cuyo (528 km), y el otro une Puerto Rosales con la refinería La Plata (585 km) y se extiende hasta la refinería de Shell en Dock Sud, en el puerto de Buenos Aires (52 km). También tenemos una planta para almacenamiento y distribución de crudo en la provincia norteña de Formosa, con una capacidad de operación de 19.000 m³, y dos tanques en la ciudad de Berisso, en la provincia de Buenos Aires, con una capacidad de 60.000 m³. Somos propietarios del 37% del capital accionario de Oleoductos del Valle S.A., operador de una red de oleoductos de 888 km, con un oleoducto principal doble de 513 km que conecta la cuenca Neuquina con Puerto Rosales.
Al 31 de diciembre de 2007, tenemos una participación del 36% en el oleoducto Trasandino de 428 km, que transportaba crudo desde Argentina hacia Concepción en Chile. Ese oleoducto dejó de operar el 29 de diciembre de 2005, como consecuencia de la interrupción de las exportaciones de petróleo que surgió a raíz de la disminución en la producción en el norte de la provincia de Neuquén. En la actualidad, se está evaluando el futuro del oleoducto y los activos relacionados se registraron a su valor recuperable.
También poseemos el 33,15% de Terminales Marítimas Patagónicas S.A., operador de dos instalaciones portuarias y de almacenamiento: Caleta Córdova (en la provincia de Chubut), con una capacidad de 314.000 m³ y Caleta Olivia (en la provincia de Santa Cruz), con una capacidad de 246.000 m³. También tenemos una participación del 30% en el capital accionario de Oiltanking Ebytem S.A., operador de la terminal marítima de Puerto Rosales, que tiene una capacidad de 480.000 m³ del oleoducto y del oleoducto que une Brandsen (capacidad de almacenaje de 60.000 m³) con la refinería de ESSO en Campana (168 km), en la provincia de Buenos Aires.
En Argentina, también operamos una red de poliductos para el transporte de productos refinados con una longitud total de 1.801 km. Además, poseemos 16 plantas para almacenaje y distribución de productos refinados con una capacidad total aproximada de 983.620 m³. Tres de esas plantas se encuentran anexadas a las refinerías de Luján de Cuyo, La Plata y Plaza Huincul. Diez de esas plantas tienen conexiones marítimas o fluviales. Operamos 53 aeroplantas (40 de ellas son propiedad de YPF en su totalidad) con una capacidad de 24.000 m³; poseemos 27 camiones, 112 surtidores y 16 expendedoras automáticas. Esas instalaciones ofrecen un sistema de distribución flexible en todo el país y nos permiten facilitar las exportaciones a mercados extranjeros, en la medida permitida conforme a las reglamentaciones gubernamentales. Los productos se despachan en camión, buque o barcaza fluvial.
División Marketing Local
A través de nuestra División Marketing, comercializamos nafta, gasoil y otros productos derivados del petróleo a clientes minoristas y mayoristas. También comercializamos productos relacionados con alimentos en nuestras estaciones de servicio, aunque dichas ventas no son significativas.
En 2007, las ventas minoristas, mayoristas, de lubricantes y especialidades (extractos aromáticos, gas carbónico, azufre y destilado base de insecticida) y para aviación alcanzaron los Ps. 14.433 millones, que representan aproximadamente el 59,4 % de las ventas del segmento de Refino y Marketing, con Ps. 7.332 millones generados por los clientes minoristas.
Al 31 de diciembre de 2007, la red de ventas de la División Marketing en Argentina incluye 1.692 (1.663 al 30 de junio de 2008) estaciones de servicio minoristas (en comparación con las 1.731 estaciones que incluía al 31 de diciembre de 2006), 98 de las cuales nos pertenecen en su totalidad, y las 1.594 restantes son estaciones de servicio abanderadas. Operadora de Estaciones de Servicio S.A. (“OPESSA”) (sociedad en la cual mantenemos el 100% de participación) opera 162 de nuestras estaciones de servicio minoristas, de las cuales 75 nos pertenecen en forma directa, 25 están alquiladas al ACA (Automóvil Club Argentino) y 62 están alquiladas a propietarios independientes. Además, tenemos una participación del 50% en el capital accionario de Refinor, que opera 77 estaciones de servicio minoristas de las cuales 13 pertenecen a Refinor en forma directa. Continuaremos con nuestros esfuerzos para eliminar las estaciones existentes no estratégicas y las estaciones operadas por terceros que no cumplen con el nivel de eficiencia operativa que nosotros requerimos.
Estimamos que, tanto al 31 de diciembre de 2007 como al 31 de diciembre de 2006, nuestros puntos de venta representaron el 31,1% del mercado argentino (31,0% al 30 de junio de 2008).En Argentina, Shell, Petrobras y Esso son nuestros principales competidores y poseen aproximadamente el 15,6%, 12,7% y 10,5%, respectivamente, de los puntos de venta, de acuerdo con la última información disponible. Durante 2007 todas las compañías petroleras disminuyeron su cantidad de puntos de venta. Adicionalmente, la cantidad de estaciones sin marca disminuyó fuertemente.
Durante 2007, disminuyó ligeramente nuestra participación en los mercados de gasoil y naftas de 54,8% a 54,7%, de acuerdo al análisis que hacemos de los datos suministrados por la Secretaría de Energía.
El programa de marketing “Red XXI", lanzado en octubre de 1997, que mejoró notablemente la eficiencia operativa y que nos suministra información al instante sobre el rendimiento de cada estación de servicio adherida, tiene como objetivo conectar la mayor parte de nuestra red de estaciones de servicio. Al 31 de diciembre de 2007, 1.480 estaciones se encontraban adheridas al sistema Red XXI.
En el año 2007, lanzamos la Escuela Comercial YPF, que se centra en la productividad, la posibilidad de empleo, la excelencia operativa y la satisfacción del cliente. La Escuela Comercial YPF está alineada con nuestra estrategia de negocios para promover un sentimiento de pertenencia y visión común compartido por todos los miembros de nuestra cadena de negocios. En 2007, la Escuela Comercial YPF realizó 1.300 actividades didácticas dentro de sus cuatro ramas de estudio, en las que participaron 1.764 de nuestros empleados o socios comerciales (distribuidores y estaciones de servicio propias y abanderadas).
Hemos iniciado el proceso de certificación bajo la norma ISO 9001 de la red de estaciones de gas en 1998. En la actualidad le ofrecemos a cada operador la posibilidad de certificar el sistema de gestión de la estación de servicio. Las estaciones de servicio de nuestra propiedad han obtenido la certificación bajo normas ISO 9001 e ISO 14000 desde hace 10 años. Además, en los dos años pasados, se extendió la certificación para un pequeño grupo de ellas bajo normas OHSAS (Occupational Health and Safety Assessment Series) 18001 e ISO 22000.
Nuestras ventas al sector agrícola se llevan a cabo principalmente a través de una red de 133 bases de distribución operadas por 119 distribuidores (ocho de las cuales son de nuestra propiedad).
Las ventas para los sectores de transporte, industrias, empresas de servicios públicos y minería se realizan fundamentalmente a través de nuestra unidad de ventas directas. Los principales productos que se venden en el mercado mayorista local son el gasoil y el fuel oil. Durante el año 2006, la unidad de ventas directas extendió su oferta a la venta de productos como bolsas para almacenar granos, fertilizantes y glifosato.
Realizamos nuestras ventas al sector de aviación en forma directa. Los productos que se venden en ese mercado son aerokerosene y gasolina de aviación.
Nuestra unidad de lubricantes y especialidades (extractos aromáticos, gas carbónico, azufre y destilado base de insecticida) comercializa una amplia variedad de productos que incluye lubricantes, grasas, asfalto, parafina, bases lubricantes, aceite decantado, dióxido de carbono y coque. Esa unidad es responsable de la producción, distribución y comercialización de los productos en el mercado local y en los mercados de exportación. Esas operaciones cuentan con las certificaciones ISO 9001: 2000 y Tierra 16949. Las instalaciones para la producción de lubricantes cuentan también con la certificación ISO 14001.
Durante el año 2007, nuestras ventas de lubricantes y especialidades al mercado local aumentaron el 10% (de Ps. 1.216 millones en 2006 a Ps. 1.335 millones en 2007). Exportamos lubricantes a 20 países, entre los que se incluyen los Estados Unidos. Las ventas al mercado externo aumentaron un 10%, de Ps. 212 millones en 2006 a Ps. 234 millones en 2007. Durante 2007, las ventas totales de lubricantes aumentaron un 20%, las ventas totales de asfalto aumentaron un 8% y las ventas totales de derivados aumentaron un 7%.
En un mercado en el que los costos son cada vez más altos, la estrategia de diferenciación que sigue nuestra unidad de lubricantes y especialidades nos permitió conservar nuestra posición de liderazgo, a pesar de una pequeña disminución en la participación en el mercado del 36,9% en 2006 al 36,4% a diciembre de 2007. Las principales automotrices del país, Ford, VW, Scania, Seat, Porsche y General Motors, que representan más del 60% de la industria automotriz en Argentina, usan y recomiendan nuestros productos lubricantes marca YPF en forma exclusiva.
Con respecto a los biocombustibles, nuestros principales objetivos en esa área son garantizar nuestras necesidades de biocombustible para el mercado local y crear asociaciones para la producción y comercialización de biocombustibles en vista del potencial de Argentina como exportador de biocombustibles a la Unión Europea y a otros mercados internacionales.
A partir de enero de 2010 y conforme a la Ley N° 26.093, todas las compañías petroleras en Argentina deberán mezclar todos los combustibles con un 5% de biocombustibles.
Asimismo, alineado con nuestro compromiso por el medio ambiente y el desarrollo de combustibles alternativos, hemos lanzado a través de la Unidad de Biocombustibles dentro de la división de Lubricantes y Especialidades, el Programa Bioenergía 2007-2010. Este programa nacional de investigación y desarrollo esta siendo desarrollado en conjunto con una universidad y otros entes oficiales, para utilizar cosechas alternativas en la producción de biocombustibles, promoviendo así el desarrollo de economías regionales en Argentina.
División Trading
Nuestra División Trading vende crudo y productos refinados a clientes internacionales y petróleo a las compañías petroleras nacionales. Las ventas a compañías internacionales para los años 2007 y 2006 ascendieron a Ps. 4.664 millones y Ps. 4.945 millones, respectivamente, de los cuales el 90% y el 80%, respectivamente, corresponden a ventas de productos refinados, el 2% y el 12%, respectivamente, corresponden a ventas de petróleo crudo y el 8% restante, en ambos años, corresponden a ventas de combustibles navales o marítimos. En cuanto al volumen, para el período correspondiente, las ventas alcanzaron los 2,68 millones y 5,50 mmbbl de petróleo crudo, 14,7 millones y 21,2 mmbbl de productos refinados y 1,42 millones y 1,67 mmbbl de combustibles navales o marítimos, respectivamente. Las exportaciones incluyen petróleo crudo, gasolina sin plomo, gasoil, fuel oil, LGN, nafta liviana y nafta virgen. Las ventas de exportación de esa división se realizan principalmente a los Estados Unidos, Brasil y México. Las ventas de crudo en el mercado local ascendieron a Ps. 438 millones y Ps. 677 millones, y 3,45 millones y 5,6 mmbbl en los años 2007 y 2006, respectivamente. Las ventas de combustibles navales o marítimos en el mercado local ascendieron a Ps. 255 millones y Ps. 258 millones, y 1,3 y 1,5 mmbbl en los años 2007 y 2006, respectivamente.
División General de GLP
Producción
Somos uno de los principales actores en el mercado de GLP en Argentina, con una producción de 789.011 toneladas en el año 2007 (que incluye 260.754 toneladas de GLP destinadas para uso petroquímico).
También poseemos una participación del 50% en Refinor, una sociedad controlada en forma conjunta con Petrobras Energía S.A., que produjo 365.464 toneladas de GLP en el año 2007.
La división de GLP obtiene GLP de las plantas de procesamiento de gas natural y de sus refinerías y su planta petroquímica, como así también compra GLP a terceros, todo lo cual se detalla en el siguiente cuadro:
| Compra (toneladas) | |
|---|---|
| 2007 | |
| GLP proveniente de plantas de procesamiento de gas natural (1) | |
| General Cerri | 13.983 |
| Filo Morado | 14.022 |
| El Portón | 124.851 |
| San Sebastián | 16.311 |
| Total Upstream | 169.167 |
| GLP proveniente de refinerías y plantas petroquímicas: | |
| Refinería La Plata | 247.238 |
| Refinería Luján de Cuyo | 93.079 |
| Planta Petroquímica Ensenada | 18.773 |
| Total de refinerías y plantas petroquímicas (2) | 359.090 |
| GLP comprado a sociedades bajo control conjunto: (3) | 125.539 |
| GLP comprado a terceros | 69.456 |
| Total | 723.252 |
(1) La planta de San Sebastián corresponde a una Unión Transitoria de Empresas (UTE) en la que tenemos una participación del 30%; Loma La Lata y El Portón nos pertenecen en un 100%; General Cerri pertenece a terceros y tiene un contrato de procesamientocon nosotros. Filo Morado comprende activos que son operados por nosotros.
(2) Esta producción es neta de 260.754 toneladas de GLP utilizadas como materia prima para la industria petroquímica (derivados de olefinas, polibutenos y maleico).
(3) Comprado a Refinor.
(4) Incluye importaciones por 24.167 toneladas de GLP.
Comercialización de GLP
Vendemos GLP al mercado externo, al mercado local mayorista y a distribuidores que abastecen el mercado minorista local. La división general de GLP no abastece directamente al mercado minorista y el mencionado mercado es abastecido por Repsol YPF Gas, la cual no es una compañía de YPF.
Nuestras ventas de GLP para los años 2007 y 2006 pueden dividirse según el mercado de la siguiente manera:
| Capacidad de venta | ||
|---|---|---|
| 2007 | 2006 | |
| Mercado local | (toneladas) | |
| Minorista a partes relacionadas con control conjunto | 245.429 | 237.362 |
| Otros envasadores/distribuidores de la red de propano | 106.608 | 105.000 |
| Otros mayoristas | 101.877 | 79.813 |
| Mercado externo/exportaciones | ||
| Exportaciones | 247.115 | 359.501 |
| Total de ventas | 701.029 | 781.676 |
El total de ventas de GLP (que excluye el GLP utilizado como materia prima para la industria petroquímica) a todos los mercados (local y externo combinados) fue de Ps. 889 millones y Ps. 820 millones para 2007 y 2006, respectivamente.
Química
En los años 2007 y 2006, nuestras ventas de productos petroquímicos fueron de Ps. 3.455 millones y Ps. 3.048 millones, respectivamente, y la utilidad operativa de nuestro segmento Química fue de Ps. 500 millones y Ps. 572 millones, respectivamente.
Los productos petroquímicos se producen en cinco plantas diferentes, en nuestros complejos petroquímicos en Ensenada y Plaza Huincul.
Nuestras operaciones de producción petroquímica en Ensenada están estrechamente integradas con nuestras actividades de refinación (Refinería La Plata). Esa integración permite un abastecimiento flexible de materia prima, un uso eficaz de los subproductos (como el hidrógeno) y otras sinergias.
Los principales productos petroquímicos y la capacidad de producción anual son los siguientes:
| Capacidad | |
|---|---|
| Ensenada: | (toneladas por año) |
| Aromáticos | |
| BTX (benceno, tolueno, xilenos mezclados) | 244.000 |
| Paraxileno | 38.000 |
| Ortoxileno | 25.000 |
| Ciclohexano | 95.000 |
| Solventes | 66.100 |
| Derivados de olefinas | |
| MTBE | 60.000 |
| Buteno I | 25.000 |
| Oxoalcoholes | 35.000 |
| TAME | 105.000 |
| LAB/LAS | |
| LAB | 52.000 |
| LAS | 25.000 |
| Polibutenos | |
| PIB | 26.000 |
| Maleico | |
| Anhídrido maleico | 17.500 |
| Plaza Huincul: | |
| Metanol | 411.000 |
El gas natural, materia prima para la producción de metanol, es provisto por nuestra unidad de Exploración y Producción. El uso de gas natural como materia prima nos permite monetizar reservas, evidenciando la integración entre la unidad petroquímica y la unidad de Exploración y Producción.
También utilizamos gas natural con alto contenido de dióxido de carbono en nuestra producción de metanol. Con ese propósito, llevamos a cabo un proyecto para el tratamiento y acondicionamiento de gas natural en Sierra Barrosa. Este proyecto se finalizó en tiempo récord (comenzó en agosto de 2006 y finalizó en junio de 2007), lo que nos permitió mantener nuestra planta de metanol trabajando al 50% de su capacidad de producción durante el período de invierno. El proyecto nos brindó la posibilidad de procesar gas natural con alto contenido de dióxido de carbono que, de otra manera, no hubiese podido ser comercializado.
La Refinería La Plata es el principal proveedor de la materia prima para la producción petroquímica en Ensenada, que incluye nafta virgen, propano, butano y kerosene.
En 2007 y 2006, nuestras ventas de petroquímica en función de los volúmenes se conformaban de un 57% y 50% para el mercado local, y 43% y 50% para el mercado externo, respectivamente. Durante 2007, las exportaciones fueron destinadas a los países del Mercosur, América Latina, Europa y los Estados Unidos.
También participamos en el negocio de los fertilizantes en forma directa y a través de Profertil, sociedad en la que mantenemos un 50% de participación.
Profertil es una sociedad controlada en forma conjunta por YPF y Agrium (líder mundial en fertilizantes), que produce urea y amoníaco y que comenzó a operar en 2001. Somos el principal proveedor de gas natural de Profertil, y le proveemos aproximadamente el 29% de su materia prima.
Nuestra planta petroquímica Ensenada obtuvo la certificación ISO 9001 en 1996 y la recertificó en octubre de 2007. La planta Petroquímica La Plata obtuvo también la certificación ISO 14001 en 2001 y la recertificó (versión 2004) en octubre de 2007. La planta también obtuvo la certificación OHSAS 18001 en 2005 y la recertificó en octubre de 2007.
Nuestra planta Metanol obtuvo la certificación ISO 9001 (versión 2000) e ISO 14001 (versión 2000) en octubre de 2007.
La presencia de Repsol YPF fortaleció nuestra posición en los mercados internacionales, lo que mejoró nuestro acceso a esos mercados gracias a una mejor posición para la negociación derivada de la capacidad de Repsol YPF para ofrecer una cartera de productos más completa y una fuerza de ventas propias, alcanzando regiones que anteriormente solo recibían servicios de distribuidores.
Investigación y Desarrollo
Poseemos un establecimiento de investigación y desarrollo en La Plata, Argentina, el cual trabaja en línea con las actividades de investigación y desarrollo de Repsol YPF. Para realizar programas de investigación y desarrollo de interés mutuo, Repsol YPF tiene distintos acuerdos de cooperación con universidades, empresas y otros centros tecnológicos, tanto públicos como privados. En 2007, Repsol YPF gastó más de US$ 12 millones bajo dichos acuerdos (de los cuales había 240 en vigencia).
Repsol YPF participa activamente en programas de investigación y desarrollo patrocinados por distintas administraciones gubernamentales, habiendo participado durante el año 2007 en 19 proyectos patrocinados por la Administración de España y en siete proyectos de la Unión Europea.
Los proyectos y actividades de investigación y desarrollo se aplican a toda la cadena de valor del negocio, incluyendo la exploración de nuevos depósitos de crudo o gas, extracción y acondicionamiento para el transporte, transformación y fabricación de productos en complejos industriales, y distribución al consumidor final. Los dos centros tecnológicos de Repsol YPF, uno en España (Móstoles) y el otro en la Argentina (La Plata), ocupan en conjunto un total de 450 personas. En 2007, la Unidad Tecnológica de Repsol YPF asignó la suma de US$ 96 millones a dicha actividad, a los cuales se agregaron otros US$ 9 millones en proyectos ejecutados por intermedio de las unidades de negocio.
En el área de Exploración y Producción de Hidrocarburos, los proyectos se centran en tres objetivos principales: (i) aumentar la producción de petróleo crudo y gas para mejorar el factor de recobro de petróleo (tanto para crudos pesados y extra-pesados como para crudos convencionales); (ii) explotar reservas de gas natural a través de la cadena de gas natural licuado y otras alternativas; y (iii) reducir el impacto ambiental de las operaciones, optimizando la producción y disminuyendo los costos operativos.
En Refino y Marketing de Productos de Petróleo, la Unidad Tecnológica se especializa en apoyo tecnológico a las refinerías para producir nafta y gasoil de la mejor calidad, cumpliendo anticipadamente con los requisitos de las normas internacionales en la materia. Además, también se desarrollan nuevos productos, como por ejemplo biocombustibles, lubricantes de mejor rendimiento y asfaltos.
En Petroquímicos, Repsol YPF continuó haciendo esfuerzos significativos con recursos encaminados hacia la consolidación de tecnología de propiedad exclusiva desarrollada en los últimos años.
Repsol YPF desarrolla su propia tecnología cuando tiene una ventaja competitiva, adquiriendo tecnología disponible (optimizando y adaptando la misma a los mercados en los que compite) cuando se comprueba que es más ventajosa para sus objetivos de negocio. El objetivo de Repsol YPF es aumentar la colaboración con el entorno tecnológico, universidades y centros de investigación pública, como así también otras compañías, para lograr el mejor uso y flexibilidad de los recursos y disminuir los riesgos en aquellas áreas en las que está involucrada.
Competencia
Los procesos de desregulación y privatización introdujeron un entorno competitivo en la industria del gas y del petróleo en Argentina. En nuestros negocios de Exploración y Producción, competimos con las compañías petroleras internacionales más importantes y con otras compañías petroleras nacionales en la adquisición de permisos de exploración y concesiones de explotación. En nuestros negocios de Exploración y Producción también podremos enfrentarnos a la competencia de compañías de petróleo y gas creadas por determinadas provincias, y de propiedad de éstas, incluyendo La Pampa, Neuquén y Chubut, así como de ENARSA, la compañía energética de propiedad estatal, especialmente a la luz de la reciente transferencia de propiedades de hidrocarburos a ENARSA y a las provincias, según se describe bajo “Información sobre la Emisora - Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino – Ley Nº 26.197”. En nuestros negocios de Refino y Comercialización y de Química, nos enfrentamos a la competencia de varias e importantes compañías petroleras internacionales como ESSO (subsidiaria de ExxonMobil), Shell y Petrobras, así como de varias compañías petroleras locales. En nuestros mercados de exportación, competimos con numerosas compañías petroleras y de comercialización internacionales.
Operamos en un mercado dinámico en la industria del downstream de Argentina y en la industria de producción de petróleo y gas natural. Los precios del crudo y de la mayoría de los productos refinados están sujetos a la oferta y la demanda internacionales y a las regulaciones de Argentina y, en consecuencia, pueden fluctuar por diversas razones. Algunos precios en el mercado local están controlados por autoridades locales. Ver “Marco regulatorio y relación con el Gobierno Argentino”. Los cambios en los precios locales e internacionales del petróleo crudo y de los productos refinados tienen un efecto directo en el resultado de nuestras operaciones y en nuestros niveles de gastos de inversión. Ver “Factores de riesgo—Los riesgos relacionados con los negocios del petróleo y del gas en Argentina y con nuestros negocios—Las fluctuaciones en los precios del petróleo y del gas podrían afectar nuestro nivel de gastos de inversión”.
Cuestiones ambientales
YPF – Operaciones en Argentina
Nuestras operaciones están sujetas a un gran número de leyes y reglamentaciones relacionadas con el impacto general de las operaciones industriales en el medioambiente, que incluyen las emisiones al aire y al agua, la disposición de residuos tóxicos o los recursos para remediar suelos o aguas contaminados con residuos peligrosos o tóxicos, los requisitos de los combustibles para tratar las emisiones al aire y el efecto del medioambiente en la salud y la seguridad. Hemos invertido y seguiremos invirtiendo para cumplir con dichas leyes y reglamentaciones. En Argentina, las autoridades municipales, provinciales y nacionales son cada vez más estrictas en cuanto a la exigencia de cumplimiento de las leyes aplicables. Asimismo, desde 1997, Argentina implementa reglamentaciones que exigen que nuestras operaciones cumplan con normas ambientales más estrictas, comparables en muchos aspectos con aquellas vigentes en los Estados Unidos y en países de la Comunidad Europea. Estas reglamentaciones establecen el marco general para las obligaciones de protección ambiental, que incluyen la aplicación de multas y sanciones penales en caso de violación de dichas obligaciones. Hemos tomado las medidas necesarias para lograr el cumplimiento de estas normas y emprendimos diversos proyectos de reducción y reparación, de los cuales se detallan a continuación los más significativos. No podemos predecir la reglamentación o legislación en materia medioambiental que se promulgará en el futuro, ni cómo se administrarán o se harán cumplir las leyes existentes o futuras. El cumplimiento de leyes o reglamentaciones más estrictas, así como las políticas más enérgicas de exigencia por parte de los organismos de control, podrían requerir inversiones adicionales en el futuro para la instalación y operación de sistemas y equipos destinados a medidas de reparación y podrían afectar nuestras operaciones en general. Adicionalmente, la violación de dichas leyes y regulaciones podría resultar en la imposición de multas administrativas o sanciones penales, y podría acarrear demandas de daños personales y otras contingencias por daños.
En el año 2007, continuamos realizando inversiones para cumplir con los nuevos requisitos establecidos para los combustibles en Argentina, que se espera que entren en vigencia entre 2008 y 2016, conforme a la Resolución Nº 1.283/06 de la Secretaría de Energía (que reemplaza a la Resolución Nº 398/03) relacionada, entre otras cosas, con la pureza del gasoil. Adicionalmente, realizamos estudios básicos de ingeniería y comenzamos estudios de ingeniería minuciosos para la construcción de unidades de desulfuración del gasoil en las refinerías de La Plata y Luján de Cuyo. Estos proyectos han sido retrasados debido a la postergación de la implementación de reglamentaciones sobre los requisitos con los que deben cumplir los combustibles. Actualmente planeamos invertir una suma total de US$ 795 millones entre 2008 y 2012 para dar cumplimiento a las exigencias medioambientales sobre la calidad del combustible mencionado anteriormente.
En cada una de nuestras refinerías y de manera voluntaria, estamos realizando investigaciones para remediar y para reducir la contaminación, así como proyectos de estudio de viabilidad diseñados para tratar el vertido de efluentes líquidos y las emisiones al aire. Además, hemos implementado un sistema de gestión medioambiental para colaborar con los esfuerzos para recolectar y analizar datos ambientales en nuestras operaciones de exploración y producción y de refino y marketing.
Adicionalmente a los proyectos relacionados con las nuevas normas sobre los requisitos mencionados anteriormente, comenzamos a implementar una amplia gama de proyectos medioambientales en los segmentos de Exploración y Producción, de Refino y Comercialización y Química. Las inversiones para esos proyectos medioambientales vinculados con los proyectos del segmento de Refino y Comercialización fueron de aproximadamente US$ 62 millones durante el año 2007. Los proyectos principales en La Plata incluyen la instalación de sistemas de separación y de tratamiento de aguas para reemplazar los sistemas existentes, dispositivos para el control de la contaminación del aire, sistemas de recuperación de gases de chimenea, sistemas de recuperación de hidrocarburos, doble fondo en numerosos tanques y remediación de sitios. Además, durante 2007, se reemplazaron las instalaciones de almacenamiento en algunas estaciones de servicio por tecnologías nuevas y más seguras, como los tanques de doble pared, y se reemplazaron los hornos de petróleo por parrillas de gas.
La inversión vinculada con los proyectos ambientales de Exploración y Producción Local durante 2007 fue de aproximadamente US$ 151 millones e incluyó la inversión en sistemas para recuperar petróleo y gas, para construir de líneas de flujo y componentes y para remediar de pozos, baterías de tanques y derrames de petróleo en los sistemas de recolección de los yacimientos. También se destinarán inversiones para mejorar la asistencia técnica y la capacitación, y para crear planes de remediación de la contaminación medioambiental, planes para controlar las emisiones al aire y programas para investigar y controlar aguas subterráneas.
Nosotros y varias otras compañías industriales que operan en el área de La Plata nos adherimos a un acuerdo comunitario de respuesta ante emergencias junto con tres municipalidades y hospitales locales, bomberos y otros prestadores de servicios de salud y de seguridad, para implementar un plan de contingencias ante emergencias. El objetivo de ese programa es evitar los daños y las pérdidas ocasionados por accidentes y emergencias, incluso las emergencias ambientales. También se desarrollaron proyectos y acuerdos similares en otras refinerías.
En 1991, adherimos a un Convenio de Cooperación Interempresarial (“CCI”) con otras compañías de petróleo y gas para implementar un plan a fin de evaluar y reducir el daño ambiental ocasionado por los derrames de petróleo en aguas argentinas y así reducir el impacto ambiental de posibles derrames de petróleo offshore. Ese acuerdo incluye la consultoría sobre cuestiones tecnológicas y asistencia mutua en caso de derrame de petróleo en ríos o en el mar a causa de accidentes que involucren cisternas o instalaciones para exploración y producción offshore.
En cuanto al cambio climático, hemos estado desarrollando una estrategia desde 2002 para tratar los requisitos del Protocolo de Kyoto. Los elementos principales de ese plan son los siguientes:
• promover en forma activa la identificación y la búsqueda de oportunidades para reducir las emisiones de gas invernadero en nuestras operaciones. Para eso, hemos tenido en cuenta el costo del carbono en nuestras decisiones de negocios; e
• intensificar la ejecución de proyectos internos para generar derechos de emisión mediante mecanismos de desarrollo limpio que ayuden a Repsol YPF, a cumplir con sus obligaciones. Nosotros colaboramos con autoridades competentes de los países en los que operamos, en particular, con la Oficina Argentina del Mecanismo para un Desarrollo Limpio (OAMDL).
Nuestras estimaciones en cuanto a gastos e inversiones futuras se basan en la información disponible en la actualidad y en las leyes vigentes, y cualquier futura modificación a las leyes o tecnología podría provocar una revisión de esas estimaciones. Asimismo, aunque no esperamos que los gastos ambientales tengan un impacto considerable en los resultados de nuestras operaciones futuras, los cambios en los planes de negocios de la gerencia o en las leyes y reglamentaciones de Argentina podrían hacer que las inversiones comiencen a ser significativas en relación con nuestra situación patrimonial y podrían afectar el resultado de nuestras operaciones en cualquier año.
YPF Holdings — Operaciones en los Estados Unidos
Las leyes y reglamentaciones relacionadas con la salud y la calidad medioambiental en los Estados Unidos afectan las operaciones de YPF Holdings en los Estados Unidos. Ver “Marco legal y relación con el Gobierno nacional argentino—Normas medioambientales de los Estados Unidos”.
En relación con la venta de Diamond Shamrock Chemicals Company (“Chemicals”) a una subsidiaria de Occidental Petroleum Corporation ("Occidental") en 1986, Maxus acordó indemnizar a Chemicals y a Occidental por determinadas obligaciones vinculadas con el negocio y las actividades de Chemicals anteriores a la fecha de cierre del 4 de septiembre de 1986 (la “Fecha de Cierre”), la que incluían ciertas obligaciones ambientales relacionadas con determinadas plantas petroquímicas y sitios para la disposición de residuos utilizados por Chemicals antes de la Fecha de Cierre.
Asimismo, de conformidad con el acuerdo por el que Maxus vendió Chemicals a Occidental, Maxus está obligado a indemnizar a Chemicals y a Occidental por determinados costos medioambientales incurridos en proyectos que involucraban actividades de reparación relacionadas con plantas petroquímicas u otros bienes utilizados para llevar a cabo negocios de Chemicals a partir de la Fecha de Cierre y durante cualquier período de tiempo posterior a la Fecha de Cierre que se relacionen con, resulten o surjan de condiciones, acontecimientos o circunstancias descubiertas por Chemicals y sobre las que Chemicals informó en forma escrita antes del 4 de septiembre de 1996, independientemente de cuándo incurrió Chemicals en tales costos y los notificó.
Tierra Solutions Inc. (“Tierra”) se constituyó para afrontar los resultados de las obligaciones impuestas a Maxus, (incluyendo asumir y afrontar las obligaciones de Maxus de indemnizar a Occidental con relación a Chemicals, tal como se describen más arriba), que resulten de los actos o hechos que ocurrieron entre las décadas de 1940 y 1970 cuando Chemicals era controlada por otras compañías.
Ver “Información contable —Litigios - YPF Holdings" a continuación para obtener una descripción de las cuestiones ambientales relacionadas con YPF Holdings.
Activo fijo
La mayoría de nuestros bienes, compuestos por participaciones en reservas de petróleo crudo y gas natural, refinerías, almacenamiento, plantas de fabricación y transporte y estaciones de servicio, están ubicados en Argentina. También poseemos bienes en los Estados Unidos. Véase “Información sobre la Emisora - Exploración y Producción – Principales Activos- Activos Internacionales- Estados Unidos”.
Existen varias clases de propiedades sobre las que no poseemos el dominio absoluto. Nuestros derechos de exploración y producción de hidrocarburos se basan en general en otorgamientos de concesiones soberanas. Luego del vencimiento de la concesión, nuestros activos de exploración y producción asociados con el bien en particular sujeto a la concesión correspondiente vuelven al gobierno. Asimismo, al 30 de junio de 2008, teníamos bajo locación 84 estaciones de servicio a terceros como también actividades con estaciones de servicio que son propiedad de terceros y operadas por ellos bajo un contrato de suministro con nosotros para la distribución de nuestros productos.
Marco regulatorio y relación con el gobierno argentino
Panorama general
En la actualidad, la industria del petróleo y del gas en la Argentina se encuentra sujeta a determinadas políticas y reglamentaciones que han dado lugar a precios internos regulados mucho más bajos que los precios prevalecientes en el mercado internacional, restricciones a la exportación, requerimientos de abastecimiento al mercado local que nos requieren redireccionar nuestros suministros a los mercados industriales o de exportación para aplicarlos a satisfacer la demanda de los consumidores locales, y derechos aduaneros sobre la exportación cada vez más altos sobre los volúmenes de hidrocarburos que se permite exportar. El gobierno implementó estas medidas de limitación de precios, controles a la exportación y políticas impositivas en un esfuerzo por satisfacer la creciente demanda del mercado local a precios menores que los precios del mercado internacional.
La industria de los hidrocarburos en la Argentina se encuentra regulada por la Ley Nº 17.319, mencionada precedentemente como la “Ley de Hidrocarburos”, la cual fue dictada en el año 1967 y modificada por la Ley Nº 26.197 en 2007, la cual estableció la estructura legal para la exploración y producción de hidrocarburos, y por la Ley Nº 24.076, denominada como “Ley de Gas Natural”, dictada en 1992, la cual estableció la base para la desregulación de las industrias de transporte y distribución de gas natural.
El Poder Ejecutivo del gobierno argentino emite reglamentaciones para complementar estas leyes. El marco regulatorio de la Ley de Hidrocarburos se creó sobre la presunción de que los reservorios de hidrocarburos serían bienes del dominio público y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad del Estado, nuestra predecesora, lideraría la industria de los hidrocarburos y operaría bajo un marco diferente al de las compañías privadas. En 1992, la Ley Nº 24.145, denominada como Ley de Privatización, privatizó YPF y dispuso la transferencia de reservorios de hidrocarburos del gobierno argentino a las provincias, con sujeción a los derechos existentes de los tenedores de permisos de exploración y concesiones de explotación.
La Ley de Privatización nos otorgó 24 permisos de exploración cubriendo aproximadamente 132.735 km² y 50 concesiones de explotación cubriendo aproximadamente 32.560 km². La Ley de Hidrocarburos limita a cinco el número de concesiones que pueden ser otorgadas a una entidad cualquiera y también limita el área total de permisos de exploración que puede ser otorgada a una sola entidad. Sobre la base de nuestra interpretación de la ley, nosotros quedamos exentos de ese límite con relación a los permisos de exploración y concesiones de explotación que nos fueron otorgados por la Ley de Privatización. No obstante ello, la Dirección Nacional de Economía de los Hidrocarburos, aplicando una interpretación restrictiva de los Artículos 25 y 34 de la Ley de Hidrocarburos, ha impugnado el otorgamiento de nuevos permisos de exploración y concesiones de explotación en los que nosotros tengamos una participación del 100%. Como resultado, nuestra capacidad de adquirir el 100% de nuevos permisos de exploración y/o concesiones de explotación ha sido obstaculizada, aunque esta interpretación no ha limitado nuestra capacidad para adquirir permisos o concesiones donde se otorga también participación a otras partes. Como consecuencia de la transferencia de la propiedad de determinadas áreas de hidrocarburos a las provincias, participamos en rondas de licitación competitivas organizadas desde el año 2000 por varios gobiernos provinciales para el otorgamiento de contratos para la exploración de hidrocarburos.
En octubre de 2004, el Congreso Argentino dictó la Ley Nº 25.943 creando una nueva compañía energética de propiedad estatal, Energía Argentina S.A., denominada como “ENARSA”. El objeto societario de ENARSA es la exploración y explotación de hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos, el transporte, el almacenamiento, la distribución, comercialización e industrialización de esos productos, así como también el transporte y la distribución de gas natural y la generación, transporte, distribución y venta de electricidad. Además, la Ley Nº 25.943 otorgó a ENARSA todas las concesiones de exploración con respecto a las áreas offshore ubicadas más allá de 12 millas náuticas desde la línea costera hasta el límite exterior de la plataforma continental que estaban vacantes al momento de entrada en vigencia de esta ley, es decir, el 3 de noviembre de 2004.
Además, en octubre de 2006, la Ley Nº 26.154 creó un régimen de incentivos impositivos dirigidos a alentar la exploración de hidrocarburos y que se aplica a los nuevos permisos de exploración otorgados con respecto a las zonas offshore otorgadas a ENARSA y aquellas sobre las cuales no se han otorgado derechos a terceros en virtud de la Ley de Hidrocarburos, siempre que las provincias en las cuales estuvieron ubicados los reservorios de hidrocarburos adhieran a ese régimen. Asociarse con ENARSA es una condición previa para gozar de los beneficios que brinda el régimen creado por la Ley Nº 26.154. Los beneficios incluyen: el reintegro anticipado del impuesto al valor agregado por las inversiones hechas y los gastos incurridos durante el período de exploración y por las inversiones hechas dentro del período de producción, la amortización acelerada de las inversiones hechas en período de exploración y el reconocimiento acelerado de los gastos en conexión con la producción a lo largo de un período de tres años en vez de a lo largo de la duración de la producción, y exenciones al pago de derechos de importación por activos de capital no fabricados dentro de la Argentina. A la fecha de este Prospecto no hemos usado los incentivos impositivos previamente mencionados.
La propiedad de las reservas de hidrocarburos fue transferida a las provincias a través del dictado de las siguientes disposiciones legales que efectivamente modificaron la Ley de Hidrocarburos:
- En 1992, la Ley de Privatización aprobó la transferencia del derecho de dominio sobre las reservas de hidrocarburos a las provincias en que aquellas están ubicadas. Sin embargo, esta ley establecía que la transferencia estaba condicionada al dictado de una ley que modificara la Ley de Hidrocarburos para contemplar la privatización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad del Estado.
- En octubre de 1994, se reformó la Constitución de la Nación Argentina, en virtud de lo cual el Artículo 124 otorgó a las provincias el control primario de los recursos naturales ubicados dentro de sus territorios.
- En agosto de 2003 el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 546/03 transfirió a las provincias el derecho de otorgar permisos de exploración y concesiones de explotación de hidrocarburos en determinadas ubicaciones designadas como “áreas de transferencia”, así como también en otras áreas designadas por las autoridades provinciales competentes.
- En enero de 2007 la Ley Nº 26.197 reconoció el derecho de propiedad de las provincias sobre los reservorios de hidrocarburos de acuerdo con el Artículo 124 de la Constitución de la Nación Argentina (incluyendo reservorios respecto de los cuales se habían otorgado concesiones con anterioridad a 1994) y le otorgó a las provincias el derecho de administrar esos reservorios.
La Ley Nº 26.197
La Ley Nº 26.197, que modificó la Ley de Hidrocarburos, transfirió a las provincias y a la Ciudad de Buenos Aires la propiedad sobre todos los reservorios de hidrocarburos ubicados dentro de sus territorios y en los mares adyacentes hasta 12 millas náuticas desde la costa. La Ley Nº 26.197 también dispone que los reservorios de hidrocarburos ubicados más allá de las 12 millas náuticas desde la costa hacia el límite exterior de la plataforma continental permanezcan dentro de la propiedad del gobierno nacional.
De acuerdo con la Ley Nº 26.197, el Congreso de la Nación Argentina continuará dictando leyes y reglamentaciones para desarrollar los recursos de hidrocarburos existentes dentro de todo el territorio argentino (incluyendo su mar), pero los gobiernos de las provincias donde están ubicados los reservorios de hidrocarburos serán responsables del cumplimiento de esas leyes y reglamentaciones, la administración de los yacimientos de hidrocarburos y actuarán como autoridades otorgantes de permisos de exploración y concesiones explotación. Sin embargo, las facultades administrativas otorgadas a las provincias serán ejercidas dentro del marco de la Ley de Hidrocarburos y las reglamentaciones que la complementan.
Por consiguiente, aun cuando la Ley Nº 26.197 estableció que las provincias serán responsables de la administración de los yacimientos de hidrocarburos, el Congreso de la Nación Argentina retuvo su facultad de emitir normas y regulaciones concernientes al marco legal de los hidrocarburos. Además, el gobierno argentino retuvo la facultad de determinar la política energética nacional.
Se indica expresamente que la transferencia no afectará los derechos y las obligaciones de los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación ni la base para el cálculo de regalías, las cuales se calcularán de acuerdo con el título de concesión y pagadas a la provincia donde están ubicados los reservorios.
La Ley Nº 26.197 dispone que el gobierno argentino retiene la facultad de otorgar concesiones de transporte para: (i) concesiones de transporte ubicadas dentro del territorio de dos o más provincias y (ii) concesiones de transporte conectadas directamente con gasoductos de exportaciones y destinadas a la exportación. Consiguientemente, las concesiones de transporte que están ubicadas dentro del territorio de una provincia solamente y que no están conectadas con instalaciones de exportación, son transferidas a las provincias.
Finalmente, la Ley Nº 26.197 otorga las siguientes facultades a las provincias: (I) el ejercicio en forma total e independiente de todas las actividades relacionadas con la supervisión y el control de los permisos de exploración y concesiones de explotación transferidos por la Ley Nº 26.197, (ii) la ejecución y cumplimiento de todas las obligaciones legales y/o contractuales relacionadas con inversiones, información y producción racional y canon y pago de regalías, (iii) la prórroga de plazos legales y/o contractuales, (iv) la aplicación de sanciones establecidas en la Ley de Hidrocarburos y (v) todas las demás facultades relacionadas con el poder otorgado por la Ley de Hidrocarburos.
Emergencia pública
El 6 de enero de 2002 el Congreso de la Argentina dictó la Ley de Emergencia Pública, que representó un profundo cambio del modelo económico vigente hasta esa fecha, y derogó la Ley de Convertibilidad que había estado vigente desde 1991 y había atado el peso al dólar en una paridad uno a uno. Además, la Ley de Emergencia Pública otorgaba al Poder Ejecutivo del gobierno argentino la facultad de dictar todas las reglamentaciones necesarias con el fin de superar la crisis económica en la que la Argentina se encontraba inmersa.
Las siguientes son las medidas más significativas dictadas desde la sanción de la Ley de Emergencia Pública hasta la fecha en la Argentina para superar la crisis económica:
- Conversión a pesos de (i) todos los fondos depositados en entidades financieras a una tasa de cambio de Pesos 1,40 por cada dólar y (ii) todas las obligaciones (por ej., préstamos) con entidades financieras denominadas en moneda extranjera y regidas por la ley argentina a una tasa de cambio de Pesos 1,00 por cada US$ 1,00. Los depósitos y obligaciones convertidos en pesos serían de allí en adelante ajustados por un índice de estabilidad de referencia, denominado el Coeficiente de Estabilidad de Referencia (“CER”), publicado por el Banco Central. Las obligaciones regidas por el derecho no argentino no han sido convertidas a pesos bajo las nuevas leyes. Casi la totalidad de nuestra deuda denominada en dólares está regida por el derecho extranjero.
- Conversión a pesos a una tasa de cambio de Pesos 1,00 por cada US$ 1,00 de todas las obligaciones entre partes privadas pendientes al 6 de enero de 2002 regidas por la ley argentina y pagaderas en moneda extranjera. Las obligaciones así convertidas en pesos serían ajustadas a través del índice CER, según se explicó en el párrafo anterior. En el caso de obligaciones no financieras, si como resultado de la conversión obligatoria a pesos el valor intrínseco resultante de los bienes o servicios que fueren el objeto de la obligación fuese mayor o menor que su precio expresado en pesos, cualquiera de las partes podrá pedir el ajuste equitativo del precio. Si éstas no pudieren ponerse de acuerdo sobre ese ajuste equitativo del precio, cualquiera de las partes podrá recurrir a los tribunales. El Decreto del Poder Ejecutivo Nº 689/02 (el “Decreto 689”) estableció una excepción a la Ley de Emergencia Pública y sus reglamentaciones, estableciendo que los precios de los contratos de compraventa y transporte de gas natural de largo plazo destinados a la exportación celebrados previo al dictado del Decreto 689 y denominados en dólares estadounidenses no serán convertidos a pesos (Pesos 1,00 por cada US$ 1.00).
- Conversión a pesos a una tasa de cambio de Pesos 1,00 por cada US$ 1.00 de todas las tarifas de servicios públicos, la eliminación del ajuste de tarifas por índices extranjeros tales como el Índice de Precios de Compra (PPI por sus siglas en inglés)/ Índice de Precios al Consumidor (CPI por sus siglas en inglés), y la imposición de un período de renegociación con las autoridades gubernamentales de allí en adelante.
- Imposición de derechos de exportación de hidrocarburos, instruyendo al Poder Ejecutivo del gobierno argentino a la determinación de la alícuota correspondiente a los mismos. Véase también “Información adicional - Carga tributaria” más adelante.
Exploración y producción
La Ley de Hidrocarburos establece el marco legal básico para la regulación de la exploración y producción de hidrocarburos en Argentina. La Ley de Hidrocarburos faculta al Poder Ejecutivo del gobierno argentino a crear una política nacional para el desarrollo de las reservas de hidrocarburos de la Argentina, con el principal objetivo de satisfacer la demanda doméstica.
En virtud de la Ley de Hidrocarburos, la exploración y explotación de petróleo y gas se lleva a cabo a través de permisos de exploración, concesiones de explotación, contratos de explotación o acuerdos de asociación. La Ley de Hidrocarburos permite también el reconocimiento superficial del territorio no cubierto por permisos de exploración o concesiones de explotación, con autorización de la Secretaría de Energía y/o de la autoridad provincial competente, según lo determinado por la Ley Nº 26.197, y con el permiso del propietario de la propiedad privada. La información obtenida como resultado del reconocimiento superficial debe ser dada a la Secretaría de Energía y/o a la autoridad provincial competente, quienes no podrán revelar esta información por un plazo de dos años sin el permiso de la parte que llevó a cabo el reconocimiento, salvo en conexión con el otorgamiento de permisos de exploración o concesiones de explotación.
De acuerdo con la Ley de Hidrocarburos, las autoridades federales y/o las autoridades provinciales competentes pueden otorgar permisos de exploración a través de licitaciones públicas. Los permisos otorgados a terceros en conexión con el proceso de desregulación y desmonopolización se otorgaron de acuerdo con los procedimientos detallados en los Decretos del Poder Ejecutivo Nº 1055/89, Nº 1212/89 y Nº 1589/89 (los “Decretos de Desregulación del Petróleo”). Asimismo, mediante la Ley de Privatización se nos otorgaron los permisos de exploración sobre áreas en las que estaba operando nuestra empresa predecesora, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad de Estado, a la fecha de sanción de dicha ley. En 1991, el Poder Ejecutivo Nacional creó un programa bajo la Ley de Hidrocarburos (conocido como el Plan Argentina) en virtud del cual se licitaban permisos de exploración. El titular de un permiso de exploración tiene el derecho exclusivo de realizar las operaciones necesarias o adecuadas para la exploración de hidrocarburos dentro del área determinada por el permiso. Cada permiso de exploración puede cubrir solo áreas no probadas que no excedan los 10.000 km² (15.000 km² offshore), y puede tener un plazo de hasta 14 años (17 años para la exploración offshore). El plazo de 14 años está dividido en tres períodos básicos y un período de prórroga. El primer período básico es de hasta cuatro años, el segundo período básico es de hasta tres años, el tercer período básico es de hasta dos años y el período de prórroga es de hasta cinco años. A la finalización de cada uno de los primeros dos períodos básicos, las áreas cubiertas por el permiso se reducen, como mínimo, al 50% de las áreas restantes cubiertas por el permiso, y el titular del permiso puede decidir qué parte del área conserva. A la finalización de los tres períodos básicos, el titular del permiso debe devolver toda el área remanente al gobierno argentino, a menos que el titular solicite un período de prórroga, en cuyo caso ese otorgamiento es limitado al 50 % del área restante.
Si el titular de un permiso de exploración descubre cantidades comercialmente explotables de petróleo o de gas, tiene el derecho de obtener una concesión exclusiva para la producción y explotación de esos hidrocarburos. La Ley de Hidrocarburos establece que las concesiones de explotación de hidrocarburos tendrán vigencia durante 25 años desde la fecha del otorgamiento de la concesión de explotación, con más el lapso no transcurrido del permiso de exploración. La Ley de Hidrocarburos establece además que el período de concesión pueda ser prorrogado por hasta 10 años adicionales, con sujeción a que los términos y condiciones sean aprobados por la autoridad concedente al momento de la prórroga (Ver “Información sobre la Emisora-Exploración y Producción-Actividades de Exploración y Explotación”). Según la Ley Nº 26.197, la facultad para prorrogar los plazos de permisos y concesiones de explotación existentes y nuevos ha sido conferida a los gobiernos de las provincias en las cuales se encuentra ubicado el bloque pertinente (y al gobierno argentino con respecto a los bloques offshore más allá de las 12 millas náuticas). A efectos de estar habilitado para obtener la prórroga de una concesión de explotación, un concesionario, tal como nosotros, debe haber cumplido con todas sus obligaciones bajo la Ley de Hidrocarburos, incluyendo, aunque no limitado al pago de impuestos y regalías y el cumplimiento de obligaciones ambientales, de inversión y de desarrollo. Luego del vencimiento del período de prórroga de 10 años de las concesiones actuales, las provincias tienen el derecho de otorgar nuevas concesiones o contratos con respecto a los bloques pertinentes.
Una concesión de explotación también otorga al titular el derecho de realizar todas las actividades necesarias o adecuadas para la producción de hidrocarburos, siempre que esas actividades no interfieran con las actividades de otros titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación. Una concesión de explotación da derecho al titular a obtener una concesión de transporte a efectos de evacuar los hidrocarburos producidos en el área. Véase “Información sobre la Emisora - Transporte de Hidrocarburos Líquidos” más adelante.
Los permisos de exploración y las concesiones de explotación establecen la obligación de los titulares de llevar a cabo todos los trabajos que les correspondan por la Ley de Hidrocarburos, observando las técnicas más adecuadas y eficientes, y de hacer las inversiones comprometidas. Además, los titulares deben:
- Evitar daños a los yacimientos de hidrocarburos y el desperdicio de hidrocarburos;
- Adoptar medidas adecuadas para evitar accidentes y daños a las actividades agrícolas, a la industria pesquera, a las redes de comunicación y a los mantos de agua que se hallaren durante la perforación; y
- Cumplir con todas las leyes y reglamentaciones federales, provinciales y municipales aplicables.
De acuerdo con la Ley de Hidrocarburos, los titulares de concesiones de explotación, incluyéndonos a nosotros, también deben pagar regalías a la provincia donde se realiza la producción. Se paga una regalía del 12% sobre el valor a boca de pozo (igual al precio donde el producto es entregado, menos transporte, costos de tratamiento y otras deducciones) de la producción de petróleo crudo y los volúmenes de gas natural comercializados. El valor se calcula sobre la base del volumen y el precio de venta del petróleo crudo y gas producidos, menos los costos de transporte y almacenamiento. Adicionalmente, si el titular de una concesión destina producción de petróleo crudo para su procesamiento en sus plantas, dicho titular debe acordar con las autoridades provinciales, o la Secretaría de Energía, según corresponda, el precio de referencia a ser utilizado para el cálculo de regalías.
Sin embargo, en enero de 2008, considerando que, como resultado de la Resolución del Ministerio de Economía y Producción No. 394/07 las sociedades comenzaron a negociar el precio del petróleo crudo en el mercado doméstico, el cual después sería usado como base para el cálculo de regalías, la Secretaría de Energía dictó la Disposición No. 1 que establece un precio piso para el cálculo de las regalías. A la fecha de este prospecto hemos negociado precios de venta de petróleo crudo con terceros, hemos calculado y pagado regalías, considerando estos precios para el cálculo, de conformidad con lo establecido por la Ley de Hidrocarburos. Considerando ciertas interpretaciones, algunos de esos precios acordados podrían diferir respecto de los indicados en la Disposición N°1. La Dirección considera que en caso de que resultare de aplicación la disposición antes mencionada en forma diferente a la sostenida por nosotros, podríamos estar sujetos a mayores regalías en el futuro, pero el efecto de esas mayores regalías no sería significativo.
Adicionalmente, la Ley de Emergencia Pública, la cual creó las retenciones a las exportaciones, estableció que éstas no serían deducidas del precio de exportación a los fines de calcular las regalías del 12%. El gasto de regalías se contabiliza como un costo de producción. Todos los hidrocarburos producidos por el titular de un permiso de exploración antes del otorgamiento de una concesión de explotación están sujetos al pago del 15% por regalías. Véase “Información contable – Litigios – Argentina – Demandas por regalías en Neuquén”.
Además, en virtud de los Artículos 57 y 58 de la Ley de Hidrocarburos, los titulares de permisos de exploración y de concesiones de explotación deben pagar un canon anual por cada kilómetro cuadrado o fracción del área del permiso o la concesión y que varía dependiendo de la fase de la operación, es decir, exploración o explotación, y en el caso de la primera, dependiendo del período pertinente del permiso de exploración. El Decreto del Poder Ejecutivo Nº 1454/07, de fecha 17 de octubre de 2007, aumentó significativamente el monto del canon de exploración y explotación expresadas en pesos argentinos que son pagaderos a las provincias en las cuales están ubicados los yacimientos de hidrocarburos o, en el caso de campos offshore y otros campos determinados, al gobierno argentino. En todos los casos, el canon aumentó por lo menos ocho veces, aunque el efecto de este aumento no es de importancia para nosotros debido a las sumas relativamente bajas involucradas. Por ejemplo, en el año 2007 pagamos un total de aproximadamente Ps. 24 millones en concepto de canon. En el año 2008 pagamos aproximadamente Ps. 93 millones en concepto de cánones en virtud de lo dispuesto en los Artículos 57 y 58 de la Ley de Hidrocarburos, debido a la aplicación de los aumentos recientes que estarán vigentes durante un año completo.
Los permisos de exploración y las concesiones de explotación o de transporte pueden caducar ante cualquiera de los siguientes hechos:
- Falta de pago de una anualidad del canon respectivo dentro de los tres meses de la fecha de vencimiento,
- Falta de pago de regalías dentro de los tres meses de la fecha de vencimiento,
- Incumplimiento sustancial e injustificado de las obligaciones estipuladas en materia de productividad, conservación, inversión, trabajo o ventajas especiales,
- Por trasgresión reiterada del deber de proporcionar la información exigible, de facilitar las inspecciones de la autoridad de aplicación correspondiente o de observar las técnicas adecuadas en la realización de los trabajos,
- En el caso de permisos de exploración, la falta de solicitud de la concesión de explotación dentro de los 30 días de determinada la existencia de cantidades comercialmente explotables de hidrocarburos,
- La quiebra del titular del permiso o concesión,
- El fallecimiento o la finalización de la existencia legal del titular del permiso o concesión, o
- Si no se transportare hidrocarburos para terceros sobre una base no discriminatoria o la violación reiterada de las tarifas autorizadas para ese transporte.
La Ley de Hidrocarburos establece además que, de manera previa a la declaración de caducidad, la autoridad de aplicación deberá otorgar al concesionario que hubiere incumplido, un período para la subsanación de la infracción que será determinado por la Secretaría de Energía y/o las autoridades provinciales competentes.
Cuando una concesión venciere o concluyere, todos los pozos de hidrocarburos, el equipo de operación y mantenimiento y las instalaciones pasarán automáticamente a la provincia donde el reservorio está ubicado o al gobierno argentino en el caso de reservorios bajo jurisdicción federal (es decir, ubicados en la plataforma continental o más allá de las 12 millas náuticas offshore), sin indemnización al titular de la concesión.
La mayor parte de las concesiones de explotación que nos fueron otorgadas terminan en el año 2017. El otorgamiento de la prórroga es un proceso no regulado y normalmente involucra prolongadas negociaciones entre el solicitante y el gobierno correspondiente. Aunque la Ley de Hidrocarburos establece que las solicitudes deben ser presentadas por lo menos seis meses antes de la fecha de vencimiento de la concesión, es una práctica de la industria comenzar el proceso mucho antes, tradicionalmente tan pronto como la factibilidad técnica y económica de los nuevos proyectos de inversión más allá del plazo de la concesión se hagan visibles.
El 16 de marzo de 2006 la Secretaría de Energía emitió la Resolución S.E. Nº 324/06 estableciendo que los titulares de permisos de exploración y concesiones de hidrocarburos debían presentar ante esa agencia detalles de sus reservas probadas existentes en cada una de sus áreas, cada año, con la certificación de un auditor externo de reservas. Los titulares de concesiones de hidrocarburos que exportaren hidrocarburos tienen la obligación de certificar sus reservas probadas de hidrocarburos. La certificación antes mencionada solo tiene el significado establecido por la Resolución S.E. Nº 324/06, de acuerdo con la cual la certificación no deberá ser interpretada como una certificación de hidrocarburos bajo las normas de la SEC (véase “Información sobre la Emisora – Exploración y Producción – Reservas”).
Legislación sobre Zonas de Seguridad
La ley argentina restringe la capacidad de las compañías que no son argentinas de ser propietarias de bienes inmuebles, concesiones petroleras o derechos de minería ubicados dentro o con respecto a áreas definidas como zonas de seguridad (principalmente áreas fronterizas). Se requiere la aprobación del gobierno argentino:
- Para que accionistas no argentinos adquieran control de nuestra compañía, o
- Si, y cuando la mayoría de nuestras acciones pertenecieren a accionistas no argentinos, como es el caso actualmente, para cualquier adquisición adicional de bienes inmuebles, derechos de minería, petróleo u otras concesiones del gobierno argentino ubicadas dentro o con respecto a zonas de seguridad.
Como se requiere la aprobación de los accionistas de Clase A para el cambio de control de YPF de acuerdo con nuestros estatutos, y se requiere la aprobación del Poder Ejecutivo Nacional o de los gobiernos provinciales para el otorgamiento o transferencia de permisos y concesiones hidrocarburíferas, creemos que los posibles requisitos adicionales bajo la legislación sobre zonas de seguridad no tendrán un impacto de importancia sobre nuestras operaciones.
Transporte y distribución de gas natural
En junio de 1992 se aprobó la Ley del Gas Natural, que dispone la privatización de Gas del Estado regulando el transporte y la distribución de gas natural, y la desregulación del precio del gas natural. Para llevar a cabo la privatización de Gas del Estado las principales cinco líneas troncales del sistema de transmisión de gas se dividieron en dos sistemas principalmente sobre una base geográfica (los sistemas de gasoductos troncales norte y sur). Esto fue diseñado para dar acceso a ambos sistemas, a las fuentes productoras de gas y a los principales centros de consumo, en Buenos Aires y sus alrededores. Estos sistemas fueron transferidos a dos nuevas compañías de transporte. El sistema de distribución de Gas del Estado se dividió en ocho compañías regionales de distribución, incluyendo dos compañías de distribución para dar servicio al área del Gran Buenos Aires. Las acciones de cada una de las compañías de transporte y de distribución se vendieron a consorcios de oferentes privados. Del mismo modo, en 1997, se otorgó a oferentes privados una licencia de distribución para las provincias de Chaco, Formosa, Entre Ríos, Corrientes y Misiones.
La estructura regulatoria para la industria del gas natural crea un sistema de acceso abierto, bajo el cual los productores de gas como nosotros tienen acceso abierto a capacidad disponible futura en los sistemas de transporte y distribución sobre una base no discriminatoria.
Se construyeron gasoductos transfronterizos para interconectar Argentina, Chile, Brasil y Uruguay y productores, como nosotros, exportan gas natural a los mercados chilenos y brasileros en la medida en que lo permite el gobierno argentino. Durante los últimos años las autoridades argentinas han adoptado una serie de medidas que restringen las exportaciones de gas natural desde Argentina, incluyendo la emisión de una instrucción de suministro interno en virtud de las Resoluciones Nº 659 y 752 (las cuales requieren que los exportadores suministren gas natural al mercado local argentino) instrucciones expresas de suspender las exportaciones, la suspensión del procesamiento de gas natural y la adopción de restricciones a las exportaciones de gas natural impuestas a través de compañías transportadoras y/o comisiones de emergencia creados para tratar situaciones de crisis. Véase “Información sobre la Emisora — Regulación del Mercado - Restricciones a la exportación de gas natural y prioridades del abastecimiento doméstico”.
Transporte de hidrocarburos líquidos
La Ley de Hidrocarburos permite al Poder Ejecutivo Nacional otorgar concesiones de 35 años para el transporte de petróleo, gas y derivados luego de la presentación ofertas licitatorias competitivas. En virtud de la Ley Nº 26.197, los gobiernos provinciales correspondientes tienen las mismas facultades. Los titulares de concesiones de explotación tienen derecho a recibir una concesión para el transporte de su producción de petróleo, gas y derivados. El plazo de una concesión de transporte puede ser prorrogado por un período adicional de diez años luego de ser solicitado al Poder Ejecutivo. El titular de una concesión de transporte tiene el derecho de:
- Transportar petróleo, gas y derivados, y
- Construir y operar ductos de petróleo, gas y derivados, instalaciones de almacenamiento, estaciones de bombeo, plantas compresoras, caminos, ferrocarriles y otras instalaciones y equipos necesarios para operación eficiente de un sistema de tuberías.
El titular de una concesión de transporte tiene la obligación de transportar hidrocarburos para terceros, sin discriminación, a cambio de una tarifa. Esta obligación, no obstante, se aplica a los productores de petróleo o de gas sólo en la medida en que el titular de la concesión tuviere capacidad adicional disponible y está expresamente subordinada a los requerimientos de transporte del titular de la concesión. Las tarifas de transporte están sujetas a aprobación de la Secretaría de Energía para oleoductos y derivados de petróleo, y por el ENARGAS para gasoductos. Al vencimiento de una concesión de transporte, los oleoductos e instalaciones asociadas revierten al gobierno argentino sin ningún pago al titular. La Ley de Privatización nos otorgó una concesión de transporte de 35 años con respecto a los que operaba Yacimientos Petrolíferos Fiscales S.A. a tal fecha. Los gasoductos y sistemas de distribución transferidos en el marco de la privatización de Gas del Estado están sujetos a un régimen diferente bajo la Ley de Gas Natural.
Adicionalmente, en virtud de la Ley Nº 26.197, todas las concesiones de transporte ubicadas íntegramente dentro de la jurisdicción de una provincia y no conectadas directamente a un ducto de exportación revierten a esa provincia. El Poder Ejecutivo retiene la facultad de regular y hacer cumplir todas las concesiones de transporte ubicadas dentro de dos o más provincias y todas las concesiones de transporte conectadas directamente a ductos de exportación.
Refino
Las actividades de refinación de petróleo crudo llevadas a cabo por productores de petróleo u otros están sujetas a la inscripción previa de las compañías petroleras en el registro que lleva la Secretaría de Energía y al cumplimiento de disposiciones ambientales y sobre seguridad, como también a la legislación ambiental provincial e inspecciones municipales de seguridad e higiene. En enero de 2008, la Secretaría de Comercio Interior emitió la Resolución Nº 14/2008, mediante la cual se ordenó a las compañías refinadoras a optimizar su producción con el objetivo de obtener los máximos volúmenes de acuerdo con su capacidad.
Regulación del mercado
Panorama general
Bajo la Ley de Hidrocarburos y los Decretos de Desregulación del Petróleo, los titulares de concesiones de explotación, como nosotros, tienen el derecho de producir y adquirir la propiedad de los hidrocarburos que extraen, y están habilitados para disponer de esa producción en el mercado local o en el de exportación, con sujeción, en cada caso, a las condiciones que se describen a continuación.
La Ley de Hidrocarburos autoriza al Poder Ejecutivo Nacional a regular los mercados argentinos del petróleo y el gas y prohíbe la exportación de petróleo crudo durante los períodos en que el Poder Ejecutivo Nacional encuentre que la producción interna es insuficiente para satisfacer la demanda interna. Si el Poder Ejecutivo Nacional restringe la exportación de combustible crudo y productos o la libre disponibilidad del gas natural, los Decretos de Desregulación del Petróleo establecen que los productores, refinadores y exportadores recibirán un precio:
- En el caso de petróleo crudo y productos, que no sea inferior al precio del petróleo crudo y de los productos importados de calidad similar, y
- En el caso del gas natural, no inferior al 35% del precio internacional por metro cúbico del Arabian Light Oil, 34º API.
Asimismo, los Decretos de Desregulación del Petróleo requieren expresamente que el Poder Ejecutivo Nacional notifique con doce meses de anticipación todas las futuras restricciones a las exportaciones. No obstante las disposiciones precedentes, algunas Resoluciones dictadas con posterioridad (la Resolución S.E. 1679/04, la Resolución del Ministerio de Economía y Producción 532/04 y la Resolución 394/07 del Ministerio de Economía y Producción) han modificado el mecanismo de precios mencionado precedentemente, resultando, en determinados casos, en precios a los productores menores que los niveles descritos más arriba.
Productos refinados
En abril de 2002, el gobierno argentino y las principales compañías petroleras, incluidos nosotros, llegaron a un acuerdo sobre un subsidio dado por el gobierno argentino a las compañías de transporte público de colectivos. El Convenio de Estabilidad de Suministro de Gas Oil fue aprobado mediante el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 652/02 y aseguró a las compañías de transporte la provisión necesaria de gasoil a un precio fijo de Pesos 0,75 por litro desde el 22 de abril de 2002 hasta el 31 de julio de 2002. Adicionalmente, estableció que se debe compensar a las compañías petroleras por la diferencia entre el precio fijado y el precio de mercado a través de créditos de aranceles de exportación. Este acuerdo se prorrogó hasta el 31 de agosto de 2002 y el precio fijo fue aumentado hasta llegar a Pesos 0,82 por litro y el subsidio fue prorrogado hasta el 30 de junio de 2005. Después del 25 de junio de 2005, el precio pagado por los transportistas fue reducido a Pesos 0,42 para el transporte público local y a Pesos 0,62 para el resto del transporte público. El 11 de noviembre de 2007 el precio pagado por los transportistas fue aumentado a $0,45 por litro, y el 11 de enero de 2008 se incrementó a $ 0,50 por litro, quedando el precio para el resto del transporte público en $0,62. En marzo de 2008, el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 449/2008 autorizó al Jefe de Gabinete a firmar acuerdos anuales extendiendo el subsidio para el gasoil destinado a compañías de transporte para el año fiscal 2008, y ordenó a dicho funcionario incorporar las modificaciones necesarias con el objeto de extender la posibilidad de compensar con créditos por impuestos a las exportaciones de todos los productos hidrocarburíferos actualmente exportados, y en su defecto, en efectivo. A la fecha de este Prospecto, se encuentra bajo negociación el acuerdo por el año fiscal 2008.
La Secretaría de Energía ha emitido una serie de resoluciones que afectan el mercado de combustibles. Por ejemplo, la Resolución S.E. Nº 1.102/04 creó el Registro de Bocas de Expendio de Combustibles Líquidos, Consumo Propio, Almacenamiento, Distribuidores y Vendedores Mayoristas de Combustibles e Hidrocarburos, y de Gas Natural Comprimido; la Resolución S.E. Nº 1.104/04 creó un módulo de información de precio de venta mayorista como parte integrante del sistema federal de información de combustibles, así como también un mecanismo para la comunicación de precios y volúmenes a cargo de los titulares de las empresas inscriptas en el Registro de Empresas Petroleras, Empresas Elaboradoras y/o Comercializadoras; la Resolución S.E. Nº 1.834/05 obliga a las estaciones de servicio y/u operadores de bocas de expendio y/o consumo propio de combustibles líquidos e hidrocarburos que hubieren pedido suministro de gasoil, y que aún no se les hubiere efectuado el suministro, a comunicar esa situación a la Secretaría de Energía; la Resolución S.E. Nº 1.879/05 estableció que las compañías refinadoras registradas por la Secretaría de Energía que fueren partes en contratos que crean algún grado de exclusividad entre la compañía refinadora y el expendedor de combustible, deben asegurarle a éste el suministro continuado, confiable, regular y no discriminatorio, dando el derecho al expendedor de obtener el producto de una fuente alternativa, y ante ello, cobrar la diferencia extra en los costos correspondientes a la compañía refinadora.
Por último, la Disposición S.S.C. Nº 157/06 de la Subsecretaría de Combustibles dispone que los operadores de estaciones de servicios que son parte de contratos que crean algún grado de exclusividad entre la compañía refinadora y la estación de servicios, y que por alguna razón estuvieren buscando rescindir de ese contrato, deberán informar la rescisión anticipada a la Subsecretaría de Combustibles a fin de informar a la Secretaría de Comercio Interior. El Secretario de Comercio Interior debe: (i) emitir una declaración con relación a la validez de la rescición del contrato y (ii) emplear todos los medios necesarios para permitir que la estación de servicios que está rescindiendo el contrato celebre otro contrato con una compañía refinadora y/o comercializador de combustibles para garantizarle el suministro de combustible.
La Resolución S.E. Nº 1.679/04 reinstaló el registro de operaciones de exportación de gasoil y petróleo crudo creado por el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 645/2002, y ordenó a los productores, comercializadores, compañías refinadoras y cualquier otro agente del mercado que estuviere interesado en exportar gasoil o petróleo crudo a que registren esa operación y prueben que la demanda interna se encuentra satisfecha y que han ofrecido al mercado local el producto a ser exportado. Asimismo, la Resolución S.E. N° 1338/06 incorporó otros productos hidrocarburíferos al régimen de registro creado por el Decreto N° 645/02, incluyendo nafta, fuel oil y sus mezclas, diesel oil, aerokerosene o jet fuel, asfaltos, ciertos petroquímicos, ciertos lubricantes, coque y derivados para uso petroquímico. La Resolución Nº 715/2007 de la Secretaría de Energía facultó al Director Nacional de Refinación y Comercialización a determinar las cantidades de gasoil que serán importadas por cada compañía, en períodos determinados del año, para compensar las exportaciones de productos incluidos bajo el Régimen de la Resolución Nº 1679/04; el cumplimiento de esta obligación de importar gasoil es necesario para obtener autorización para exportar los productos incluidos bajo el Decreto Nº 645/2002, (crudo, fuel oil, gasoil, carbón de coque y nafta, entre otros). Asimismo, la Resolución Nº 25/06 de la Secretaría de Comercio Interior, dictada dentro del marco de la Ley N° 20.680, impone a las compañías refinadoras argentinas la obligación de abastecer toda la demanda razonable de gasoil, suministrando ciertos volúmenes mínimos (establecidos por la resolución) a sus usuarios habituales, principalmente distribuidores y operadores de estaciones de servicio.
La Resolución del Ministerio de Planificción Federal, Inversión Pública y Servicios Nº 459/07 del 12 de julio de 2007 creó el “Programa de Energía Total” (“PET”), que tiene el objetivo de mitigar la escasez de gas y electricidad. Este programa alienta a los usuarios industriales a sustituir el gas natural y la electricidad con gasoil, fuel oil y GLP. El gobierno argentino asignó en 2007 aproximadamente US$310 millones para compensar el mayor costo de los combustibles de sustitución. El PET se extendió hasta el 31 de diciembre de 2008 por la Resolución del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios N° 121/08.
La Resolución del Ministerio de Planificción Federal, Inversión Pública y Servicios N° 121/08 extendió hasta el 31 de diciembre de 2008 el PET y la Disposición No. 30/08 emitida por la Subsecretaría de Coordinación y Control de Gestión el 1 de abril de 2008 aprobó los planes generales para el PET, que se describen a continuación:
1) Plan general de provisión de combustibles gaseosos, incluyendo:
(i) un plan de provisión de GNL, regasificado, que tiene por objetivo la construcción, mantenimiento, gestión y administración de un sistema para regasificar GNL, y el abastecimiento de gas natural para el mercado argentino, y habilita a ENARSA (directamente o a través de terceros) a llevar a cabo las acciones necesarias (incluyendo la compra de GNL) a tal propósito; y
(ii) un plan para la provisión de propano, que tiene por objeto la gestión y administración de un sistema para adquirir y entregar propano a ser inyectado en la red de distribución de gas natural de la Provincia de Buenos Aires, y habilita a ENARSA (directamente o a través de terceros) a llevar a cabo todas las acciones necesarias (incluyendo la compra de propano-aire) a tal propósito.
2) Plan general de provisión de combustibles líquidos, incluyendo:
(i) un plan de abastecimiento de la demanda, destinado a garantizar el abastecimiento de combustibles líquidos para satisfacer la demanda interna. Con tal propósito, ENARSA (directamente o a través de terceros) está habilitada para comprar y vender combustibles líquidos.
(ii) un plan para incentivar y subsidiar la sustitución del consumo de gas natural y/o energía eléctrica, por el uso de combustibles alternativos para las diferentes actividades productivas. ENARSA (directamente o a través de terceros) está habilitada para gestionar los mecanismos para el abastecimiento de combustibles líquidos para reemplazar el gas natural.
Gas natural
En enero del 2004, el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 180/04 (i) creó el Mercado Electrónico del Gas (“MEG”) para las operaciones de venta spot diaria de gas natural y un mercado secundario de servicios de transporte y distribución y (ii) estableció deberes de información para los compradores y vendedores de gas natural con relación a sus respectivas operaciones comerciales, requeridos como condición para inyectar y transportar cualquier volumen de gas natural a través del sistema de transporte (ulteriormente regulado por la Resolución Nº 1.146/04 de noviembre de 2004 y la Resolución Nº 882/05 emitidas por la Secretaría de Energía). De acuerdo con el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 180/04, todas las ventas spot diarias de gas natural deben ser negociadas dentro del ámbito del MEG.
En enero de 2004, el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 181/04 autorizó a la Secretaría de Energía a negociar con los productores de gas natural un mecanismo de ajuste de precios del gas natural suministrado a industrias y compañías de generación de electricidad. El 2 de abril de 2004, la Secretaría de Energía y los productores de gas firmaron un acuerdo ratificado por la Resolución Nº 208/04 emitida por el Ministerio de Planeamiento Federal, Inversión y Servicios Públicos. El objeto del acuerdo fue implementar un esquema para la normalización de los precios del gas natural después de la crisis del año 2001. Los aspectos principales del acuerdo fueron: (i) ajustes iniciales de precios aplicados exclusivamente al gas natural suministrado por los productores a usuarios industriales, nuevos consumidores directos y generadoras de electricidad (en la medida que la electricidad estuviere destinada al mercado local); (ii) ajuste de precios a partir del 10 de mayo de 2004; y (iii) implementación por la Secretaría de Energía de un esquema progresivo para la normalización del precio del gas natural destinado a usuarios residenciales y usuarios comerciales pequeños, lo cual nunca se implementó. Este acuerdo expiró el 31 de diciembre de 2006.
El 14 de junio de 2007, la Resolución Nº 599/07 de la Secretaría de Energía homologó una propuesta de acuerdo con los productores de gas natural con relación al suministro de gas natural al mercado local durante el período 2007 a 2011,dándole a esos productores un plazo de cinco días hábiles para adherirse al Acuerdo 2007-2011. Si dentro de ese plazo el Acuerdo 2007-2011 no fuere firmado por una cantidad suficiente de productores que lo hagan viable, la Secretaría de Energía desestimaría el Acuerdo y dictaría los Procedimientos de Abastecimiento Complementario al Mercado Interno 2007-2011 (los cuales no se describen en la Resolución Nº 599/07). Nosotros firmamos el acuerdo teniendo en cuenta que las exportaciones de gas natural y determinadas ventas internas de productores que no celebren el Acuerdo 2007-2011 serán llamados en primer lugar para satisfacer la demanda interna, antes de que sean afectadas las ventas de exportación de los productores firmantes del Acuerdo 2007-2011. Si bien los productores están autorizados a retirarse del Acuerdo 2007-2011 en virtud de sus términos, si así lo hicieran, dichos productores serían tratados como cualquier productor que no haya suscripto el Acuerdo 2007-2011 en primer lugar.
El objeto del Acuerdo 2007-2011 es garantizar el abastecimiento de la demanda del mercado local a los niveles registrados en el año 2006, más el crecimiento en demanda de los usuarios residenciales y pequeños comerciales. Los productores firmantes del Acuerdo 2007-2011 se comprometerían a abastecer una parte de los niveles de demanda acordados según su participación determinada sobre la base de la producción total de los 36 meses previos a abril de 2004. Para este período, nuestra participación en la producción fue de aproximadamente 36.5%, o 36.8 mmcm/d, (o 1.300 mmcf/d) que en el año 2007 representaron aproximadamente 72% de nuestra producción y se vendió a un precio promedio de US$ 1,52 por mmBtu (o aproximadamente US$ 55 por metro cúbico). El Acuerdo 2007-2011 también establece las pautas respecto de los términos de los contratos de suministro de cada segmento del mercado y ciertos límites de precios para cada segmento de los niveles de demanda acordados. Con el fin de garantizar la demanda de gas natural del mercado local que exceda los niveles de demanda acordados, la Resolución S.E. Nº 599/07 mantiene la validez de las Resoluciones que implementaron los cortes de los compromisos de exportación de gas natural y el redireccionamiento de esos volúmenes de gas natural a hacia determinados sectores del mercado local. Véase “Información sobre la Emisora — Restricciones a la exportación de gas natural y prioridades del abastecimiento doméstico”. La Resolución también señala que el Acuerdo 2007-2011 no obsta a la eventual suspensión o caducidad de los permisos de exportación.
Nos vimos compelidos a firmar el Acuerdo 2007-2011, entre otras razones, para mitigar potenciales daños. Los productores que no firmaran el Convenio podrían ser sancionados y ser objeto de otras medidas desfavorables por parte de las autoridades reguladoras. Sin embargo, señalamos expresamente que la firma del Acuerdo 2007-2011 no implicaba reconocimiento alguno de nuestra parte de la validez de los términos y condiciones de las diversas Resoluciones de la Secretaría de Energía que establecen programas para la restricción o redireccionamiento de las exportaciones para satisfacer la demanda interna. Nosotros impugnamos la Resolución Nº 599/07 y manifestamos que firmábamos el Acuerdo 2007-2011 teniendo en cuenta las posibles consecuencias de no hacerlo. Si bien la impugnación está pendiente de resolución, estamos cumpliendo con los términos del Acuerdo 2007-2011.
La Secretaría de Energía creó, bajo la Resolución N° 24/08 emitida el 13 de marzo de 2008, un programa denominado “GAS PLUS” para incentivar la producción de gas natural, resultante de nuevos descubrimientos de reservas, nuevos yacimientos, tight gas, etc. El gas natural producido bajo el programa GAS PLUS no estará sujeto al Acuerdo 2007-2011 y particularmente no estará sujeto a las condiciones de precio establecidas en dicho acuerdo.
Restricciones a la exportación de gas natural y prioridades del abastecimiento doméstico
En marzo de 2004, la Secretaría de Energía emitió la Resolución S.E. Nº 265/04 adoptando medidas con la intención de asegurar el adecuado abastecimiento de gas natural al mercado local y regular sus consecuencias sobre los precios mayoristas de la electricidad. Entre las medidas adoptadas estaban:
- La suspensión de todas las exportaciones de excedentes de gas natural,
- La suspensión de las aprobaciones automáticas de solicitudes de exportación de gas natural,
- La suspensión de todas las solicitudes de nuevas autorizaciones para exportar gas natural presentadas o a ser presentadas ante la Secretaría de Energía, y
- Autorización a la Subsecretaría de Combustibles para crear un programa de racionalización de las exportaciones de gas y de la capacidad de transporte.
En marzo de 2004, la Subsecretaría de Combustibles, en virtud de las facultades otorgadas por la Resolución S.E. Nº 265/04, emitió la Disposición S.S.C. Nº 27/04 estableciendo el programa de racionalización de las exportaciones de gas y de la capacidad de transporte. Entre otras cosas, la Disposición Nº 27/04 estableció un límite a las autorizaciones de exportación de gas natural, las cuales, en ausencia de autorización expresa de la Subsecretaría de Combustibles, no podían ser ejecutadas por volúmenes que excedan el volumen las exportaciones registradas durante el año 2003.
En junio de 2004, la Secretaría de Energía emitió la Resolución S.E. Nº 659/04, la cual estableció un nuevo programa para asegurar el abastecimiento de gas natural al mercado local (que sustituye al programa creado por la Disposición S.S.C. Nº 27/04). Bajo la Resolución S.E. Nº 659/04 (modificada por la Resolución S.E. Nº 1.681/04), las exportaciones de gas natural podían ser reducidas debido a escasez de gas natural en el mercado local, requiriéndose a los productores exportadores que entreguen al mercado local volúmenes adicionales de gas natural más allá de aquellos que esos productores se hubieren comprometido contractualmente a suministrar. La exportación de gas natural bajo los actuales permisos de exportación está condicionada al cumplimiento de requerimientos de inyección adicional impuestos a los productores exportadores por las autoridades gubernamentales.
Este programa fue nuevamente modificado y complementado por la Resolución S.E. Nº 752/05 emitida por la Secretaría de Energía en mayo de 2005, que redujo más aún la capacidad de los productores de exportar gas natural y creó un mecanismo bajo el cual la Secretaría de Energía puede requerir a los productores exportadores que suministren volúmenes adicionales a los consumidores domésticos durante un período estacional (la “Inyección Adicional Permanente”), volúmenes de gas natural que tampoco están contractualmente comprometidos por los productores exportadores. Sobre la base de las disposiciones de la Disposición Nº 27/04, la Resolución S.E. Nº 659/04 y de la Resolución S.E. Nº 752/05, la Secretaría de Energía y/o la Subsecretaría de Combustibles nos han ordenado a redireccionar volúmenes de exportación de gas natural al mercado local, afectando de ese modo los compromisos de exportación. Nosotros impugnamos las regulaciones y resoluciones mencionadas y hemos invocado el acaecimiento de un evento de fuerza mayor bajo los contratos de compraventa de gas natural de exportación correspondientes. Las respectivas contrapartes de esos contratos han rechazado nuestra posición. Véase “Información contable - Litigios”.
La Resolución S.E. Nº 752/05 también establece (i) un mercado especial, abierto y anónimo, para que las estaciones de expendio de gas natural comprimido realicen sus adquisiciones de gas natural en condiciones de mercado reguladas, y cuya demanda está garantizada por la Secretaría de Energía a través de la Inyección Adicional Permanente requerida a los productores exportadores y (ii) un mecanismo de ofertas irrevocables estandarizadas para que los generadores de electricidad y los usuarios industriales y comerciales obtengan un suministro de gas natural, y cuya demanda se encuentra garantizada por la Secretaría de Energía a través de la imposición de Inyección Adicional Permanente mencionada anteriormente.
En virtud del procedimiento de ofertas irrevocables estandarizadas, que opera en el MEG, cualquier consumidor directo puede ofertar para la compra de gas natural a término al precio promedio del gas natural de exportación neto de retenciones por cuenca. El volumen necesario para satisfacer las ofertas irrevocables estandarizadas que no hubieren sido satisfechas, se requerirá como Inyección Adicional Permanente hasta el final del período estacional durante el cual se hubieran efectuado las ofertas no satisfechas (octubre-abril o mayo-septiembre). Esa Inyección Adicional Permanente es requerida a los productores que exportan gas y que inyectan gas natural desde las cuencas que pueden abastecer las ofertas irrevocables estandarizadas no satisfechas. La Resolución Nº 1886/2006 de la Secretaría de Energía, publicada el 4 de enero de 2007, prorrogó la vigencia de este mecanismo de ofertas irrevocables estandarizadas hasta el año 2016, y facultó a la Subsecretaría de Combustibles a suspender su vigencia cuando esté satisfecha la demanda doméstica de gas natural ya sea mediante regulaciones, acuerdos o debido al descubrimiento de reservas.
Mediante la Resolución S.E. Nº 1329/06, posteriormente complementada por la Nota SSC Nº 1011/07, la Secretaría de Energía forzó a los productores a dar primera prioridad en sus inyecciones de gas natural a los gasoductos a determinados consumidores preferenciales y obligó a las compañías transportadoras a que garanticen esas prioridades a través de la asignación de la capacidad de transporte. En términos generales, estas regulaciones subordinan todas las exportaciones de gas natural a la entrega previa de volúmenes de gas natural suficientes para satisfacer la demanda local.
Asimismo, desde el severo invierno argentino de 2007 y con posterioridad a ello, nosotros y la mayoría de los productores de gas así como también las compañías transportadoras, hemos recibido instrucciones del gobierno de interrumpir todas las exportaciones a cero, salvo por determinados volúmenes dirigidos a satisfacer los consumos residenciales chilenos y otros consumos específicos.
Gas licuado de petróleo (GLP)
La Ley Nº 26.020 sancionada el 9 de marzo de 2005 establece el marco regulatorio para la industria y comercialización de GLP. Esta Ley regula las actividades de producción, envasado, transporte, almacenamiento, distribución y comercialización de GLP en Argentina y declara esas actividades como de interés público. Entre otras cosas, la ley:
- crea el Registro de Envases de GLP obligando a los fraccionadores de GLP a registrar los envases de su propiedad,
- protege las marcas comerciales de los fraccionadores de GLP,
- crea un sistema de precios de referencia, en virtud del cual la Secretaría de Energía publicará periódicamente precios de referencia para el GLP vendido en envases de 45 kilogramos o menos,
- requiere a la Secretaria de Energía cumplir con las siguientes tareas: (i) crear mecanismos de transferencia de GLP con el fin de garantizar el acceso al producto a todos los agentes de la cadena de abastecimiento, (ii) establecer mecanismos para la estabilización de los precios de GLP cobrados a los fraccionadores locales de GLP y (iii) junto con la CNDC, hacer un análisis del mercado de GLP y su comportamiento, con el fin de establecer límites a la concentración del mercado en cada fase del mismo, o a la integración vertical a lo largo de la cadena de la industria de GLP. Esas limitaciones deben incluir a sociedades vinculadas, subsidiarias, y sociedades controladas, y
- otorga libre acceso a las instalaciones de almacenamiento de GLP.
La Secretaría de Energía estableció, a través de varias resoluciones subsiguientes, precios de referencia aplicables a las ventas de envases de GLP de menos de 45 kilogramos y a las ventas de GLP al por mayor exclusivamente a fraccionadores de GLP. Asimismo, la Secretaría de Energía aprobó el método para calcular la paridad de exportación de GLP que será actualizada mensualmente por la Subsecretaría de Combustibles. La Secretaría de Energía aumentó en el año 2007 los volúmenes de GLP a ser vendidos a los fraccionadores a los precios de referencia establecidos en las resoluciones mencionadas precedentemente.
La Resolución 168/04 requiere que las compañías que intentan exportar GLP obtengan primero la autorización de la Secretaría de Energía. Las compañías que buscan exportar GLP deben demostrar primero que la demanda local ha sido satisfecha o que se ha hecho una oferta de vender GLP en el mercado local y ésta fue rechazada.
Regulaciones ambientales argentinas
La sanción de los Artículos 41 y 43 de la Constitución Argentina, reformada en 1994, y de nuevas leyes nacionales, provinciales y municipales, ha fortalecido el marco legal del daño al medio ambiente. Los órganos legislativos y gubernamentales han adoptado una actitud más vigilante en lo atinente al acatamiento de las leyes y reglamentaciones relativas al medio ambiente, aumentando las sanciones por violaciones ambientales.
De acuerdo con el nuevo texto de los Artículos 41 y 43 de la Constitución Argentina, todos los habitantes argentinos gozan del derecho a un ambiente sano y tienen el deber de preservarlo. El daño ambiental generará prioritariamente la obligación de recomponer, según lo establezca la ley aplicable. El gobierno nacional establece los presupuestos mínimos para la protección del medio ambiente en tanto que las provincias y los municipios establecen los presupuestos específicos y las normas regulatorias.
Las leyes y reglamentaciones nacionales, provinciales y municipales relacionadas con la calidad ambiental en Argentina afectan nuestras operaciones. Estas leyes y reglamentaciones fijan estándares para determinados aspectos de la calidad ambiental, establecen penalidades y otras responsabilidades en caso de violación de dichos estándares y prevén la obligación de recomponer en determinadas circunstancias.
En general, nos encontramos sujetos a los requisitos de las siguientes leyes ambientales argentinas (incluidas sus disposiciones reglamentarias):
- Constitución Nacional (Artículos 41 y 43);
- Ley de Política Ambiental Nacional N° 25.675;
- Ley de Gestión Integral de Residuos de Origen Industrial y de Actividades de Servicio N° 25.612;
- Ley de Residuos Peligrosos N° 24.051;
- Ley de de Preservación de Recursos del Aire N° 20.284;
- Ley de Gestión Ambiental de Aguas N° 25.688;
- Ley de Gestión y Eliminación de Policlorobifenilos N° 25.670;
- Código Penal; y
- Código Civil, que establece las normas generales del derecho de daños.
Estas normas abordan cuestiones ambientales, incluyendo límites a la descarga de desperdicios asociados con las operaciones de hidrocarburos, investigación y limpieza de sustancias peligrosas, seguridad e higiene en el lugar de trabajo, reclamos de indemnización por daños y perjuicios a los recursos naturales y responsabilidad por hechos ilícitos extracontractuales respecto de sustancias tóxicas. Asimismo, estas leyes requieren, habitualmente, el cumplimiento de reglamentaciones y permisos asociados y disponen la imposición de sanciones en caso de incumplimiento.
Asimismo, estamos sujetos a muchas otras reglamentaciones nacionales, federales y municipales, incluyendo aquellas relativas al venteo de gas, derrames de petróleo, abandono de pozos, etc.
Mediante la Resolución Nº 404/94, la Secretaría de Energía modificó la Resolución Nº 419/93, y creó el Registro de Profesionales Independientes y Empresas Auditoras de Seguridad, los cuales pueden actuar con respecto a áreas de almacenamiento de hidrocarburos, refinerías de petróleo, estaciones de servicio de gas natural, plantas comercializadoras de combustibles y plantas de fraccionamiento de GLP en contenedores o cilindros. La resolución dispone que las auditorías externas de refinerías de petróleo, estaciones de servicio y todas las plantas de almacenamiento de combustibles deben ser realizadas por profesionales inscriptos en el Registro. Las compañías que fabrican y comercializan combustibles tienen prohibido suministrar esos productos a las estaciones de servicio que no cumplen con sus obligaciones. Las sanciones por no realizar las auditorias y las tareas de reparación o de seguridad incluyen la descalificación de plantas o estaciones de servicio de gas. Además hay un conjunto de obligaciones en relación con los sistemas subterráneos de almacenamiento de combustible, incluyendo un mecanismo para la notificación instantánea en caso de pérdidas o sospecha de pérdidas de las instalaciones de almacenamiento.
El 19 de julio de 2001, la Secretaría de Política Ambiental de la Provincia de Buenos Aires emitió la Resolución Nº 1037/01, ordenándonos limpiar determinadas áreas junto a la refinería de La Plata. La Resolución fue apelada a través de un procedimiento administrativo el cual aún no ha sido resuelto. Sin embargo, hemos comenzado trabajos con el fin de identificar soluciones técnicas posibles para el tratamiento de la contaminación histórica, mientras se reserva el hecho de que la reparación debe ser hecha por las partes responsables del daño ambiental. El gobierno argentino, de acuerdo con la Ley Nº 24.145, tiene la obligación de indemnizarnos por toda responsabilidad y mantenernos indemnes por hechos y reclamos emergentes antes del 1° de enero de 1991.
Durante el año 2005 la Secretaría de Energía, mediante la Resolución Nº 785/05, modificada por la Resolución N° 266/08 del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, creó el Programa Nacional de Control de Pérdidas de Tanques Aéreos de Depósito de Hidrocarburos, una medida dirigida a reducir y corregir la contaminación ambiental causada por los tanques aéreos de depósito de hidrocarburos. Nosotros hemos comenzado a desarrollar e implementar un plan de auditoría técnica y ambiental según lo requerido por esta Resolución.
La descripción precedente de las principales normas ambientales argentinas es un simple resumen y no pretende ser una descripción global del marco regulatorio argentino en materia ambiental. El resumen se basa en las reglamentaciones argentinas relacionadas con asuntos ambientales vigentes a la fecha del presente Prospecto, estando las mismas sujetas a cambios.
Regulaciones ambientales estadounidenses
Por otro lado, las regulaciones federales, estaduales y locales relacionadas con la calidad de la salud, seguridad y el medio ambiente en los Estados Unidos, donde opera YPF Holdings , afectan a las operaciones de esta subsidiaria. Muchas de las operaciones estadounidenses de YPF Holdings, conducidas principalmente a través de Maxus Energy Corporation (“Maxus”), están sujetas a los requisitos de las siguientes leyes ambientales de los Estados Unidos:
- Ley de Agua Potable Segura (Safe Drinking Water Act),
- Ley de Agua Limpia (Clean Water Act),
- Ley de Contaminación por Petróleo (Oil Pollution Act),
- Ley de Aire Limpio (Clean Air Act),
- Ley de Conservación y Recuperación de Recursos (Resource Conservation and Recovery Act),
- Ley Nacional de Política Ambiental (National Environmental Policy Act),
- Ley de Seguridad e Higiene Ocupacional (Occupational Safety and Health Act),
- Ley Ómnibus de Responsabilidad, Indemnización y Respuesta Ambiental (Comprehensive Environmental Response, Compensation and Liability Act); y
- otras leyes federales, estaduales y locales diversas
Estas leyes y regulaciones establecen diversas normas para determinados aspectos de la calidad de la salud, seguridad y el medio ambiente (incluyendo límites en descargas relacionadas con operaciones de petróleo y gas), disponen multas y sanciones penales y otras consecuencias (incluyendo límites a las operaciones y pérdida de los correspondientes permisos) por la violación de esas normas y establece procedimientos sobre el lugar de trabajo y otras operaciones, y en algunos casos, imponen obligaciones referidas a la denuncia, investigación y subsanación de daños, al igual que responsabilidades por indemnización de daños y perjuicios a los recursos naturales y responsabilidades por demandas de hechos ilícitos extracontractuales.
Impuestos
Los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación están sujetos a impuestos federales, provinciales y municipales y aranceles aduaneros normales sobre las importaciones. La Ley de Hidrocarburos otorga a esos titulares una garantía legal contra nuevos impuestos y contra determinados incrementos impositivos a nivel provincial y municipal.
En virtud de los Artículos 57 y 58 de la Ley de Hidrocarburos, los titulares de permisos de exploración y de concesiones de explotación deben pagar un canon anual de superficie que se basa en la cantidad de km² de cada área y que varía dependiendo de la etapa de la operación, es decir, exploración o explotación, y en el caso de la primera, dependiendo del período pertinente del permiso de exploración. El 17 de octubre de 2007, el Boletín Oficial publicó el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 1.454/07, el cual incrementó de manera importante el monto de las tasas de superficie de exploración y explotación expresadas en pesos argentinos que deben pagarse a las distintas jurisdicciones donde están ubicados los campos de hidrocarburos. Véase “Información sobre la Emisora Exploración y Producción”.
Además, las “ganancias netas” (según la definición de la Ley de Hidrocarburos) de los titulares de permisos o concesiones, devengadas de la actividad como titulares de permisos o concesiones podrían estar sujetas a la aplicación de un impuesto especial a las ganancias del 55%. Este impuesto nunca fue aplicado. Cada permiso o concesión otorgado a una entidad distinta de nosotros ha dispuesto que el titular del permiso o concesión está sujeto, en cambio, al régimen tributario general argentino, y un decreto del Poder Ejecutivo dispone que nosotros estamos también sujetos al régimen tributario general argentino (actualmente 35% de impuesto a las ganancias).
Luego de la introducción de precios de mercado para los productos de petróleo downstream en conexión con la desregulación de la industria petrolera, la Ley Nº 23.966 estableció un impuesto, basado en el volumen, sobre las transferencias de determinados tipos de combustible, reemplazando al régimen anterior, el cual se basaba en el precio regulado. La Ley Nº 25.745 modificó, con vigencia a partir de agosto del 2003, el mecanismo para el cálculo del impuesto, reemplazando el antiguo valor fijo por litro según el tipo de combustible por un porcentaje aplicable al precio de venta, manteniendo el antiguo valor fijo como impuesto mínimo.
Los dividendos distribuidos por nosotros a nuestros accionistas, sin importar su país de residencia, están exentos del impuesto a las ganancias en Argentina. Sin embargo, los dividendos distribuidos por encima de las ganancias acumuladas, determinadas de acuerdo con las disposiciones de la Ley de Impuesto a las Ganancias de Argentina al finalizar el año fiscal anterior al año en que los dividendos son distribuidos, están sujetos a un impuesto del 35% sobre ese excedente. El impuesto debe ser retenido por la empresa distribuidora.
La tenencia de nuestras acciones por personas residentes en Argentina o en el exterior y las sociedades comerciales, cualquier tipo de entidad legal, empresa, establecimiento permanente, patrimonio o residente en el exterior, están sujetos al impuesto sobre los bienes personales sobre las tenencias al 31 de diciembre de cada año. La base del impuesto es el porcentual de patrimonio neto de cada accionista y la tasa del impuesto es del 0,5%. Nosotros actuamos como obligado sustituto y pagamos el impuesto, teniendo derecho a recuperar el monto pagado incluso reteniendo y/o ejecutando los activos que generaron la obligación tributaria.
Derechos de Exportación
En el 2002, el gobierno argentino comenzó a imponer derechos de exportación sobre las exportaciones de hidrocarburos. Las alícuotas de los derechos de exportación fueron establecidas al 20% sobre el petróleo crudo, al 20% sobre el butano, metano y GLP y al 5% sobre la nafta y el combustible. En mayo de 2004, la Resolución Nº 337/04 del Ministerio de Economía y Producción aumentó los derechos de exportación sobre el petróleo crudo al 25%. Estas tasas de exportación fueron aumentadas nuevamente en el 2004, cuando el Ministerio de Economía y Producción emitió la Resolución Nº 532/04, estableciendo un esquema progresivo de tasas de exportación sobre el petróleo crudo, con tasas que varían entre el 25% y el 45%, dependiendo de la cotización del precio de referencia WTI al momento de la exportación. Además, en mayo de 2004, en virtud de la Resolución Nº 645/04 del Ministerio de Economía y Producción, se establecieron derechos de exportación del 20% sobre el gas natural y sus componentes líquidos. Los derechos de exportación sobre el gas natural fueron incrementados nuevamente en julio de 2006, cuando el Ministerio de Economía y Producción aumentó la alícuota al 45% y ordenó a la Administración General de Aduanas la aplicación del precio fijado por el Convenio Marco entre Argentina y Bolivia (aproximadamente US$6/mmBtu en diciembre de 2007) como base de valoración de los derechos de exportación, independientemente del precio real de venta. Además, el 10 de octubre de 2006 el Ministerio de Economía y Producción impuso derechos de exportación sobre las exportaciones provenientes de la Provincia de Tierra del Fuego, las cuales estaban antes exentas de impuestos. Posteriormente, en mayo de 2007, el Ministerio de Economía y Producción aumentó la tasa de exportación sobre el butano, el propano y el GLP al 25%. No podemos tener certeza acerca de los futuros niveles de impuestos a la exportación.
La Resolución Nº 394/07 del Ministerio de Economía y Producción, vigente desde el 16 de noviembre de 2007, aumentó los derechos de exportación sobre las exportaciones argentinas de petróleo (según las define el regulador), petróleo crudo y otros productos derivados del crudo. El nuevo régimen dispone que cuando el precio internacional supera el precio de referencia, que está fijado en US$ 60,9/barril, el productor podrá cobrar US$ 42/barril, y la diferencia restante es retenida por el gobierno argentino como derecho de exportación. Si el precio internacional de las exportaciones argentinas de petróleo (según lo define el regulador) estuviere por debajo del precio de referencia pero por encima de US$ 45/barril, se aplicará una tasa de retención del 45%. Si ese precio estuviere por debajo de US$45/barril, el derecho de exportación aplicable se determinará dentro de los 90 días hábiles.
Además, el procedimiento de cálculo descrito anteriormente también se aplica a otros productos del petróleo y lubricantes sobre la base de distintas tasas de retención, precios de referencia y precios permitidos a los productores. Véase “Información sobre la Emisora — Regulación del Mercado”.
La Resolución N° 127 del Ministerio de Economía y Producción dispuso incrementos en los derechos de exportación de gas natural, elevando la alícuota del 45% al 100%, tomando como base de cálculo el precio más alto establecido en los contratos de importación de gas natural por parte de cualquier importador del país (incluyendo el precio de referencia del Acuerdo Marco entre Argentina y Bolivia mencionado anteriormente). Respecto del GLP (incluyendo propano, butano y mezcla) la Resolución N° 127 dispuso que en caso que el precio internacional del producto según informe diariamente la Secretaría de Energía se mantenga por debajo del valor de referencia que establece la Resolución N°127 para cada producto (US$ 338/m³ para propano, US$ 393/m³ para butano, y US$ 363/m³ para la mezcla de ambos), la alícuota aplicable será del 45%. En caso de que el precio internacional supere al valor de referencia, el productor cobrará el monto máximo establecido por la Resolución para el producto en cuestión (US$ 233/m³ para propano, US$ 271/m³ para butano, y US$ 250/m³ para la mezcla de ambos), siendo retenida la diferencia por el gobierno argentino en concepto de derechos de exportación.
Convenio anti-monopolio
El 16 de junio de 1999 el Ministerio de Economía y Obras Públicas de la Argentina entregó una carta a Repsol YPF estableciendo una serie de obligaciones a ser asumidas por Repsol YPF una vez adquirida de la mayoría de nuestro capital accionario.
Repsol YPF cumplió con todos los requerimientos al momento de la firma del contrato de pase de activos celebrado con Petrobrás en diciembre de 2001.
Repsol YPF cree que la adquisición de YPF no estará sujeta a nuevas medidas anti-monopólicas en la Argentina bajo las leyes existentes. Sin embargo, el Ministerio no ha manifestado que no habrá otro escrutinio anti-monopólico y no se puede asegurar que no se requerirá a Repsol YPF que acepte compromisos adicionales u otras medidas que traten los efectos contrarios a la competencia que se perciban provenientes de la adquisición de YPF.
Repatriación de moneda extranjera
El Decreto del Poder Ejecutivo Nº 1.589/89, relacionado con la desregulación de la industria upstream del petróleo, nos permite a nosotros y a otras compañías dedicadas a actividades de producción de hidrocarburos en Argentina vender y disponer libremente de los hidrocarburos producidos. Adicionalmente, bajo el Decreto Nº 1.589/89, nosotros y otros productores de petróleo tenemos derecho a mantener fuera de la Argentina hasta el 70% del producido en moneda extranjera que recibimos por ventas de exportación de petróleo crudo y gas, pero debemos repatriar el 30% restante a través de los mercados de cambio de la Argentina.
En julio de 2002 el Procurador General de la Argentina emitió un dictamen (Dictamen Nº 235) que efectivamente nos habría requerido liquidar el 100% de nuestros créditos por exportaciones en Argentina, en lugar del 30% establecido en el Decreto Nº 1.589/89. El dictamen del Procurador General se fundaba en que el Decreto Nº 1.589/89 había sido sustituido por otros decretos (Decreto Nº 530/91 y 1.606/01) emitidos por el gobierno. Luego de este dictamen, sin embargo, el gobierno emitió el Decreto Nº 1.912/02 ordenando al Banco Central aplicar el régimen del 70%/30% establecido en el Decreto Nº 1.589/89. No obstante ello, el 5 de diciembre de 2002, los representantes del Banco Central, respondiendo formalmente a una consulta de la Asociación Argentina de Banqueros, señalaron que el Banco Central aplicaría el dictamen del Procurador General. El 9 de diciembre de 2002, presentamos una acción declarativa de certeza ante un tribunal federal solicitando al juez que aclare la incertidumbre generada por el dictamen y las declaraciones del Procurador General y el Banco Central, y pidiendo la confirmación de nuestro derecho de disponer libremente de hasta el 70% de nuestros créditos por exportaciones. El 9 de diciembre de 2002 el juez federal emitió una orden de no innovar ordenando al gobierno argentino, al Banco Central y al Ministerio de Economía abstenerse de interferir con nuestro acceso al, y uso del 70% del producido en moneda extranjera de nuestras exportaciones. Esta decisión fue apelada por el Banco Central y el Ministerio de Economía y Producción.
El 27 de diciembre de 2002 el gobierno argentino emitió el Decreto Nº 2.703/02, vigente desde el 1° de enero de 2003 que establece un límite mínimo de repatriación del 30% con respecto al producido de las exportaciones de hidrocarburos y productos derivados, siendo la porción restante de libre disposición. Sin embargo, al referirse al límite mínimo de repatriación del 30%, el decreto solo menciona el producido en moneda extranjera proveniente de las exportaciones de libre disponibilidad de petróleo crudo y sus productos derivados. Aunque los enunciados y la primera parte del Artículo 1 del Decreto Nº 2.703/02 mencionan al gas natural y al GLP como cubiertos por este régimen, no hay referencias expresas al gas natural o al GLP en el resto del Artículo 1. Sin embargo, tomando en cuenta los derechos otorgados por el Decreto Nº 1.589/89, nosotros aplicamos este régimen a las exportaciones de petróleo crudo, GLP y gas natural. Vale la pena mencionar que los enunciados del Decreto Nº 2.703/02 vuelven a señalar la interpretación sostenida por el Procurador General en el sentido de que el Decreto Nº 1.589/89 ha sido revocado por los Decretos Nº 530/91 y Nº 1.606/01. Esta interpretación motivó la presentación de la acción declarativa de certeza mencionada anteriormente. Además, como el Decreto Nº 2.703/02 tiene vigencia desde el 1 de enero de 2003, y, a la luz del dictamen del Procurador General, no está claro si se requerirá a los exportadores de hidrocarburos que repatríen el monto total del producido de sus exportaciones del año 2002 o si prevalecerá el marco regulatorio para los hidrocarburos existente, hemos ampliado el objeto de la acción declarativa de certeza ante el tribunal federal para pedir que el juez manifieste expresamente que el Decreto Nº 530/91 no sustituye al Decreto Nº 1.589/89 y, por ello, que el derecho de libre disposición de los créditos por exportaciones estaba vigente entre el dictado del Decreto Nº 1.606/01 y el Decreto Nº 2.703/02. El 1 de diciembre de 2003, la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo decidió que el dictado del Decreto Nº 2.703/02 que permite a las compañías en el sector de los hidrocarburos mantener en el extranjero hasta el 70% del producido de las exportaciones, hizo que la orden de no innovar fuera innecesaria. El 15 de diciembre de 2003 presentamos una solicitud de aclaración pidiendo al tribunal que aclarase si la exención estaba disponible para las compañías de hidrocarburos durante el período que va desde la emisión del Decreto Nº 1.606/01 hasta el dictado del Decreto 2.703/02. El 6 de febrero de 2004 la Cámara de Apelaciones desestimó nuestro pedido de aclaración indicando que las regulaciones incluidas en el Decreto 2.703/02 eran suficientemente claras, y confirmó el levantamiento de la orden de no innovar que prohibía al Banco Central y al Ministerio de Economía y Producción interferir con nuestro acceso al producido en moneda extranjera, según lo descrito precedentemente. El 19 de febrero de 2004 presentamos un recurso extraordinario ante la Corte Suprema Argentina cuestionando la decisión de la Cámara de Apelaciones del 1 de diciembre de 2003 y pidiendo la reinstalación de la orden de no innovar contra el Banco Central y el Ministerio de Economía y Producción. La Cámara Federal de Apelaciones desestimó el recurso extraordinario. Teniendo en cuenta el hecho de que existe un nuevo sistema especial en vigor que permite la libre disposición de hasta el 70% del producido en moneda extranjera proveniente de las exportaciones de petróleo crudo y sus derivados, se consideró aconsejable abandonar el juicio como estrategia de procedimiento.
El 12 de octubre de 2007 fuimos notificados del inicio de un sumario administrativo por la presunta repatriación tardía del producido en moneda extranjera y la no repatriación del 70% restante, en conexión con algunas operaciones de exportación de hidrocarburos efectuadas en el año 2002. En este procedimiento sumario administrativo se presentaron cargos contra nosotros por la suma de US$ 1,6 millones, y el tribunal ha ordenado que se investigue la conducta de un banco que manejó otras operaciones de exportación nuestras en el año 2002, lo cual daría lugar al inicio de otros procedimientos. No obstante ello, un fallo judicial dado recientemente por un tribunal de primera instancia en el fuero penal económico, en un procedimiento sumario administrativo similar contra una sociedad diferente por la presunta violación de la ley penal cambiaria (no repatriación del 70% de lo producido en moneda extranjera) con relación a operaciones de exportación hechas en el año 2002, resolvió el asunto a favor de la compañía sobre la base de fundamentos legales que no fueron impugnados por el fiscal. Véase “Información contable - Litigios”.
Reseña y perspectiva operativa y financiera
Información contable y operativa seleccionada
Los siguientes cuadros presentan nuestra información contable y operativa seleccionada. Dicha información debe leerse junto con los Estados Contables Auditados y No Auditados y sus notas relacionadas, y con la información que contiene la sección “— Análisis y explicaciones de la Dirección sobre la situación económica y los resultados de las operaciones", en otra parte del presente Prospecto.
Algunas cifras que contiene este Prospecto han sido objeto de ajustes por redondeo. En consecuencia, las cifras indicadas como totales pueden no coincidir debido a dicho redondeo.
| Síntesis de resultados conforme a las normas de la CNV | Al 30 de junio y para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de | |
|---|---|---|
| (en millones de pesos) | ||
| 2008 | 2007 | |
| Información de los Estados de Resultados Consolidados(1): | ||
| Ventas netas (2) | 16.443 | 13.099 |
| Utilidad bruta | 5.542 | 4.800 |
| Gastos de administración | (429) | (361) |
| Gastos de comercialización | (1.102) | (992) |
| Gastos de exploración | (218) | (247) |
| Utilidad operativa | 3.793 | 3.200 |
| Resultados de inversiones no corrientes | 67 | 29 |
| Otros egresos, netos | (241) | (18) |
| Intereses generados por pasivos | (189) | (145) |
| Otros resultados financieros y por tenencia, netos | 459 | 319 |
| Resultado por reversión de desvalorización de otros activos | 69 | |
| Utilidad antes del impuesto a las ganancias | 3.889 | 3.454 |
| Impuesto a las ganancias | (1.635) | (1.310) |
| Utilidad neta | 2.254 | 2.144 |
| Otros Datos Contables Consolidados: | ||
| Depreciación de los bienes de uso | 2.046 | 2.012 |
| Efectivo aplicado a adquisiciones de bienes de uso | 2.816 | 2.529 |
| Otros indicadores | ||
| EBITDA (6) | 6.049 | 5.451 |
| Margen de EBITDA (7) | 37% | 42% |
| Indicadores | ||
| Liquidez corriente | 0,902 | 1,554 |
| Solvencia | 1,410 | 2,111 |
| Inmovilizado del Capital | 0,763 | 0,718 |
| Al 30 de junio de | |
| 2008 | |
| Datos de los Balances Consolidados: | |
| Caja | 105 |
| Capital de trabajo(3) | (944) |
| Activo total | 36.764 |
| Préstamos corrientes y no corrientes (4) | 3.252 |
| Patrimonio neto (5) | 21.511 |
- Los estados contables reflejan el efecto de los cambios en el poder adquisitivo de la moneda por aplicación del método de reexpresión en moneda constante de pesos argentinos establecido en la Resolución Técnica Nº 6 de la F.A.C.P.C.E. y considerando la Resolución General Nº 441 de la CNV, que dispuso el cese de la re expresión de los estados contables en moneda constante de pesos argentinos al 1º de marzo de 2003. Véase Nota 1 de los Estados Contables Individuales correspondientes a los Estados Contables No Auditados al 30 de junio de 2008.
- Se consideran ventas netas luego de deducir el impuesto a la transferencia de combustibles, el impuesto a los ingresos brutos y los derechos aduaneros sobre las exportaciones de hidrocarburos. Las regalías referidas a nuestra producción se contabilizan como un costo de producción y no se deducen al determinar las ventas netas. Ver la Nota 2(f) de los Estados Contables Individuales correspondientes a los Estados Contables No Auditados al 30 de junio de 2008.
- El Capital de trabajo corresponde al total del Activo Corriente neto del total del Pasivo Corriente al 30 de junio de 2008 según Estados Contables No Auditados.
- Los préstamos incluyen montos nominales no corrientes por Ps. 650 millones al 30 de junio de 2008.
- Nuestro capital suscripto al 30 de junio de 2008 está representado por 393.312.793 acciones ordinarias y dividido en cuatro clases de acciones, con un valor nominal de Ps. 10 y un voto por acción. Dichas acciones están totalmente suscriptas, integradas y autorizadas para su cotización en bolsa.
- El EBITDA se calcula excluyendo de la utilidad neta los intereses generados por activos y pasivos, el impuesto a las ganancias y la depreciación de los bienes de uso. Para conocer sobre la conciliación del EBITDA con la utilidad neta, ver “–Conciliación de EBITDA”.
- El margen de EBITDA se calcula dividiendo el EBITDA por nuestras ventas netas.
| Al 31 de diciembre y para el ejercicio finalizado en dicha fecha de | |||||
| 2007 | 2006 | 2005(1) | 2004(1) | 2003(2) | |
| (en millones de pesos) | |||||
| Información de los Estados de Resultados Consolidados(3): | |||||
| Ventas netas (4) | 29.104 | 25.635 | 22.901 | 19.931 | 17.514 |
| Utilidad bruta | 10.104 | 9.814 | 11.643 | 10.719 | 9.758 |
| Gastos de administración | (805) | (674) | (552) | (463) | (378) |
| Gastos de comercialización | (2.120) | (1.797) | (1.650) | (1.403) | (1.148) |
| Gastos de exploración | (522) | (460) | (280) | (382) | (277) |
| Utilidad operativa | 6.657 | 6.883 | 9.161 | 8.471 | 7.955 |
| Resultados de inversiones no corrientes | 34 | 183 | 39 | 154 | 150 |
| Otros egresos, netos | (439) | (204) | (545) | (981) | (152) |
| Intereses generados por pasivos | (292) | (213) | (459) | (221) | (252) |
| Otros resultados financieros y por tenencia, netos | 810 | 667 | 561 | 359 | 202 |
| Resultados por la venta de inversiones no corrientes | 5 | 11 | 15 | — | — |
| Resultado por reversión (desvalorización) de otros activos | 69 | (69) | — | — | — |
| Utilidad antes del impuesto a las ganancias | 6.844 | 7.258 | 8.772 | 7.782 | 7.903 |
| Impuesto a las ganancias | (2.758) | (2.801) | (3.410) | (3.017) | (3.290) |
| Utilidad neta de operaciones continuas | 4.086 | 4.457 | 5.362 | 4.765 | 4.613 |
| Resultados de operaciones discontinuadas | — | — | — | 3 | 15 |
| Resultados por la venta de operaciones discontinuadas | — | — | — | 139 | — |
| Utilidad neta | 4.086 | 4.457 | 5.362 | 4.907 | 4.628 |
| Datos de los Balances Consolidados: | |||||
| Caja | 196 | 118 | 122 | 492 | 355 |
| Capital de trabajo(5) | 4.081 | 4.905 | 2.903 | 3.549 | 4.001 |
| Activo total | 38.102 | 35.394 | 32.224 | 30.922 | 32.944 |
| Préstamos corrientes y no corrientes (6) | 994 | 1.425 | 1.453 | 1.930 | 2.998 |
| Patrimonio neto (7) | 26.060 | 24.345 | 22.249 | 21.769 | 22.534 |
| Otros Datos Contables Consolidados: | |||||
| Depreciación de los bienes de uso | 4.139 | 3.718 | 2.707 | 2.470 | 2.307 |
| Efectivo aplicado a adquisiciones de bienes de uso | 6.163 | 5.002 | 3.722 | 2.867 | 2.418 |
| Otros indicadores | |||||
| EBITDA (8) | 10.997 | 10.851 | 11.717 | 10.449 | 10.245 |
| Margen de EBITDA (9) | 38% | 42% | 51% | 52% | 58% |
| Indicadores | |||||
| Liquidez corriente | 1,588 | 1,781 | 1,5201 | 1,742 | 1,621 |
| Solvencia | 2,164 | 2,203 | 2,230 | 2,378 | 2,139 |
| Inmovilizado del Capital | 0,711 | 0,684 | 0,737 | 0,730 | 0,683 |
| Rentabilidad | 0,162 | 0,191 | 0,244 | 0,223 | 0,213 |
(1) La información consolidada sobre resultados y balance para los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2005 y 2004 indicada precedentemente contempla el efecto retroactivo que resulta de aplicar las nuevas normas contables argentinas vigentes desde el 1 de enero de 2006.
(2) La información consolidada sobre resultados y balance para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2003 indicada precedentemente no contempla el efecto retroactivo de la aplicación de las nuevas normas contables argentinas, por ser inmaterial. (Nota 1(b) de los Estados Contables Auditados al 31 de diciembre de 2006).
(3) Los estados contables reflejan el efecto de los cambios en el poder adquisitivo de la moneda por aplicación del método de reexpresión en moneda constante de pesos argentinos establecido en la Resolución Técnica Nº6 de la F.A.C.P.C.E. y considerando la Resolución General Nº 441 de la CNV, que dispuso el cese de la reexpresión de los estados contables en moneda constante de pesos argentinos al 1º de marzo de 2003. Véase Nota 1 de los Estados Contables Individuales correspondientes a los Estados Contables Auditados al 31 de diciembre de 2007.
(4) Se consideran ventas netas luego de deducir el impuesto a la transferencia de combustibles, el impuesto a los ingresos brutos y los derechos aduaneros sobre las exportaciones de hidrocarburos. Las regalías referidas a nuestra producción se contabilizan como un costo de producción y no se deducen al determinar las ventas netas. Ver la Nota 2(g) de los Estados Contables Individuales correspondientes a los Estados Contables Auditados al 31 de diciembre de 2007.
(5) El Capital de trabajo corresponde al total del Activo Corriente neto del total del Pasivo Corriente al 31 de diciembre de cada año según Estados Contables Consolidados.
(6) Los préstamos incluyen montos nominales no corrientes por Ps. 523 millones al 31 de diciembre de 2007, Ps .510 millones al 31 de diciembre de 2006, Ps. 1.107 millones al 31 de diciembre de 2005, Ps. 1.684 millones al 31 de diciembre de 2004 y Ps. 2.085 millones al 31 de diciembre de 2003.
(7) Nuestro capital suscripto al 31 de diciembre de 2007 está representado por 393.312.793 acciones ordinarias y dividido en cuatro clases de acciones, con un valor nominal de Ps. 10 y un voto por acción. Dichas acciones están totalmente suscriptas, integradas y autorizadas para su cotización en bolsa.
(8) El EBITDA se calcula excluyendo de la utilidad neta los intereses generados por activos y pasivos, el impuesto a las ganancias y la depreciación de los bienes de uso. Para conocer sobre la conciliación del EBITDA con la utilidad neta, ver “– Conciliación de EBITDA”.
(9) El margen de EBITDA se calcula dividiendo el EBITDA por nuestras ventas netas.
Conciliación de EBITDA
El EBITDA se calcula excluyendo de nuestra utilidad neta los intereses generados por activos y pasivos, el impuesto a las ganancias y la depreciación de los bienes de uso. Nuestra Dirección considera que el EBITDA es un dato significativo para los inversores porque es una de las principales medidas de evaluación empleada por nuestra Dirección para comparar nuestros resultados y eficiencia con los de otras empresas similares en la industria del petróleo y gas, excluyendo el efecto de la comparabilidad de las variaciones en la depreciación y amortización resultantes de las diferencias en el agotamiento de sus campos de petróleo y gas. Asimismo, el EBITDA es una medida habitualmente informada y ampliamente utilizada por analistas, inversores y otras partes interesadas en la industria del petróleo y del gas. El EBITDA no es una medida del rendimiento financiero según los PCGA Argentinos, y puede no ser comparable con otros indicadores con denominación similar que utilizan otras empresas. El EBITDA no debe considerarse como una alternativa a la utilidad operativa, como indicador de nuestro rendimiento operativo, o como una alternativa a las variaciones en el efectivo generadas por las actividades operativas como medida de nuestra liquidez.
Los siguientes cuadros muestran, para cada uno de los ejercicios y períodos indicados, nuestro EBITDA conciliado con la utilidad neta.
| Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de | ||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2007 | 2006 | 2005 | 2004 | 2003 | ||||||
| (en millones de pesos) | ||||||||||
| Utilidad neta | 4.086 | 4.457 | 5.362 | 4.907 | 4.628 | |||||
| Intereses generados por activos | (278) | (338) | (221) | (166) | (232) | |||||
| Intereses generados por pasivos | 292 | 213 | 459 | 221 | 252 | |||||
| Depreciación de los bienes de uso | 4.139 | 3.718 | 2.707 | 2.470 | 2.307 | |||||
| Impuesto a las ganancias | 2.758 | 2.801 | 3.410 | 3.017 | 3.290 | |||||
| EBITDA | 10.997 | 10.851 | 11.717 | 10.449 | 10.245 |
| Período finalizado el 30 de junio de | ||
| 2008 | 2007 | |
| Utilidad neta | 2.254 | 2.144 |
| Intereses generados por activos | (75) | (160) |
| Intereses generados por pasivos | 189 | 145 |
| Depreciación de los bienes de uso | 2.046 | 2.012 |
| Impuesto a las ganancias | 1.635 | 1.310 |
| EBITDA | 6.049 | 5.451 |
Reservas probadas, producción y otra información operativa
El siguiente cuadro presenta alguna información sobre nuestras reservas, producción y otra información operativa para los períodos indicados.
| Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de | |||
|---|---|---|---|
| 2007 | 2006 | 2005 | |
| Revisiones, extensiones, descubrimientos y mejoras en la recuperación de reservas probadas al cierre del período/ejercicio (1) | |||
| Petróleo (mmbbl) | 63 | 29 | (153) |
| Gas (bcf) | 328 | (17) | (325) |
| Total (mmbpe) expenses | 119 | 27 | (212) |
| Reservas probadas al final del período/ejercicio(1) | |||
| Petróleo (mmbbl) | 623 | 680 | 777 |
| Gas (bcf) | 3.708 | 4.015 | 4.683 |
| Total (mmbpe) expenses | 1.283 | 1.396 | 1.611 |
| Reservas probadas desarrolladas al cierre del período/ejercicio(1) | |||
| Petróleo (mmbbl) | 460 | 521 | 604 |
| Gas (bcf) | 2.441 | 2.571 | 3.201 |
| Total (mmbpe) expenses | 895 | 979 | 1.174 |
| Producción promedio diaria del ejercicio | |||
| Petróleo (mbbl) | 329 | 346 | 366 |
| Gas (mmcf) | 1.740 | 1.779 | 1.827 |
| Total (mbpe) expenses | 636 | 663 | 691 |
| Capacidad de refinación | |||
| Capacidad (mbbl/d)(2) | 320 | 320 | 320 |
| Distribución minorista al cierre del ejercicio | |||
| Estaciones de servicio | 1.692 | 1.731 | 1.794 |
___________
(1) Véase “Información de la Emisora – Exploración y Producción – Reservas” para mayor información sobre nuestras reservas.
(2) Sin incluir Refinor, que tiene una capacidad de refinación de 26 mbbl/d y donde tenemos una participación del 50%.
El siguiente cuadro presenta información sobre nuestra producción y otra información operativa para los períodos indicados.
| Seis meses finalizados el 30 de junio de | ||
| 2008 | 2007 | |
| Producción promedio diaria del ejercicio | ||
| Petróleo (mbbl) | 307 | 335 |
| Gas (mmcf) | 1.653 | 1.743 |
| Total (mbpe) | 601 | 645 |
| Capacidad de refinación | ||
| Capacidad (mbbl/d)(2) | 320 | 320 |
Análisis y explicaciones de la Dirección sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones
La siguiente información debe leerse en conjunto con nuestros Estados Contables No Auditados al 30 de junio de 2008 y 2007 y por los períodos finalizados en dichas fechas, y los Estados Contables Auditados al 31 de diciembre de 2007, 2006 y 2005 y para los ejercicios finalizados en dichas fechas.
Panorama General
Somos la principal compañía de energía de la República Argentina, y operamos una cadena totalmente integrada de petróleo y gas con posiciones de liderazgo de mercado en todos los segmentos de upstream y downstream del país. Nuestras operaciones de upstream consisten en la exploración, explotación y producción de petróleo crudo, gas natural y gas licuado de petróleo. Nuestras operaciones de downstream incluyen la refinación, comercialización, transporte y distribución de petróleo y de una amplia gama de productos de petróleo, derivados del petróleo, productos petroquímicos, gas licuado de petróleo y biocombustibles. Además, estamos trabajando activamente en los sectores de separación de gas y distribución de gas natural tanto directamente como a través de nuestra participación en sociedades afiliadas. En 2007, nuestras ventas netas consolidadas fueron de Ps. 29.104 millones y nuestra utilidad neta fue de Ps. 4.086 millones, y en el primer semestre de 2008 nuestras ventas netas consolidadas fueron de Ps. 16.443 millones y nuestra utilidad neta fue de Ps. 2.254 millones.
La mayoría de nuestras predecesoras eran empresas de propiedad del Estado cuyas operaciones se remontan a la década de 1920. En noviembre de 1992, el gobierno argentino sancionó la Ley de Privatización, que estableció los procedimientos mediante los cuales nuestra compañía se privatizaría. En julio de 1993, conforme a la Ley de Privatización, completamos una oferta internacional de 160 millones de acciones Clase D, que anteriormente fueran de propiedad del Estado nacional. Como resultado de esa oferta y de otras transacciones, hacia fines de 1993, el porcentaje de nuestro capital accionario de propiedad del gobierno argentino se redujo del 100% a aproximadamente el 20%.
Desde 1999, somos una sociedad controlada por Repsol YPF, una compañía integrada de petróleo y gas con sede central en España y operaciones en todo el mundo. Repsol YPF fue la propietaria de aproximadamente el 99% de nuestro capital accionario desde el año 2000 hasta el 21 de febrero de 2008, cuando Petersen Energía, adquirió 58.603.606 de nuestros ADSs de Repsol YPF, lo que representa el 14,9% de nuestro capital social, por US$ 2.235 millones. Asimismo, Repsol YPF otorgó las Opciones Petersen a favor de los Beneficiarios para adquirir hasta un 10,1% adicional de nuestro capital social en circulación en el transcurso de cuatro años. El 20 de mayo de 2008, PEISA ejerció la opción de adquirir acciones que representan el 0,1% d nuestrol capital social, lo cual quedará formalizado luego del cumplimiento de ciertos requisitos. Asimismo, PEISA anunció el lanzamiento de una OPA por la totalidad de nuestras acciones que aún no posee, a un precio de US$ 49,45 por acción y por ADS. Nuestro Directorio, en la reunión del 23 de mayo de 2008, emitió una opinión favorable sobre la razonabilidad del precio por acción. Repsol, en virtud de su primer contrato de opción con Petersen Energía, ha manifestado que no aceptará la oferta formulada por PEISA respecto de sus acciones de nuestra sociedad. En consecuencia, sólo 3.763.893 acciones y ADS en poder de partes no relacionadas, que representan aproximadamente el 0,96% de nuestras acciones, podrían ser adquiridas por PEISA en virtud de la OPA. El plazo de aceptación de la OPA ha comenzado el 11 de septiembre de 2008 y se extenderá hasta el 20 de octubre de 2008. Véase “Accionistas Principales y Transacciones con Partes Relacionadas”. Creemos que la participación dedel Grupo Petersen tanto en nuestro capital social como en nuestra dirección fortalecerá nuestra experiencia y nuestros vínculos con Argentina.
Upstream
• Operamos más de 70 yacimientos de petróleo y gas en Argentina, lo cual representa aproximadamente el 42% de la producción total de petróleo crudo del país, excluyendo LGN, y aproximadamente el 42% de su producción total de gas, incluyendo LGN, en 2007, y aproximadamente 40,5% y 41% de su producción total de petróleo crudo y gas natural, respectivamente, en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008, de acuerdo con la información suministrada por la Secretaría de Energía.”).
• Tenemos reservas probadas, según las estimaciones al 31 de diciembre de 2007, de aproximadamente 623 mmbbl de petróleo y 3.708 bcf de gas, lo cual representa un total de reservas de 1.283 mmbpe.
• Durante el ejercicio 2007, produjimos 120 mmbbl de petróleo (329 mbbl/d) y 635 bcf de gas (1.740 mmcf/d). Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008 produjimos aproximadamente 56 mmbbl de petróleo (307 mbbl/d) y 301 bcf de gas (1.653 mmcf/d). En el segundo trimestre de 2008, y como consecuencia de paros de trabajadores que afectaron a nuestras operaciones en la región sur de la Argentina, nuestra producción de petróleo disminuyó en aproximadamente 3,4 mmbbl.
Downstream
• Somos el refinador principal de la Argentina con operaciones en tres refinerías de nuestra exclusiva propiedad con una capacidad de refinación anual combinada de aproximadamente 116 mmbbl (319,5 mbbl/d). También tenemos una participación del 50% en Refinor, una sociedad controlada conjuntamente con y operada por Petrobrás Energía S.A., que cuenta con una capacidad de refinación de 26,1 mbbl/d.
• Al 31 de diciembre de 2007, nuestra red de distribución minorista de combustibles comprendía 1.692 estaciones de servicio con la marca YPF (1.663 al 30 de junio de 2008), que estimamos representaba alrededor del 31,1% de todas las estaciones de servicio de Argentina (31,0% al 30 de junio de 2008).
• Somos uno de los más importantes productores petroquímicos en Argentina y el Cono Sur de América Latina, con operaciones llevadas a cabo en nuestras plantas de Ensenada y Plaza Huincul. Además, Profertil, una sociedad controlada conjuntamente con Agrium, es productora líder de urea en el cono sur.
Presentación de Información Financiera
Preparamos nuestros estados contables auditados según los PCGA Argentinos.
Consolidamos totalmente los resultados de las sociedades controladas en las cuales tenemos cantidad suficiente de acciones con derecho de voto para controlar la voluntad social, y consolidamos en forma proporcional los resultados de las sociedades sobre las cuales tenemos control conjunto. La información financiera correspondiente a Refinor y Profertil, ambas sociedades sobre las cuales tenemos control conjunto, incluye la última información financiera aprobada por las compañías, que, en cada caso, corresponde a la fecha y período finalizado tres meses previo a la fecha de nuestros estados contables consolidados. Sin embargo, esta información, si fuera material, será ajustada a los principios contables aplicables para reflejar los resultados de estas compañías desde la fecha de la emisión de nuestros estados contables consolidados.
Según los PCGA Argentinos, actualmente no se nos requiere que registremos el efecto de la inflación en nuestros estados contables. No obstante, como Argentina experimentó una alta tasa de inflación en 2002, habiendo aumentado el índice de precios mayoristas el 118% aproximadamente, se nos requirió a través del Decreto N° 1269/2002 y la Resolución de la CNV N° 415/2002 que reexpresáramos nuestros estados contables en pesos constantes según PCGA Argentinos. El 25 de marzo de 2003, el Decreto No 664/2003 discontinuó la exigencia de que los estados contables se prepararan en moneda constante, con vigencia a partir del 1 de marzo de 2003. Según el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos o “INDEC”, el índice de precios al por mayor aumentó el 7,9% en 2004, 10,6% en 2005, 7,1% en 2006, 14,4% en 2007 y basado en datos preliminares, 6,3% en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008. Como resultado de ello, los resultados de nuestras operaciones y la posición financiera pueden no ser directamente comparables entre uno y otro período. No podemos asegurarles que en el futuro no se nos exija nuevamente registrar los efectos de la inflación en los estados contables (incluso para los ejercicios contemplados en los estados contables que contiene el presente Prospecto) presentando la información en pesos constantes.
Información por segmentos
Organizamos nuestra estructura de negocios en cuatro segmentos: (i) exploración y producción, que incluye las actividades de exploración y producción, las compras contractuales de gas y petróleo crudo, así como las ventas de gas natural, y, aunque en menor medida, de petróleo crudo, petróleo crudo intersegmento y gas natural y sus derivados y generación eléctrica (“Exploración y Producción”); (ii) la refinación, transporte, compra y comercialización de productos destilados que vendemos a terceros y a otros segmentos de negocio (“Refino y Marketing”); (iii) la producción, transporte y comercialización de productos petroquímicos (“Química”); y (iv) las restantes actividades realizadas por el grupo YPF, que no encuadran en las mencionadas categorías, agrupadas bajo la clasificación de “Administración Central y Otros”, que comprende principalmente los gastos y activos de la administración central, las actividades de construcción y las actividades de remediación del medio ambiente por operaciones relacionadas con YPF Holdings.
Las ventas entre segmentos de negocio se realizaron a precios internos de transferencia establecidos por nosotros, que reflejan aproximadamente los precios de mercado.
Resumen de los Estados de Resultados
| Para el período finalizado el 30 de junio de | Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2008 | 2007 | 2007 | 2006 | 2005 | |
| (en millones de pesos) | |||||
| Ventas netas | 16.443 | 13.099 | 29.104 | 25.635 | 22.901 |
| Costo de ventas | (10.901) | (8.299) | (19.000) | (15.821) | (11.258) |
| Utilidad bruta | 5.542 | 4.800 | 10.104 | 9.814 | 11.643 |
| Gastos de administración | (429) | (361) | (805) | (674) | (552) |
| Gastos de comercialización | (1.102) | (992) | (2.120) | (1.797) | (1.650) |
| Gastos de exploración | (218) | (247) | (522) | (460) | (280) |
| Utilidad operativa | 3.793 | 3.200 | 6.657 | 6.883 | 9.161 |
| Resultado de inversiones no corrientes | 67 | 29 | 34 | 183 | 39 |
| Otros egresos, netos | (241) | (18) | (439) | (204) | (545) |
| Resultados financieros y por tenencia | 270 | 174 | 518 | 454 | 102 |
| Resultado por la venta de inversiones no corrientes | — | — | 5 | 11 | 15 |
| Resultado por reversión (desvalorización) de otros activos | — | 69 | 69 | (69) | — |
| Utilidad neta antes de impuesto a las ganancias | 3.889 | 3.454 | 6.844 | 7.258 | 8.772 |
| Impuesto a las ganancias | (1.635) | (1.310) | (2.758) | (2.801) | (3.410) |
| Utilidad neta | 2.254 | 2.144 | 4.086 | 4.457 | 5.362 |
Factores que afectan nuestras operaciones
Nuestras operaciones resultan afectadas por varios factores, entre los que se incluyen:
• el volumen del petróleo crudo, derivados del petróleo y del gas natural que producimos y vendemos;
• las limitaciones internas sobre los precios;
• las restricciones a las exportaciones y requerimientos vinculados a la satisfacción de la demanda interna;
• los precios internacionales del petróleo crudo y productos del petróleo;
• nuestras erogaciones en bienes de capital;
• la inflación y los aumentos de costos;
• la demanda de productos de hidrocarburos en el mercado local;
• los riesgos operacionales;
• los impuestos, incluyendo los impuestos sobre las exportaciones;
• los controles de capital;
• el tipo de cambio entre el peso argentino y el dólar estadounidense;
• la dependencia en la infraestructura y la red logística utilizada para entregar nuestros productos;
• las leyes y reglamentaciones que afectan nuestras operaciones; y
• las tasas de interés.
Nuestros márgenes y, con anterioridad a 2008, nuestra utilidad operativa consolidada han seguido recientemente una tendencia descendente. Esto ha sido principalmente el resultado de la caída en la producción y el incremento en la depreciación del activo (debido principalmente a la creciente madurez de nuestros yacimientos de petróleo y gas); los aumentos en otros costos operativos atribuibles en parte a mayores obligaciones vinculadas a la demanda interna y a la obligación de proveer oferta al mercado local y satisfacer la demanda interna (lo que nos obligó a comprar ciertos insumos hidrocarburíferos de terceros); la inflación y mayores costos laborales; y limitaciones respecto a nuestra posibilidad de compensar los mayores costos debido, entre otros factores, a las limitaciones de nuestro mercado sobre los precios a los que vendemos gas y otros productos refinados.
La utilidad operativa en los primeros seis meses de 2008 aumentó el 18,5% en comparación con el mismo período correspondiente al año 2007, principalmente por el incremento en los precios de gas oil y naftas en el mercado local, como asi también los volúmenes vendidos en dicho mercado, parcialmente compensado con incrementos significativos en nuestros costos de producción como resultado de los incrementos de costos generales en la economía argentina; la declinación en nuestra producción, principlamente como consecuencia de algunos paros que han afectado nuestras operaciones en la región sur, compras de petróleo crudo a terceros para mantener nuestro nivel de actividad de refinación, como asimismo debido a la madurez de nuestros campos; el incremento en los derechos a las exportaciones, como así también la declinación en el volumen de productos exportados a fin de satisfacer la demanda interna a precios más bajos que los que se obtienen en el mercado internacional, antes de los derechos a las exportaciones.
La utilidad operativa en 2007 disminuyó el 3,3% en comparación con el 2006, principalmente por: la declinación natural en términos de producción de nuestros campos producto de la madurez de los mismos; el aumento de los derechos de exportación, el aumento en la depreciación del activo fijo como resultado de un mayor activo sujeto a depreciación (principalmente activos de exploración y producción que entraron en producción), considerando asimismo la disminución de nuestras reservas probadas; el aumento de los impuestos a las exportaciones y la mayor demanda de combustibles en el mercado local. Las regulaciones impuestas por el Poder Ejecutivo nos han obligado a disminuir las exportaciones e importar determinados productos (como, por ejemplo, gasoil) a fin de satisfacer la demanda interna a precios más bajos que los correspondientes a dichas importaciones.
Nuestra utilidad operativa en el año 2006 disminuyó el 24,9% en comparación con el año 2005, principalmente como resultado de: la caída en nuestra producción, lo cual nos llevó a comprar más petróleo crudo a terceros, a fin de mantener nuestra tasa de actividad en las refinerías; una mayor depreciación del activo fijo por la disminución de nuestras reservas probadas; la imposición de mayores impuestos a las exportaciones sobre la mayoría de los productos refinados; aumentos significativos en las importaciones de gasoil a precios del mercado internacional para satisfacer la demanda interna a precios sustancialmente más bajos; y limitaciones sobre los precios a los que vendemos gas y productos refinados en el mercado local.
Condiciones macroeconómicas
La economía argentina ha experimentado una significativa volatilidad en las últimas décadas, caracterizadas por períodos de crecimiento bajo o negativo y elevados niveles variables de inflación. La inflación alcanzó su pico a fines de la década de 1980 y a principios de 1990. La tasa anual de inflación según las mediciones del índice de precios al consumidor ascendió a aproximadamente el 388% en 1988, 4.924% en 1989 y 1.344% en 1990. Debido a las presiones inflacionarias anteriores a la década del ´90, la moneda argentina se devaluó repetidas veces y la inestabilidad económica condujo a amplias fluctuaciones en el tipo de cambio real de la moneda argentina en comparación con el dólar estadounidense. A fin de subsanar estas presiones, los últimos gobiernos argentinos implementaron diversos planes y emplearon diversos sistemas de tipo de cambio.
Con la sanción de la Ley de Convertibilidad en 1991, la inflación se redujo progresivamente y la economía argentina experimentó siete años de crecimiento. En el último trimestre de 1998, las condiciones económicas adversas internacionales hicieron que la economía argentina entrara en recesión y que el PBI se redujera en términos reales un 3,4% en 1999, 0,8% en 2000 y 4,4% en 2001. Hacia fines de 2001, la Argentina sufrió un profundo deterioro en las condiciones sociales y económicas, acompañado de una elevada inestabilidad política y económica. Las restricciones al retiro de depósitos bancarios, el establecimiento de controles cambiarios, la suspensión del pago de la deuda pública argentina, y la derogación de la paridad uno a uno del peso con el dólar (con la consiguiente depreciación del peso contra el dólar) provocó la reducción en la actividad económica. El PBI real disminuyó el 10,9% en 2002, la inflación anual se incrementó al 41%, el tipo de cambio continuó altamente volátil, y el índice de desempleo subió a más del 20%. La inestabilidad política y económica no solamente restringió las actividades comerciales y financieras en Argentina sino que también restringió severamente el acceso del país a la financiación internacional.
El sólido crecimiento económico en las economías de los países desarrollados y los precios favorables de las materias primas desde 2003 a 2007 allanaron el camino para la recuperación económica de Argentina. El PBI real creció el 8,7% en 2003, 9,0% en 2004, 9,2% en 2005, 8,5% en 2006 y 8,7% en 2007. Durante la primera mitad de 2008 el PBI real continuó creciendo, pero a un ritmo menor. De acuerdo a información publicada por el Banco Central, se espera que el crecimiento real del PBI sea del 6,5% en 2008.
Las finanzas públicas tanto a nivel nacional como provincial registraron un excedente primario consolidado de aproximadamente el 5,5% del PBI en 2004, 4,5% en 2005, 3,5% en 2006, 3,2% en 2007. El índice anual de precios al por mayor, según el INDEC, aumentó el 2% en 2003, 7,9% en 2004, 10,6% en 2005, 7,1% en 2006, 14,4% en 2007 y, basado en datos preliminares, 6,3% para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008. Sin embargo, de acuerdo a un informe recientemente publicado por el Fondo Monetario Internacional (“FMI”), la mayoría de los analistas privados del sector consideran que la inflación real es considerablemente superior a la reflejada en datos oficiales. La principal estrategia del gobierno para combatir la creciente inflación consistió en negociaciones con las empresas privadas a efectos de lograr acuerdos que permitan la fijación de precios.
Con la recuperación económica encaminada, en 2005, la Argentina completó con éxito la reestructuración de una porción sustancial de su endeudamiento en títulos públicos y canceló la totalidad de su deuda con el Fondo Monetario Internacional.El país trabaja en para renegociar la porción restante de su deuda pública externa y para resolver los reclamos iniciados ante los tribunales internacionales por parte de las compañías extranjeras afectadas durante la crisis. El gobierno anunció recientemente que repagaría US$ 6.700 millones para la deuda con el llamado “Club de París”.
Las condiciones macroeconómicas mundiales tienen un efecto directo sobre las condiciones económicas de Argentina y, en particular, sobre las tendencias del consumo interno de energía en el país. El crecimiento económico mundial siguió siendo sólido durante la primera mitad de 2007, pero los riesgos que afectan la declinación y la incertidumbre que rodea a las perspectivas de crecimiento han aumentado recientemente. América Latina continuó experimentando una vigorosa expansión, impulsada por el fuerte crecimiento de los precios de los commodities y la creciente demanda interna. No obstante, hay algunos indicios de que las variables que han mostrado mejoras podrían erosionarse si no se fortalecen algunas políticas regulatorias. Se pronostica que los excedentes fiscales y externos se debilitarán en muchos países, y la inflación ha aumentado, exacerbada por los precios crecientes de los alimentos en el mercado internacional, a medida que la producción efectiva se ha acercado a la potencial.
Luego de varios años de crecimiento sostenido, hacia el final de 2007 y durante el primer semestre de 2008 la economía mundial ha presentado indicios preliminares de desaceleración. La desaceleración de la demanda en muchas economías desarrolladas, como así también un nivel creciente de inflación en todo el mundo, adicionándose a ello problemas financieros que han ocurrido en ciertos sectores de la economía correspondientes a países desarrollados como los Estados Unidos de América, han ocasionado una merma en los pronósticos de crecimiento de la economía mundial. En este orden, durante el primer semestre de 2008 se restringió aún más la liquidez y la solvencia en los mercados financieros, no obstante los esfuerzos realizados por las principales autoridades monetarias del mundo, tales como la Reserva Federal de los Estados Unidos, que continuó su política de inyectar liquidez a las instituciones con dificultades, con el objetivo de mantener los niveles de confianza en el sistema. De acuerdo a las perspectivas más recientes publicadas por el FMI, se prevé que el crecimiento mundial sufrirá una desaceleración significativa en la segunda parte del año 2008, recuperándose paulatinamente en el año 2009. Las proyecciones indican que la economía mundial crecerá durante el 2008 un 4,1%, frente al crecimiento real para el año 2007 del 5%. Las proyecciones del FMI indican que América Latina crecería un 4,5% en 2008, frente a una expansión del 5,6% del año anterior.
Hasta agosto de 2008, el dólar estadounidense continuó depreciándose contra el euro y una amplia gama de otras divisas, incluso aquéllas de los países con mercados emergentes. Las presiones del mercado de cambios en las economías emergentes generalmente se han reflejado en un aumento del tipo de cambio, una rápida acumulación de las reservas internacionales y un fuerte crecimiento del crédito interno.
Los precios mundiales del petróleo continuaron aumentando en 2007 y en la primera mitad del 2008, alcanzando un máximo de más de US$ 145 por barril (WTI) en julio de 2008, impulsados por una fuerte demanda, la disminución de las reservas en los Estados Unidos, la desvalorización del dólar y los conflictos sociales y políticos en las áreas productoras. Algunos analistas sostienen que factores especulativos derivados de mayores inversiones en commodities, como refugio frente la crisis financiera, también habrían influido en el aumento del precio del commodity antes mencionado. El precio por barril WTI ha disminuido a US$ 106,34 al 8 de septiembre, motivado en parte por la demanda decreciente de ciertas economías en desarrollo, y un menor consumo en países desarrollados.
Con relación a la Argentina, el comportamiento al alza en el WTI y, por consiguiente, en los combustibles derivados del mismo, ha dado lugar a que los precios de importación exhiban el mayor incremento de la última década, de acuerdo a información publicada por el Banco Central, presentando una participación creciente en las compras externas. Los precios de combustibles en el mercado doméstico han aumentado en el primer semestre de 2008 en comparación con el mismo período del año precedente, pero no lo han hecho al mismo ritmo de los incrementos en de los precios internacionales, debido a limitaciones regulatorias. Véase “—Diferencias entre los precios argentinos e internacionales para productos hidrocarburíferos.”
En este orden, teniendo en cuenta el avance del precio del petróleo en los últimos meses, así como el incompleto traslado a los restantes precios observado hasta el momento según se menciona precedentemente, es probable que el encarecimiento del crudo continúe ejerciendo significativas presiones inflacionarias, en tanto los efectos de esta suba aún no han afectado en forma completa a otros sectores de consumo. Además, en el caso de los países importadores de productos derivados del petróleo, tales como Argentina, se estima que se podrían verificar un menor crecimiento económico, y desmejora de las cuentas fiscales y externas, como resultado del mayor costo por subsidios y la menor recaudación tributaria.
Durante el primer semestre de 2008 han ocurrido ciertos conflictos en algunos sectores de la economía argentina, incluyendo protestas de los productores agropecuarios en contra del incremento de las retenciones a las exportaciones, así como huelgas de trabajadores de la industria petrolera, lo que ha afectado el normal desenvolvimiento de dichos sectores como así también de otros sectores vinculados a ellos. En este orden, la actividad económica, si bien siguió presentando una tendencia creciente, mostró algunos signos de debilitamiento, fundamentalmente en el segundo trimestre de 2008, habiendo sido afectado especialmente por un debilitamiento en el consumo, según información del Banco Central.
Las exportaciones de la Argentina en 2007 crecieron el 20% con respecto al año anterior hasta US$ 55.933 millones, principalmente impulsadas por las exportaciones de productos agropecuarios, mientras que las importaciones aumentaron el 31% en el mismo período debido al mayor crecimiento del consumo y la inversión. El superávit comercial disminuyó el 9,4%, cayendo de US$ 12.306 millones en 2006 a US$ 11.154 millones en 2007. Durante el primer semestre del 2008 y de acuerdo a datos preliminares del INDEC, la balanza comercial argentina continuó siendo superavitaria no obstante la reducción de aproximadamente 6% en superávit de exportación respecto al primer semestre del año 2007, motivado fundamentalmente por incrementos de precios y cantidades importadas, especialmente en términos de bienes de capital, combustibles y lubricantes y vehículos automotores de pasajeros. En términos de exportaciones, el ritmo de expansión durante el primer semestre del año 2008 sería inferior al del año anterior por el menor crecimiento del saldo exportable de productos agrícolas como resultado del adelantamiento de las ventas de productos primarios durante la última parte de 2007 y por el cese de comercialización dispuesto por los productores agropecuarios atento a los conflictos mencionados en el párrafo precedente.
De acuerdo al INDEC, la tasa de desempleo correspondiente al primer trimestre de 2008 muestra un desempleo del 8,4% de la población activa, lo cual resulta 0,9 puntos porcentuales mayor a la tasa de desempleo del 7,5% del cuarto trimestre de 2007. El salario real promedio en la economía aumentó el 13% en el período comprendido entre diciembre de 2006 y diciembre de 2007, de acuerdo con la tasa de inflación basada en los precios al consumidor publicada por el INDEC (8,5 %). Durante el primer semestre de 2008 se ha observado en la economía argentina presiones salariales que han motivado incrementos de salario en diversos sectores, los cuales han oscilado en aproximadamente 20% en términos nominales y considerando una base interanual, de acuerdo con el Banco Central.
El Banco Central continuó con su política de acumular reservas internacionales y mantener un tipo de cambio competitivo durante 2007. Las reservas del Banco Central eran de US$ 46.000 millones a fines del año, con un incremento en el tipo de cambio comprador que ascendía a Ps. 3,15 por dólar, representando un 2,9% de depreciación nominal en comparación con el año anterior. El tipo de cambio real del peso argentino contra una canasta de divisas, medido por la tasa de inflación basada en los precios al consumidor publicada por el INDEC, mostró una depreciación real del 10% a lo largo del año. Al 30 de junio de 2008 las reservas del Banco Central alcanzaron los US$ 47,5 mil millones. El tipo de cambio del peso argentino frente al dólar disminuyó desde Ps. 3,15/US$ a finales de 2007, a Ps. 3,03/US$ a fines de junio del 2008.
El ingreso fiscal aumentó el 33% en 2007, y se percibieron ingresos extraordinarios por Ps. 7.814 millones producto de la reforma del sistema previsional. Pero un aumento aún mayor del gasto público (46%) produjo una disminución del superávit fiscal primario nacional, por lo que el PBI se redujo del 3,5% en 2006 al 3,2 % en 2007. Durante el primer semestre del año 2008, y de acuerdo a información del Banco Central, la recaudación tributaria nacional siguió incrementándose (38% interanual en términos nominales) impulsada fundamentalmente por el Impuesto al Valor Agregado (“IVA”), los Derechos de Exportación (93% de incremento sobre base interanual, impulsado tanto por el incremento en los precios internacionales como asimismo en las alícuotas aplicables) y los recursos de la Seguridad Social, aunque en términos reales evidenció una desaceleración, al tiempo que el gasto primario continuó creciendo a tasas elevadas, pero inferiores a las registradas durante 2007. De acuerdo al informe antes mencionado, se prevé que en 2008 se continúe registrando un resultado primario positivo y superior a la pauta del Presupuesto Nacional para este año (3,15% del PIB).
Con relación a la deuda pública, remarcamos las siguientes dos cuestiones sin solución al día de la fecha: (i) una parte de la deuda en default que no se incluyó en el canje de deuda de 2005 (el "Club de París") que el gobierno anunció recientemente que repagará, y (ii) algunos tenedores de títulos públicos no han aceptado la propuesta de reestructuración de deuda del gobierno. Standard & Poor's ha disminuido recientemente la calificación de riesgo de Argentina una categoría a "B" mientras de Moody's ha bajado recientemente la calificación de riesgo de Argentina de positivo a estable.
En el último semestre del año 2008, y de acuerdo a información del Banco Central, se prevé un incremento en la actividad económica agregada, comparado con el primer semestre de 2008, aunque con un ritmo de crecimiento menor al de los últimos años, impulsado por la recuperación de las exportaciones y un mayor gasto de los hogares, luego de que se logre la estabilización de las expectativas y las condiciones financieras. Sin embargo, no podemos predecir la evolución de acontecimientos macroeconómicos futuros, ni el efecto que probablemente tengan sobre nuestro negocio, la situación financiera o el resultado de nuestras operaciones. Ver “Información sobre la Emisora - Factores de Riesgo - Riesgos relacionados con la Argentina”.
El consumo de energía en Argentina ha aumentado significativamente desde 2003, en parte debido a las limitaciones al incremento de los precios que han mantenido los precios de la energía en Argentina sustancialmente por debajo de los precios internacionales. El crecimiento continuo en la demanda y un invierno particularmente duro en 2007 han conducido a la escasez de combustible y apagones de energía, apresurando al gobierno argentino a adoptar medidas adicionales a fin de asegurar el suministro interno. Al mismo tiempo, el crecimiento en la producción de ciertos productos hidrocarburíferos ha disminuido y en el caso de la producción de petróleo crudo ha decaído recientemente debido a la madurez de los yacimientos de petróleo y gas en Argentina. Como resultado de esta creciente demanda y de las medidas adoptadas por la autoridad regulatoria argentina para priorizar el suministro interno, los volúmenes de exportación de productos hidrocarburíferos, en particular del gas natural, han declinado sostenidamente durante este período. Al mismo tiempo, Argentina ha aumentado las importaciones de hidrocarburos.
El siguiente cuadro refleja la producción, las ventas, las exportaciones y las importaciones totales de petróleo crudo, gas natural, gasoil y nafta de Argentina correspondientes a los períodos indicados:
| Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de | |||
|---|---|---|---|
| 2007 | 2006 | 2005 | |
| Petróleo crudo en Argentina | |||
| Producción (mmbbl) | 234,7 | 240,7 | 243,0 |
| Exportaciones (mmbbl) | 20,8 | 32,0 | 54,6 |
| Importaciones (mmbbl) | 0,3 | 0,6 | 1,6 |
| Gas Natural en Argentina | |||
| Ventas (mmcm)(1) | 38.532,0 | 36.362,0 | 34.685,0 |
| Produccion (mmcm) | 51.007,0 | 51.779,0 | 51.573,0 |
| Exportaciones (mmcm) | 1.245,0 | 2.487,0 | 6.600,1 |
| Importaciones (mmcm) | 1.239,5 | 1.428,5 | 1.610,5 |
| Gasoil en Argentina | |||
| Ventas (mcm)(2) | 14.754,9 | 13.903,4 | 13.074.4 |
| Produccion (mcm) | 12.915,6 | 12.570,3 | 11.673.4 |
| Exportaciones (mcm) | 46,6 | 108,8 | 276.4 |
| Importaciones (mcm) | 847,1 | 446,9 | 678.7 |
| Nafta en Argentina | |||
| Ventas (mcm)(2) | 5.285,6 | 4.608,4 | 4.028,6 |
| Produccion (mcm) | 5.965,2 | 5.889,3 | 6.043,1 |
| Exportaciones (mcm) | 1.400,9 | 1.732,0 | 2.955,2 |
| Importaciones (mcm) | 23,0 | 33,2 | 14,1 |
(1) Incluye la totalidad de las ventas en el mercado local.
Fuente: Secretaría de Energía y ENARGAS
Novedades en materia política y regulatoria en la Argentina
En la actualidad, la industria del petróleo y del gas en la Argentina se encuentra sujeta (i) a ciertas políticas y regulaciones gubernamentales que hacen que los precios internos sean significativamente más bajos que los precios vigentes en el mercado internacional, (ii) a restricciones a la exportación, (iii) a requerimientos respecto a la satisfacción de la demanda interna que nos obligan periódicamente a desviar la oferta del mercado externo o industrial para satisfacer la demanda de consumo interna residencial, y (iv) a derechos de exportación cada vez más altos sobre los volúmenes de hidrocarburos que se permiten exportar. Ver “Información sobre la Emisora — Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino”. El gobierno implementó estas medidas de limitación de precios, controles a la exportación y políticas impositivas en un esfuerzo por satisfacer la creciente demanda del mercado local a precios menores que los precios del mercado internacional. Según se analiza en "Factores de Riesgo" y en las demás secciones de este Prospecto, las medidas adoptadas por el gobierno argentino han tenido y seguirán teniendo un impacto significativo sobre las empresas argentinas, incluyendo la nuestra.
El desarrollo de políticas y regulaciones relacionadas con la industria del petróleo y gas en Argentina incluyen, entre otros:
- Limitaciones a los precios. A fin de respaldar el crecimiento económico, el gobierno argentino ha buscado limitar los aumentos de los precios de hidrocarburos a través de una serie de políticas y medidas. Como resultado, los precios internos de hidrocarburos de Argentina no han aumentado al mismo paso que los precios internacionales y regionales, conforme se describe en el apartado “—Diferencias entre los precios argentinos e internacionales para productos hidrocarburíferos.”
- Restricciones a la exportación. Desde 2004, el gobierno argentino ha priorizado la demanda interna y ha adoptado políticas y regulaciones que restringen la exportación de ciertos productos hidrocarburíferos. Estas restricciones han impactado en nuestras exportaciones según se detalla en el apartado “—Caída en los volúmenes de exportación.”
- Derechos de exportación. Desde la crisis económica en 2002, el gobierno argentino ha impuesto derechos de exportación respecto de ciertos productos hidrocarburíferos. Estos derechos han aumentado sustancialmente en los años siguientes al mismo tiempo que aumentaban los precios internacionales. Para una descripción de los derechos de exportación más recientes sobre exportaciones de hidrocarburos, véase “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera — Precios internacionales del petróleo y gas y derechos de exportación de Argentina”.
- Requerimientos de la demanda local. El gobierno argentino ha dictado decretos reglamentarios que requieren que los productores inyecten más gas natural que lo establecido en sus compromisos contractuales y que suministren otros productos hidrocarburíferos al mercado local. Como resultado de lo antedicho, hemos tenido que limitar nuestras exportaciones. Asimismo, hemos importado gasoil a fin de abastecer la demanda local, lo cual ha aumentado nuestros costos operativos, según se describe en “—Aumento en el costo de las ventas”.
- Programa de Energía Total (el “PET”). La Secretaría de Energía, a través de la Resolución SE N º 459/07 de 12 de julio de 2007, creó el PET, que está diseñado para mitigar la escasez de gas natural y electricidad, alentando a los usuarios industriales a sustituir el gas natural y la electricidad durante el invierno argentino con gasoil importado, fuel oil y gas licuado de petróleo, todo ello subsidiado por el Gobierno. La Resolución del Ministerio de Planificción Federal, Inversión Pública y Servicios No 121/08 extendió el PET hasta el 31 de diciembre de 2008 y la Disposición N° 30/08, emitida por la Subsecretaría de Coordinación y Control de Gestión el 10 de marzo de 2008, aprobó el Reglamento General del PET. Véase “Información sobre la Emisora – Marco Regulatorio y relación con el Gobierno Nacional Argentino”. Bajo este programa, las empresas adheridas al mismo hemos importado gasoil, gas licuado de petróleo y fuel oil que luego fue vendido a los usuarios industriales en la Argentina a los precios correspondientes al mercado local de gas natural, siendo la diferencia con los precios internacionales de los productos importados previamente indicados reintegrada por el gobierno argentino a las empresas adheridas al PET. Como resultado de ello, este programa tiene el efecto de aumentar nuestras ventas netas (incluyendo los volúmenes vendidos), pero es neutral en cuanto al efecto en nuestro ingreso operativo, ya que no incrementamos nuestro margen de los productos vendidos en el marco del PET.
- Gas Plus. La Secretaría de Energía creó, bajo la Resolución N° 24/08 emitida el 13 de marzo de 2008, un programa denominado “GAS PLUS” para incentivar la producción de gas natural resultante de nuevos descubrimientos de reservas, nuevos yacimientos, tight gas, etc. El gas natural producido bajo el programa Gas Plus no estará sujeto a los precios fijados por el Acuerdo 2007-2011 en cuanto al suministro de gas natural al mercado local durante el período 2007-2011. Véase “Información sobre la Emisora – Marco Regulatorio y relación con el Gobierno Nacional Argentino — Regulación del mercado”.
Caída en los volúmenes de exportación
En los últimos años se ha registrado una importante caída en los volúmenes exportados de varios de nuestros productos de hidrocarburos, provocada principalmente por el aumento en la demanda interna, y las restricciones a la exportación, y por las caídas en la producción. Este cambio de exportaciones a ventas internas ha tenido un impacto sobre los resultados de nuestras operaciones, ya que los precios de los hidrocarburos en el mercado local en general, debido a las limitaciones a los precios, no han mantenido el mismo nivel que los precios internacionales y regionales.
El siguiente cuadro muestra, para los períodos y ejercicios indicados, los volúmenes exportados de algunos de nuestros principales productos de hidrocarburos.
| Ejercicio finalizado el 31 de diciembre, | |||
|---|---|---|---|
| 2007 | 2006 | 2005 | |
| Producto | |||
| Petróleo (mcm) | 425 | 874 | 1.776 |
| Gas Natural (mmcm) | 1.358 | 3.090 | 3.071 |
| Gasoil (mcm) | 133 | 149 | 327 |
| Naftas (mcm) | 1.272 | 1.695 | 2.385 |
| Fuel oil (mtn) | 1.187 | 903 | 696 |
| Petroquímicos (mtn) | 689 | 700 | 749 |
| Período de seis meses finalizado el 30 de junio de, | ||
| Producto | 2008 | 2007 |
| Petróleo (mcm) | 257 | 231 |
| Gas Natural (mmcm) | 285 | 1.126 |
| Gasoil (mcm) | 91 | 75 |
| Naftas (mcm) | 508 | 696 |
| Fuel oil (mtn) | 558 | 633 |
| Petroquímicos (mtn) | 247 | 351 |
Debido a los menores volúmenes de exportación de los productos indicados precedentemente y al aumento en los derechos de exportación, la parte de nuestras ventas netas correspondientes a exportaciones disminuyeron en forma constante entre 2005 y 2007. En el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008 y 2007 y en los años 2007, 2006 y 2005, respectivamente, las exportaciones representaban el 25,3%, 31,8%, 28,9%, 33,7% y 37,7% de nuestras ventas netas consolidadas.
La política actual del gobierno argentino consiste en no permitir exportaciones de gas natural salvo al sector residencial de determinados países. Asimismo, el gobierno argentino requiere que las compañías que prevén exportar petróleo crudo, gasoil y GLP obtengan la autorización previa de la Secretaría de Energía demostrando que se ha satisfecho la demanda interna de esos productos. Desde 2005, como la producción local de gasoil en general no ha sido suficiente para satisfacer las necesidades del consumo en la Argentina, se han restringido sustancialmente las exportaciones de gasoil.
Precios internacionales del petróleo y del gas y derechos a la exportación en Argentina
Desde la crisis económica de 2002, a fin de priorizar la demanda interna, el gobierno argentino ha impuesto ciertos derechos a la exportación de algunos productos hidrocarburíferos. Estos gravámenes han aumentado en forma sustancial en los años siguientes a la par que los precios internacionales han mostrado subas repentinas. Para una descripción de estos derechos, ver “Información sobre la Emisora - Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino—Impuestos”. Estos derechos a la exportación han afectado de manera significativa la rentabilidad de las exportaciones de hidrocarburos. Además, contribuyeron a que cambiáramos las exportaciones por las ventas internas, conforme se describe en “—Caída en los volúmenes de exportación”, y a una disminución en los precios de paridad de exportación.
El precio promedio de exportación por barril de petróleo crudo obtenido por empresas argentinas fue de US$ 42 en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008, teniendo en cuenta lo dispuesto por la Resolución N° 394/07. Véase “Marco regulatorio y relación con el gobierno argentino – Regulación del mercado”. El precio de ventas por exportación promedio por barril de petróleo crudo era US$ 51,67, US$ 53,11 y US$ 41,31 en 2007, 2006 y 2005, respectivamente, mientras que en el primer semestre de 2008 nuestras exportaciones de crudo estuvieron relacionadas casi completamente con contratos de venta a futuro de crudo que no se encuentran más en vigencia (Ver “Liquidez y recursos de capital - Operaciones con sociedades no consolidadas de interés variable”) y que de lo contrario habrían sido casi inexistentes. Los precios promedios correspondientes a la cotización del crudo WTI fueron US$ 110,97 en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008, y US$ 72,23, US$ 66,18 y US$ 56,58 en 2007, 2006 y 2005, respectivamente.
El 16 de noviembre de 2007, el Ministerio de Economía y Producción publicó la Resolución 394/07, que modifica los derechos de exportación de petróleo crudo y otros productos derivados del petróleo crudo. El nuevo régimen dispone que cuando el precio internacional WTI supere el precio de referencia, que se fija en US$ 60,9 por barril, el productor podrá cobrar US$ 42 por barril, quedando el resto retenido por el gobierno argentino en carácter de derecho de exportación. Si el precio internacional WTI está por debajo del precio de referencia, pero por encima de US$ 45 por barril, se aplicará una retención del 45%. Si dicho precio está por debajo de los US$ 45 por barril, el derecho de exportación correspondiente se determinará dentro del plazo de 90 días hábiles. El porcentaje de retención determinado en la forma precedente también se aplica actualmente al gasoil, a la nafta y a otros productos derivados del petróleo crudo. Además, el procedimiento de cálculo descripto anteriormente también se aplica a otros productos del petróleo y lubricantes en base a distintas tasas de retención, precios de referencia y precios de corte. Ver “Información sobre la Emisora - Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino—Regulación del Mercado.”
La Resolución 534/06 del Ministerio de Economía y Producción aumentó el impuesto sobre las exportaciones de gas natural al 45% y exigió que la Administración Nacional de Aduanas aplique dicha tasa impositiva al precio del gas natural establecido por el Acuerdo Marco (alrededor de US$ 6/mmBtu en diciembre de 2007), independientemente de cuál sea el precio de dichas exportaciones de gas natural. Por haber celebrado algunos contratos de suministro de gas natural a largo plazo hace varios años, nuestros precios de exportación de gas natural son en general significativamente menores que el precio establecido en el Acuerdo Marco entre Argentina y Bolivia, aunque mayores que el precio al que compramos el gas a ENARSA (aproximadamente US$ 1,8/mmBtu en diciembre de 2007).
La Resolución N° 127/08 del Ministerio de Economía y Producción dispuso incrementos en los derechos de exportación de gas natural, elevando la alícuota del 45% al 100%, tomando como base de cálculo el precio más alto establecido en los contratos de importación de gas natural por parte de cualquier importador del país. La resolución en cuestión abandona la referencia al Acuerdo Marco entre Argentina y Bolivia mencionado anteriormente. Respecto del GLP (incluyendo propano, butano y mezcla) la Resolución 127/08 dispuso que en caso que el precio internacional del producto, según informe diariamente la Secretaría de Energía, se mantenga por debajo del valor de referencia que establece la Resolución 127/08 para cada producto (US$ 338/m³ para propano, US$ 393/m³ para butano, y US$ 363/m³ para la mezcla de ambos), la alícuota aplicable será el 45%. En caso que el precio internacional fuere igual o supere al valor de referencia, el productor podrá cobrar el monto máximo establecido por la Resolución 127/08 para el producto en cuestión (US$ 223/m³ para propano, US$ 271/m³ para butano, y US$ 250/m³ para la mezcla de ambos), siendo retenida la diferencia por el gobierno argentino en concepto de derechos de exportación.
En los últimos meses también aumentaron los impuestos para otros productos hidrocarburos. Ver “Información sobre la Emisora — Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino—Impuestos”.
Algunos de los incrementos recientes en derechos de exportación no habían entrado en efecto en 2007, o no fueron efectivos durante todo el año 2007. Como consecuencia, los efectos de estos cambios en los derechos de exportación no están reflejados en su totalidad en los Estados Contables Auditados incluidos en este Prospecto. Mientras algunas partes las nuevas resoluciones aún deben que ser interpretadas definitivamente, estimamos que estos aumentos recientes en los derechos a las exportaciones continuarán afectando en forma adversa nuestras exportaciones netas y los márgenes asociados, especialmente con respecto a las exportaciones de gas natural, gasoil, naftas y productos petroquímicos. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008, exportamos 285 mmcm de gas natural, 91 mcm de gasoil, 508 mcm de nafta y 247 mtn de productos petroquímicos y nuestras exportaciones representaron el 25,3% de nuestras ventas netas consolidadas en dicho ejercicio.
Diferencias entre los precios vigentes en Argentina y los precios internacionales de los productos hidrocarburíferos
Los precios internos de nuestros productos han caído significativamente por debajo de los precios internacionales como consecuencia de las políticas regulatorias que han limitado nuestra capacidad de aumentar los precios internos en forma suficiente como para mantenernos al nivel de los precios del mercado internacional. El siguiente cuadro muestra los precios promedio a los cuales vendimos nuestros principales productos en el mercado local (neto de impuestos trasladados a los consumidores, tales como los impuestos al valor agregado y a la transferencia de combustibles) en los períodos informados:
| Período de seis meses finalizado el 30 de junio de, | Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de, | ||||
| 2008 | 2007 | 2006 | 2005 | ||
| Pesos | Pesos | ||||
| Gas natural (1) (2) | 231 | 171 | 156 | 127 | |
| Gasoil (3)(4) | 1.182 | 1.060 | 862 | 839 | |
| Productos de nafta (5) | 1.124 | 978 | 887 | 879 |
(1) En miles de m³.
(2) Refleja el promedio de los precios residenciales (que generalmente son más bajos que los precios a otros segmentos) y los precios industriales.
(3) Por metro cúbico. No se incluyen las ventas realizadas por Refinor S.A. (“Refinor”) en la cual tenemos una participación del 50 %, que se encuentra consolidada en forma proporcional en nuestros estados contables consolidados.
(4) El precio promedio de nuestras ventas por el ejercicio 2007 fue afectado positivamente por las ventas a precios internacionales que se encuadraron dentro del Programa de Energía Total. La Sociedad vendió a través de dicho programa 59 mil m³ dentro de un total de 8.352 mcm de gasoil vendidos en el mercado argentino.
(5) Por metro cúbico. No se incluyen las ventas realizadas por Refinor, operada por Petrobrás Energía S.A., en la cual tenemos una participación del 50%, que se encuentra consolidada en forma proporcional en nuestros estados contables consolidados. El precio promedio que se indica para cada período es el precio promedio ponderado por volumen de los diversos octanajes de productos de nafta que vendimos en el mercado local en dicho período.
La disparidad entre los precios a los cuales se venden los productos hidrocarburíferos en la Argentina y los precios internacionales actuales de esos productos se debe principalmente a: las limitaciones en nuestra posibilidad de trasladar a los precios locales los aumentos en los precios internacionales del petróleo crudo y de los combustibles, los incrementos en los tipos de cambio, como asimismo las limitaciones para aumentar los precios locales del gas natural (en especial, para los clientes residenciales), de la nafta y del gasoil. En un marco de precios internacionales en alza, e independientemente de nuestra posición de líderes en el mercado, los precios internos de los combustibles líquidos se mantienen muy por debajo de un nivel compatible con los precios internacionales.
Por ejemplo, en junio de 2008, los precios de las importaciones de gasoil ascendían a aproximadamente US$ 1.110/metro cúbico, mientras que los precios de venta promedio locales ascendían a aproximadamente US$ 428/metro cúbico antes de los subsidios gubernamentales. Asimismo, el precio al que Bolivia exporta gas natural a Argentina (comprado por ENARSA) era de aproximadamente US$ 6/mmBtu en diciembre de 2007 (aproximadamente US$ 7,8/mmBtu en el segundo trimestre de 2008), mientras que el precio al que compramos ese gas a ENARSA era de aproximadamente US$ 1,84/mmBtu y nuestro precio de venta promedio en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008 de ese gas en Argentina era de aproximadamente US$ 2,00/mmBtu.
Asimismo, conforme a la Resolución Nº 599/2007 de la Secretaría de Energía, de fecha 14 de junio de 2007 (véase “Información sobre la Emisora - Marco Regulatorio y Relación con el Gobierno Argentino—Regulación del Mercado—Gas natural”), el gobierno argentino y los productores de gas, entre ellos nosotros, celebraron un acuerdo para el suministro de ciertos volúmenes de gas a cada segmento del mercado local durante el período de 2007 a 2011. Conforme a este acuerdo, hemos suministrado un volumen total de 2.674 mmcm de gas desde agosto a diciembre de 2007 inclusive (que representan el 34% de nuestras ventas totales de gas durante el mismo período) a consumidores residenciales y pequeños empresas a un precio de aproximadamente Ps. 0,50/mmBtu para dicho período.
Madurez relativa de nuestros activos de petróleo y gas
Los yacimientos de petróleo y de gas en Argentina son maduros y, como consecuencia, nuestras reservas y la producción van disminuyendo a medida que se consumen las reservas. Debido a que tenemos principalmente concesiones de yacimientos maduros de petróleo y gas, que están experimentando declinaciones en su producción natural, resulta difícil reemplazar nuestras reservas probadas con reservas provenientes de otras categorías de reservas. En 2007, nuestras reservas probadas estimadas de petróleo y producción de petróleo disminuyeron el 8,38% y 4,76% respectivamente, con relación al ejercicio precedente, mientras que nuestras reservas probadas estimadas de gas y producción de gas cayeron el 7,65% y 2,46%, respectivamente, durante el mismo período. Como resultado de ello, en un esfuerzo por mantener las altas tasas de utilización de nuestras refinerías y debido a los requisitos reglamentarios de proveer ciertos productos hidrocarburíferos al mercado local, compramos petróleo crudo y gas natural a terceros. En 2007 y 2006, nuestra producción de petróleo, destinada casi en su totalidad a nuestras refinerías, representó aproximadamente el 83% y 90% del petróleo crudo procesado por nuestras refinerías, respectivamente. En el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008, nuestra producción representó el 77% del crudo procesado por nuestras refinerías, una disminución del 6% en relación con el año 2007, debido a los paros que afectaron nuestras operaciones en el sur de Argentina y que determinaron una disminución en nuestra producción de crudo en aproximadamente 3,4 mmbbl (de no haberse producido dicha baja, estimamos que nuestra producción habría representado aproximadamente el 82% del petróleo procesado por nuestras refinerías). Adicionalmente en 2007 y 2006 nuestra producción de gas representó aproximadamente el 99% y 93% del gas natural que hemos entregado a terceros. Asimismo, durante los primeros seis meses de 2008 nuestra producción de gas representó aproximadamente el 100% del gas entregado a terceros por nuestra parte. Prevemos que nuestras reservas probadas de petróleo y gas y nuestros índices de producción seguirán declinando. Ver “Información sobre la Emisora - Exploración y Producción - Reservas” para mayor información sobre nuestras reservas probadas.
Actualmente estamos desarrollando un plan para aumentar nuestros factores de recuperación (recovery factors) denominado PLADA (Plan Adicional de Desarrollo de Activos), que comprende el análisis integral de cada yacimiento y su consiguiente estrategia de explotación, para identificar oportunidades a la luz de nuevas tecnologías. También, hemos tenido una participación creciente en proyectos de perforación exploratoria offshore, y también en yacimientos onshore mediante pozos de alcance extendido, a fin de encontrar gas. Hemos presupuestado aproximadamente US$ 2.000 millones en inversiones totales en bienes de capital para el año 2008, una parte importante de las cuales se destinará a nuestras actividades de exploración y producción. Mientras que nuestras reservas de petróleo y gas han disminuido en 2007 hemos aumentado nuestra inversión en tecnología de recuperación y en exploración y, en base a nuestras actuales expectativas de aumento en los precios, prevemos continuar haciéndolo en el futuro, con el objeto de mejorar nuestros factores de recuperación. Varios de nuestros yacimientos poseen características similares a yacimientos maduros de otras regiones (incluyendo Estados Unidos) que han alcanzado factores de recuperación de reserva sustancialmente mayores a través de la aplicación de nuevas tecnologías similares a las que estamos estudiando actualmente. De todos modos, no podemos garantizar que mejoraremos nuestros factores de recuperación. Asimismo, la viabilidad financiera de estas inversiones y los esfuerzos para recuperar reservas dependerán, en general, de las condiciones económicas y regulatorias vigentes en Argentina.
Aumento en el costo de las ventas
El costo de ventas representó el 66,3% y 63,4% de nuestras ventas netas consolidadas en los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2008 y el 30 de junio de 2007, respectivamente, y 65,3%, 61,7% y 49,2% de nuestras ventas netas consolidadas en 2007, 2006 y 2005, respectivamente. Nuestro costo de ventas registró un aumento significativo entre 2005 y la primera mitad de 2008 atribuible principalmente a: un aumento en la compra de petróleo crudo a terceros, motivado por nuestros esfuerzos para mantener las altas tasas de utilización de nuestras refinerías y a la luz de nuestra caída en la producción; una mayor cantidad de compras de gas natural y gasoil a terceros para cubrir los requerimientos vinculados a la demanda local y evitar penalidades conforme a ciertos contratos de suministro; mayores costos laborales; mayores costos relacionados con la renegociación de ciertos contratos de servicios; y la inflación. Debido a las limitaciones impuestas sobre los precios vigentes en la Argentina, no nos resultó posible trasladar muchos de estos aumentos en los costos a nuestros clientes mediante el aumento en los precios de los productos hidrocarburíferos.
Estacionalidad
Históricamente, nuestros resultados han estado sujetos a fluctuaciones estacionales a lo largo del año, especialmente como resultado de la mayor venta de gas natural durante el invierno. Después de la devaluación de 2002, y como consecuencia del congelamiento del precio del gas natural impuesto por el gobierno argentino, se diversificó el uso de este combustible, generándose un aumento en su demanda de largo plazo durante todo el año. No obstante, todavía son típicamente mucho más altas en invierno las ventas de gas natural al sector residencial del mercado local argentino, cuyos precios son significativamente menores que los de otros sectores de dicho mercado.
Criterios contables relevantes
Nuestros criterios contables se describen en las Notas 1 y 2 de los Estados Contables Individuales (Básicos) correspondientes a los Estados Contables Auditados y No Auditados. Los PCGA Argentinos nos exigen que en los estados contables efectuemos estimaciones y presunciones que pueden afectar los montos informados de activos y pasivos, ingresos y gastos, y las exposiciones de activos y pasivos contingentes. Los resultados reales pueden diferir de dichas estimaciones. A nuestro entender, los siguientes criterios son los más relevantes para comprender las consideraciones que involucran la preparación de nuestros estados contables, y las incertidumbres que podrían afectar sobre el resultado de nuestras operaciones y sobre nuestra situación económica, financiera y nuestro flujo de efectivo.
Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas
La estimación de reservas de petróleo y gas forma parte integrante del proceso de toma de decisiones sobre activos de petróleo y gas, por ejemplo respecto si las mismas deben ser desarrolladas o si deben implementarse métodos de recuperación mejorados. Como se explica con mayor detalle más adelante, las cantidades de reservas de petróleo y gas se utilizan para calcular la depreciación de los activos vinculados a las actividades del petróleo y gas, utilizando el método de unidades de producción como así también para evaluar la recuperabilidad de nuestras inversiones en activos asociados a las actividades de exploración y producción.
Utilizamos como la base para los cálculos técnicos empleados en las estimaciones de reservas probadas de petróleo y gas, las guías y definiciones establecidas en la Norma 4-10(a) de la Regulación S-X de la SEC.
Ver “Información sobre la Emisora—Exploración y Producción—Reservas” para un tratamiento detallado de los controles internos y auditorías para la estimación de reservas.
Seguimos el método del "esfuerzo exitoso" para contabilizar nuestras operaciones de exploración y producción de petróleo y gas. En consecuencia, los costos de exploración, excluidos los costos de pozos exploratorios, han sido imputados a resultados a medida que se incurren. Los costos de perforación de pozos exploratorios, incluidos los pozos de prueba estratigráfica, se capitalizan hasta tanto se determine si existen reservas probadas que justifican su desarrollo comercial. Si no se encuentran tales reservas, los mencionados costos de exploración se imputan a resultados. Ocasionalmente, al momento de finalizar la perforación de un pozo de exploración se puede determinar la existencia de reservas que aún no pueden ser clasificadas como reservas probadas. En tales casos, el costo del pozo de exploración se mantiene activado si en el mismo se ha descubierto un volumen de reservas suficiente para justificar su desarrollo como pozo productivo, y si se está logrando un progreso sustancial en la evaluación de las reservas y de la viabilidad económica y operativa del proyecto. Si alguna de estas condiciones no se cumple, el costo de perforación de pozos de exploración se carga a gastos.
Se han capitalizado los costos intangibles de perforación relacionados con los pozos en producción y con pozos secos en áreas de desarrollo, como así también los costos de bienes tangibles relacionados con la explotación de reservas de petróleo y gas.
Los costos capitalizados relacionados con actividades de producción, que incluyen tanto costos de bienes tangibles como intangibles, se han depreciado para cada yacimiento por el método de unidades de producción, aplicando la relación entre el petróleo y el gas producido y las reservas probadas desarrolladas de petróleo y gas.
Los costos capitalizados relacionados con adquisiciones de yacimientos con reservas probadas se han depreciado por yacimiento utilizando el método de unidades de producción, aplicando la relación entre el petróleo y gas producido y las reservas probadas de petróleo y gas.
Las revisiones de reservas probadas de petróleo crudo y gas natural se consideran en forma prospectiva al calcular la depreciación.
Los yacimientos no probados del exterior se han valuado a los costos convertidos en la forma que se explica en la Nota 1 de los Estados Contables Consolidados correspondientes a los Estados Contables Auditados. Los costos capitalizados relacionados con yacimientos con reservas no probadas son analizados por la Dirección en forma periódica para asegurar que su valor de libros no supere su valor recuperable estimado.
Recuperabilidad de bienes de uso
De conformidad con los PCGA Argentinos evaluamos la recuperabilidad de nuestros bienes de uso sobre la base de sus segmentos de negocios. Con respecto a las operaciones pendientes de venta o disposición, nuestra política es registrar dichos activos a valores que no superen su valor neto de realización.
En cumplimiento de lo establecido por los PCGA Argentinos, los activos agrupados según lo descripto en el párrafo anterior, se analizan para determinar su desvalorización en la medida que ocurra cualquier circunstancia o cambio negativo que indique que los montos contabilizados podrían no ser recuperables. En este orden, se registraría una desvalorización de bienes de uso si el flujo de fondos descontado de los activos del segmento de negocios fuera menor que su valor de libros. En relación con los activos disponibles para la venta, nuestra política es la de registrarlos a un valor que individualmente no supere su valor recuperable.
La desvalorización de activos productores de petróleo y gas se calcula como la diferencia entre su valor de mercado o, si resulta apropiado, los flujos de fondos futuros estimados de las reservas probadas y no probadas, ajustadas estas últimas para contemplar los riesgos relacionados con dichas reservas, correspondientes a los yacimientos de propiedad de la empresa al finalizar el ejercicio o período, y el valor de libros neto del activo correspondiente. El flujo de fondos futuro previsto de la venta o producción de reservas se calcula considerando los precios del petróleo crudo en base a la combinación de precios de futuros y proyecciones estándar a largo plazo. Los valores de los flujos de fondos descontados se determinan utilizando una tasa razonable de descuento, basada en el método del WACC - CAPM (costo de capital promedio ponderado - modelo de fijación de precios de activos de capital), incluyéndose, cuando corresponda, una prima de riesgo relacionada con el activo. Los flujos de fondos estimados se basan en niveles de producción futura, los precios futuros de commodities, los costos de extracción y explotación, estimaciones de erogaciones futuras que sean necesarias con respecto a las reservas de petróleo y gas no desarrolladas, tasas de declinación del yacimiento, la demanda y la oferta del mercado, las condiciones regulatorias-económicas y otros factores.
La desvalorización de bienes de uso de los segmentos de Refino y Marketing y Química se calcula como la diferencia entre los flujos futuros de fondos estimados que generará el uso de los activos de cada segmento, y el valor de libros neto de los bienes de uso de cada segmento de negocios. Los valores de los flujos futuros de fondos descontados se determinan utilizando una tasa razonable de descuento, basada en el método del WACC - CAPM (costo de capital promedio ponderado - modelo de fijación de precios de activos de capital), incluyéndose, cuando corresponda, una prima de riesgo relacionada con el activo. Los flujos de fondos estimados se basan en niveles de producción futura, los precios estimados de nuestros productos y costos futuros, otras estimaciones sobre erogaciones futuras, estimado sobre la vida útil del activo respectivo, demanda y oferta del mercado, los entornos regulatorios económicos y otros factores propios del segmento.
Los cargos por desvalorización de activos se contabilizan, en caso de existir, en nuestros resultados como resultado de, entre otros factores, cambios adversos en nuestras reservas recuperables correspondientes a los yacimientos de petróleo y gas natural, así como los cambios en las regulaciones en materia económica. En este orden, si las estimaciones de reservas se revisaran hacia abajo, la utilidad neta podría resultar negativamente afectada por los cargos por desvalorización sobre el valor de libros de los activos relacionados.
Por lo tanto, nuestra Dirección debe realizar presunciones y estimaciones razonables y justificables con relación a: (i) el valor de mercado de las reservas; (ii) los perfiles de producción de los yacimientos petroleros y la producción futura de productos químicos y refinados; (iii) las futuras inversiones, los impuestos y los gastos; (iv) los factores de riesgo de las reservas no probadas, las cuales se ponderan por factores de riesgo asociados a las mismas y en función de la tipología de cada uno de los activos de exploración y producción, (v) las inversiones futuras y vidas útiles de los activos de los segmentos de Refino y Marketing y Química, y (vi) los precios futuros, entre otros factores. Como tal, cualquier cambio en las variables que se utilice para preparar dichas presunciones y estimaciones podría tener un efecto significativo sobre las pruebas de recuperabilidad de activos.
Incidencia de las reservas y precios del petróleo y gas sobre las pruebas de recuperabilidad de activos
La recuperabilidad de las propiedades probadas de petróleo y gas se analiza toda vez que eventos o circunstancias indican que los montos registrados pudieran no ser recuperables. El monto de la desvalorización equivale al exceso del valor registrado sobre el valor de mercado.
Realizamos análisis de valuación de activos en forma habitual como parte de nuestro programa de gestión de activos. En general, no consideramos que un precio del petróleo temporariamente bajo sea un hecho que conduzca a realizar pruebas de recuperabilidad. En consecuencia, cualquier prueba de recuperabilidad que realicemos empleará nuestras presunciones de precios de largo plazo para los mercados del petróleo crudo, del gas natural y de los productos del petróleo.
Depreciación de propiedades productoras de petróleo y gas
Los volúmenes producidos y los costos de los activos son datos conocidos, mientras que las reservas probadas tienen una alta probabilidad de recuperación y se basan en estimaciones sujetas a cierta variabilidad. El impacto de los cambios sobre las reservas probadas estimadas es tratado en forma prospectiva depreciando el valor de libros restante de los activos sobre la producción prevista futura, lo cual afecta la utilidad neta del ejercicio o período siguiente. En los años 2007, 2006 y 2005, registramos una depreciación del activo fijo relacionado con reservas de hidrocarburos por valor de Ps. 3.564 millones, Ps. 3.223 millones y Ps. 2.180 millones, respectivamente, y adicionalmente registramos Ps. 1,732 millones y Ps. 1,734 millones en los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2008 y 2007, respectivamente.
Obligaciones para el abandono de pozos de hidrocarburos
Los costos futuros relacionados con obligaciones de abandono de yacimientos de hidrocarburos se capitalizan junto con los activos correspondientes, depreciándose por el método de unidades de producción. Como compensación, el pasivo se reconoce por este concepto considerando el valor estimado de los montos a pagar descontados. Las obligaciones de abandono estimadas futuras y los costos de abandono se basan en la mejor estimación que realiza la Dirección acerca del tiempo en que ocurrirá dicho evento, y los costos en que se incurrirá para afrontar el abandono o remoción de los activos. Las tecnologías y costos para el abandono de activos, como también los requerimientos políticos, ambientales, de seguridad y otros y las expectativas públicas vinculadas a dicha tarea, cambian frecuentemente. Por consiguiente, la oportunidad y el costo futuro de realizar el desmantelamiento y abandono estarán sujetos a cambios significativos. De tal modo, cualquier cambio en las variables empleadas para preparar las hipótesis y estimaciones puede tener un efecto significativo sobre el pasivo y sobre el activo capitalizado relacionado, como así también en los futuros cargos relacionados con las obligaciones de abandono. Las obligaciones futuras se revén teniendo en cuenta los gastos reales incurridos en el ejercicio relacionados con las actividades de abandono, sobre la base de una medición campo por campo, como asimismo considerando otros datos externos disponibles en caso de que no se hubieren realizado actividades de abandono durante dicho período. Debido a la cantidad de pozos en operación y / o inactivos, y a la complejidad en relación con las diferentes áreas geográficas donde se ubican los pozos, los costos incurridos en las tareas de abandono se extrapolan para determinar los costos de abandono de los pozos pendientes de abandonar. La Dirección considera que los costos corrientes incurridos para el taponamiento de pozos constituyen la mejor fuente de información al final de cada ejercicio para estimar el pasivo por abandono de pozos.
Pasivos ambientales, acciones legales y otras contingencias
Los pasivos ambientales se registran cuando la evaluación y/o saneamientos ambientales son probables y se pueden estimar en forma razonable. Dichas estimaciones se basan en estudios de factibilidad detallados del enfoque y el costo de saneamiento para cada emplazamiento individual, o en base a la estimación de los costos a incurrir considerando la experiencia histórica como así también la información disponible, teniendo en cuenta la etapa en que se encuentra la evaluación y/o saneamiento de cada emplazamiento. A medida que se dispone de más información sobre cada emplazamiento o bien a medida que se modifican las normas ambientales, revisamos nuestra estimación de los costos a incurrir en materia de evaluación y/o saneamiento ambiental.
Se establecen previsiones para cubrir acciones legales y otras contingencias, inclusive honorarios de abogados y gastos judiciales, que sean probables y puedan estimarse razonablemente. Los costos finales generados por juicios y otras contingencias pueden variar con respecto a nuestras estimaciones, debido a modificaciones introducidas en las leyes o a diferencias en sus interpretaciones, la emisión de sentencias judiciales u otras opiniones, así como a la evaluación final del monto de los reclamos. De esta manera, los cambios en los hechos o circunstancias que rodean este tipo de contingencias, y también el resultado futuro de dichas controversias, pueden tener por consecuencia un efecto significativo sobre el monto que se registre en concepto de previsiones para acciones legales y otras contingencias.
Se han establecido previsiones por un valor total de Ps. 2.319 millones, Ps. 1.952 millones y Ps. 1.561 millones al 31 de diciembre de 2007, 2006 y 2005, respectivamente, y Ps. 2,454 millones y Ps. 1,742 millones al 30 de junio de 2008 y 2007, respectivamente, para afrontar contingencias que eran probables y podían estimarse razonablemente a esas fechas.
Principales Rubros del Estado de Resultados
A continuación describimos en forma breve los principales rubros del estado de resultados.
Ventas netas
Las ventas netas comprenden principalmente nuestras ventas consolidadas de combustibles refinados y no refinados y productos químicos, netas del pago del impuesto a la transferencia de combustibles correspondiente, el impuesto a los ingresos brutos y a los derechos de exportación. Las regalías correspondientes a nuestra producción se contabilizan como costo de producción y no se deducen al determinar las ventas netas.
Costo de ventas
El siguiente cuadro presenta, para cada uno de los períodos o ejercicios indicados, un desglose de nuestro costo de ventas consolidado por categoría:
| Período de seis meses finalizado el 30 de junio de, | Para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de | ||||||||
| 2008 | 2007 | 2007 | 2006 | 2005 | |||||
| (en millones de pesos) | |||||||||
| Existencia al inicio del ejercicio | 2.573 | 1.697 | 1.697 | 1.315 | 1.134 | ||||
| Compras del período | 3.924 | 2.568 | 6.637 | 4.351 | 2.755 | ||||
| Costos de producción (1) | 7.135 | 6.072 | 12.788 | 11.458 | 8.440 | ||||
| Resultados por tenencia | 123 | 119 | 451 | 394 | 244 | ||||
| Existencia al final del ejercicio | (2.854) | (2.157) | (2.573) | (1.697) | (1.315) | ||||
| Costo de ventas | 10.901 | 8.299 | 19.000 | 15.821 | 11.258 |
(1) El siguiente cuadro muestra, para cada uno de los períodos indicados, un desglose de nuestros costos de producción consolidados, por categoría:
| Período de seis meses finalizado el 30 de junio de, | Para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2008 | 2007 | 2007 | 2006 | 2005 | ||||
| (en millones de pesos) | ||||||||
| Sueldos y cargas sociales | 485 | 395 | 824 | 649 | 492 | |||
| Honorarios y retribuciones por servicios | 98 | 67 | 174 | 114 | 63 | |||
| Otros gastos de personal | 158 | 124 | 283 | 215 | 158 | |||
| Impuestos, tasas y contribuciones | 139 | 111 | 226 | 191 | 158 | |||
| Regalías, servidumbres y cánones | 1.138 | 981 | 1.989 | 2.095 | 1.745 | |||
| Seguros | 55 | 48 | 106 | 102 | 73 | |||
| Alquileres de inmuebles y equipos | 189 | 154 | 331 | 258 | 212 | |||
| Depreciación de bienes de uso | 1.970 | 1.939 | 3.989 | 3.598 | 2.563 | |||
| Materiales y útiles de consumo | 279 | 302 | 535 | 485 | 564 | |||
| Contrataciones de obras y otros servicios | 526 | 279 | 535 | 566 | 315 | |||
| Conservación, reparación y mantenimiento | 917 | 766 | 1.674 | 1.329 | 948 | |||
| Compromisos contractuales | 156 | 232 | 596 | 519 | 131 | |||
| Transporte, productos y cargas | 448 | 369 | 790 | 622 | 521 | |||
| Combustible, gas, energía y otros | 577 | 305 | 736 | 715 | 497 | |||
| Total | 7.135 | 6.072 | 12,788 | 11.458 | 8.440 |
Otros egresos netos
La cuenta Otros egresos netos comprende principalmente previsiones para juicios pendientes y otros reclamos, provisiones para trabajos de remediación ambiental y provisiones para planes de pensión de beneficios definidos y otros beneficios post-jubilatorios.
Resultados financieros y por tenencia
Los resultados financieros y por tenencia incluyen en el valor neto de las ganancias y pérdidas por intereses ganados y perdidos, diferencias de cambio y el resultado por tenencia de los bienes de cambio.
Impuesto a las ganancias
El impuesto a las ganancias de sociedades establecido por ley en Argentina fue del 35% durante cada uno de los períodos presentados en el presente Prospecto. Nuestras tasas impositivas efectivas para los períodos considerados en este Prospecto superan la tasa impositiva de las sociedades argentinas, principalmente a causa de la no deducibilidad del componente en la amortización correspondiente al efecto de la inflación por la actualización de los bienes de uso, compensado en parte por la utilidad sobre las inversiones no corrientes (imponible en cabeza de las sociedades controladas y bajo control conjunto) y la utilidad libre de impuestos originada en la venta de hidrocarburos producidos en Tierra del Fuego. Ver Nota 3(k) de los Estados Contables Individuales correspondientes a los Estados Contables Auditados al 31 de diciembre de 2007 y Nota 3(j) a los Estados Contables Individuales correspondientes a los Estados Contables No Auditados al 30 de junio de 2008.
Resultados de las Operaciones
Resultados consolidados de las operaciones en los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2008 y 2007
El siguiente cuadro indica algunos datos financieros como porcentaje de las ventas netas en los períodos indicados.
| Período de seis meses finalizado el 30 de junio de | ||
|---|---|---|
| 2008 | 2007 | |
| (porcentaje de las ventas netas) | ||
| Ventas netas | 100,0% | 100,0% |
| Costo de ventas | (66,3) | (63,4) |
| Utilidad bruta | 33,7 | 36,6 |
| Gastos de administración | (2,6) | (2,8) |
| Gastos de comercialización | (6,7) | (7,6) |
| Gastos de exploración | (1,3) | (1,8) |
| Utilidad operativa | 23,1 | 24,4 |
Los siguientes cuadros presentan, para los períodos indicados, el volumen y precio de las ventas consolidadas que realizamos de nuestros principales productos en los mercados local y externo, respectivamente. Los datos indicados a continuación no comprenden las ventas de Mega, Refinor o Profertil, sociedades controladas en forma conjunta en las cuales tenemos una participación del 38%, 50% y 50% respectivamente, y que se consolidan en forma proporcional en nuestros estados contables consolidados. Mega, Refinor y Profertil aportaron, después de los ajustes de consolidación, el 1,37% 1,38% y 2,75%, respectivamente, de nuestras ventas netas consolidadas del período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008 y el 1,63%, 1,49% y 1,82% respectivamente, de nuestras ventas netas consolidadas del período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2007.
| Mercado Local | Período de seis meses finalizado el 30 de junio de | |||
|---|---|---|---|---|
| 2008 | 2007 | |||
| Producto | Unidades vendidas | Precio promedio por unidad (1) | Unidades vendidas | Precio promedio por unidad (1) |
| (in pesos) | (in pesos) | |||
| Gas natural | 7.939 mmcm | 231/mcm | 8.194 mmcm | 160/mcm |
| Gasoil | 4.032 mcm | 1.182/m3 | 3.936 mcm | 925/m3 |
| Naftas | 1.414 mcm | 1.124/m3 | 1.262 mcm | 911/m3 |
| Fuel oil (2) | 510 mtn | 1.373/ton | 206 mtn | 891/ton |
| Petroquímicos | 336 mtn | 2.094/ton | 320 mtn | 1.408/ton |
- Los precios promedio indicados son netos de impuestos a la transferencia de combustibles a pagar por los consumidores en el mercado interno.
- Incluye en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008, 104 mil toneladas de fuel oil vendidos a través del Programa de Energía Total.
| Mercado Externo | Período de seis meses finalizado el 30 de junio de | |||
|---|---|---|---|---|
| 2008 | 2007 | |||
| Producto | Unidades vendidas | Precio promedio por unidad (1) | Unidades vendidas | Precio promedio por unidad (1) |
| (en pesos) | (en pesos) | |||
| Gas natural (2) | 285 mmcm | 731/mcm | 1.126 mmcm | 350/mcm |
| Gasoil | 91 mcm | 2.789/m3 | 75 mcm | 1.650/m3 |
| Naftas | 508 mcm | 2.473/m3 | 696 mcm | 1.645/m3 |
| Fuel oil | 558 mtn | 1.720/ton | 633 mtn | 1.014/ton |
| Petroquímicos | 247 mtn | 2.645/ton | 351 mtn | 2.148/ton |
(1) Los precios promedio indicados son brutos de retenciones a las exportaciones aplicables a nuestro cargo y, en consecuencia, no son indicativos de montos que registramos como ventas netas. Ver “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera—Factores que afectan nuestras operaciones—Precios internacionales del petróleo y del gas y derechos de exportación de Argentina” para más información sobre las alícuotas de las retenciones a las exportaciones que resultan aplicables a nuestros principales productos.
(2) El precio promedio está calculado en base al gas natural efectivamente entregado y no incluye cargos fijos cobrados de acuerdo con ciertos contratos de suministro de gas.
Ventas netas
Las ventas netas en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008 fueron de $ 16.443 millones, lo que representa un aumento del 25,5% en comparación con la suma de Ps. 13.099 millones en el mismo período de 2007. Este aumento se debió principalmente al mayor precio de ventas de gasoil y naftas, en el mercado local, todo ello complementado con un aumento en el volumen vendido de dichos productos en el mercado doméstico. Como resultado de ello, nuestras ventas domésticas aumentaron un 37,6 % hasta la suma de Ps. 12.288 en el primer semestre de 2008, en comparación con la suma dePs. 8.927 millones en el mismo período de 2007. Las exportaciones, no obstante incrementarse los precios internacionales de casi la totalidad de nuestros productos exportados, disminuyeron un 0,4% hasta Ps. 4.155 millones en el primer semastre de 2008, respecto de los Ps. 4.172 millones en el mismo período de 2007, debido principalmente al incremento de las retenciones a las exportaciones de productos refinados y productos petroquímicos. Nuestras exportaciones en ambos períodos se realizaron principalmente a los Estados Unidos, Brasil y Chile.
Para mayor información sobre nuestras ventas netas en los períodos informados precedentemente, ver “—Resultados de las operaciones por segmento de negocio para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2008 y 2007.”
Costo de ventas
El costo de ventas en el primer semestre de 2008 fue de Ps. 10.901 millones, en comparación con los Ps. 8.299 millones en el mismo período de 2007, lo que representa un aumento del 31,3%, que se debió principalmente al aumento en el volumen total de petróleo crudo comprado a terceros, producto de nuestros esfuerzos en mantener altas nuestras tasas de utilización de refinación para satisfacer la creciente demanda local de dichos productos, sin perjuicio de la declinación de nuestra producción, como así también por un incremento en el volumen de compra de otros productos a terceros. Nuestro costo de ventas, como porcentaje de nuestras ventas netas, representó el 66,3% en el primer semestre de 2008, comparado con un 63,4% en el mismo período del año anterior. Mayores volúmenes de compra de petróleo crudo afectan adversamente nuestros márgenes porque perdemos el márgen ganado en nuestras actividades internas de exploración y producción. Adicionalmente, experimentamos un aumento generalizado de los costos, siendo los más importantes los incrementos de gastos de conservación, reparación y mantenimiento, gastos de contrataciones de obras y otros servicios, como consecuencia de los incrementos de precios y salarios, así como mayores gastos de transporte , motivado esto último por el incremento de las ventas en el mercado local. Los sueldos y cargas sociales también aumentaron más del 20%, de acuerdo a los incrementos generales registrados en la economía.
Gastos de comercialización
Los gastos de comercialización en el primer semestre de 2008 ascendieron a Ps. 1.102 millones, comparados con Ps. 992 millones en el primer semestre de 2007, lo que representa un aumento del 11,1%, debido fundamentalmente al mayor impuesto a los débitos y créditos en cuenta bancaria originados en el mayor monto de transacciones. También se incrementaron los gastos de transporte, básicamente como consecuencia del incremento de las ventas en el mercado local.
Utilidad operativa
La utilidad operativa en el primer semestre de 2008 fue de Ps. 3.793 millones, en comparación con los Ps. 3.200 millones en el mismo período de 2007, lo que representa un incremento del 18,5%. La utilidad operativa aumentó principalmente por los incrementos en los precios del mercado local antes mencionados, compensados parcialmente por los aumentos en el costo de ventas.
Los márgenes operativos (utilidad operativa dividida por ventas netas) fueron del 23,1%, y 24,4% en los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2008 y 2007, respectivamente.
Otros egresos netos
El rubro Otros egresos netos, aumentó a Ps. 241 millones en el primer semestre de 2008, con respecto a los Ps. 18 millones en el mismo período de 2007, principalmente como resultado de un aumento en las previsiones para juicios por la reestimación de ciertas obligaciones ambientales, debidas fundamentalmente a nueva información surgida en los primeros seis meses de 2008 correspondiente a las demandas judiciales. Ver nota 2 (h) de nuestros Estados Contables Consolidados al 30 de junio de 2008.
Resultados financieros y por tenencia
Los resultados financieros y por tenencia correspondientes al primer semestre de 2008 aumentaron a Ps. 270 millones con respecto de los Ps. 174 millones en el mismo período del ejercicio anterior. Este aumento corresponde principalmente a la diferencia de cambio positiva dada la disminución del valor del dólar respecto del peso, teniendo en cuenta nuestra deuda financiera en dicha moneda, así como por el resultado por tenencia de bienes de cambio. Esto fue compensado parcialmente con menores intereses ganados y mayores intereses pagados por financiamiento de terceros.
Impuesto a las ganancias
El cargo por impuesto a las ganancias en el primer semestre de 2008 aumentó el 24,8% a Ps. 1.635 millones, respecto de los Ps. 1.310 millones en el mismo período de 2007. Las tasas impositivas efectivas en los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2008 y 2007 fueron de 42% y 38%, respectivamente, en comparación con la tasa de impuesto a las ganancias vigente del 35%. La mayor tasa impositiva efectiva se debe fundamentalmente a las mayores pérdidas registradas por YPF Holdings, la cual previsiona el quebranto diferido en función de la evaluación de recuperabilidad.
Utilidad Neta
La utilidad neta para el primer semestre de 2008 fue de Ps. 2.254 millones, en comparación con Ps. 2.144 millones en el mismo período de 2007, lo que representa un incremento del 5,1%. Este aumento se debió principalmente al incremento de 18,5% en la utilidad operativa, compensado parcialmente por el incremento de otros egresos netos, y el mayor impuesto a las ganancias.
Resultados de las operaciones por segmento de negocio para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2008 y 2007
El siguiente cuadro indica las ventas netas y la utilidad operativa para cada uno de nuestros segmentos de negocio para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2008 y 2007:
| Para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de | ||
|---|---|---|
| 2008 | 2007 | |
| (en millones de pesos) | ||
| Ventas netas (1) | ||
| Exploración y Producción (2) | ||
| A terceros | 2.198 | 1.607 |
| A sociedades relacionadas | 523 | 331 |
| Ventas y servicios intersegmentos (3) | 5.715 | 6.057 |
| Total de exploración y producción | 8.436 | 7.995 |
| Refino y Marketing (4) | ||
| A terceros | 11.279 | 8.885 |
| A sociedades relacionadas | 973 | 1.007 |
| Ventas y servicios intersegmentos | 571 | 880 |
| Total Refino y Marketing | 12.823 | 10.772 |
| Química | ||
| A terceros | 1.349 | 1.213 |
| Ventas y Servicios intersegmentos | 542 | 418 |
| Total Química | 1.891 | 1.631 |
| Administración Central y Otros | ||
| A terceros | 121 | 56 |
| Ventas y servicios intersegmentos | 203 | 169 |
| Total Administración Central y Otros | 324 | 225 |
| Menos ventas y servicios intersegmentos | (7.031) | (7.524) |
| Total Ventas netas (5) | 16.443 | 13.099 |
| Utilidad (pérdida) operativa | ||
| Exploración y Producción | 2.010 | 2.155 |
| Refino y Marketing | 1.525 | 1.087 |
| Química | 658 | 321 |
| Administración Central y Otros | (328) | (301) |
| Ajustes de consolidación | (72) | (62) |
| Total de Utilidad operativa | 3.793 | 3.200 |
(1) Las ventas netas se exponen netas del pago del impuesto a la transferencia de combustibles, impuesto a los ingresos brutos y derechos aduaneros sobre las exportaciones. Las regalías correspondientes a nuestra producción se contabilizan como un costo de producción y no se deducen al determinar las ventas netas (ver Nota 2(f) a los Estados Contables Individuales correspondientes a los Estados Contables No Auditados).
(2) Incluye operaciones de exploración y producción en la Argentina y en los Estados Unidos.
(3) Las ventas inter-segmento de petróleo crudo a Refino y Marketing se registraron a precios de transferencia que reflejan nuestras estimaciones de los precios del mercado argentino.
(4) Incluye actividades de GLP.
(5) El total de ventas netas incluye ventas por exportación por Ps. 4.155 millones y Ps. 4.172 millones para los períodos de seis meses finalizados finalizados el 30 de junio de 2008 y 2007, respectivamente.
Exploración y Producción
Las ventas netas del segmento Exploración y Producción en el primer semestre de 2008 ascendieron a Ps. 8.436 millones, lo que representa un incremento del 5,5% respecto de los Ps. 7.995 millones correspondientes al mismo período de 2007. Las ventas de petróleo crudo, disminuyeron un 9,9% en los primeros seis meses de 2008, fundamentalmente por causa de una huelga de trabajadores que afectó nuestras operaciones en la región sur de Argentina. Los precios de transferencia entre segmentos de negocios (que abarca casi la totalidad de las ventas de crudo), no recogieron el incremento en el promedio de precios internacionales para petróleo crudo (que fue de 80% aproximadamente entre ambos períodos), como consecuencia de la aplicación del nuevo régimen de retenciones a las exportaciones a partir noviembre de 2007, de acuerdo a la Resolución 394/07. Asimismo, durante el primer semestre de 2008, disminuyó en un 75% el volumen exportado de gas natural respecto del mismo período de 2007, en función de la prioridad otorgada a la satisfacción de la demanda en el mercado local. Esta disminución fue más que compensada por un incremento del 42% en el precio promedio del gas natural en el mercado local, efecto de la recomposición parcial de los precios para los sectores no residenciales.
La utilidad operativa del segmento de Exploración y Producción disminuyó el 6,7% hasta Ps. 2.010 millones en el primer semestre de 2008 en comparación con los Ps. 2.155 millones registrados en el mismo período de 2007, debido a los mayores gastos operativos, cuyo aumento fue superior al ya mencionado incremento de un 5,5% en las ventas netas del segmento. Los gastos operativos aumentaron el 10%, siguiendo los incrementos generales de precios en la economía, además del aumento en las regalías de petroleo y gas, teniendo en cuenta los mayores precios de gas y petróleos que se deben utilizar como base para el cálculo de dicho tributo, como asimismo el canon anual por cada kilómetro cuadrado o fracción del área, que debemos pagar a las provincias en las cuales están ubicados los yacimientos de hidrocarburos o, en el caso de campos offshore y otros campos determinados, al gobierno argentino, el cual resultó casi ocho veces mayor en el primer semestre de 2008 comparado con igual período del año anterior.
La producción promedio de petróleo en el primer semestre de 2008 disminuyó el 8,3% hasta 307 mbbl/d, en relación con 335 mbbl/d en el mismo período en 2007. La producción de gas natural en el primer semestre de 2008 disminuyó el 5,0% hasta 1.653 mmcf/d en comparación con los 1.743 mmcf/d en el mismo período en 2007. Dichas disminuciones fueron fundamentalmente consecuencia de la huelga de trabajadores que afectó nuestras operaciones en la región sur de Argentina, además de la declinación natural de la producción de nuestros campos, dada la característica general de madurez de los mismos.
Refino y Marketing
Las ventas netas de Refino y Marketing en el primer semestre de 2008 fueron de Ps. 12.823 millones, lo que representa un aumento del 19% con respecto a Ps. 10.772 millones en ventas netas registradas en el mismo período de 2007. Dicho aumento se debe principalmente a los aumentos en los volúmenes de venta en el mercado local y en los precios promedio del gasoil y las naftas en dicho mercado. Los volúmenes de gasoil y su precio promedio de venta en el mercado local aumentaron aproximadamente el 2% y el 28%, respectivamente, mientras que los volúmenes de naftas y su precio promedio en el mercado local se incrementaron aproximadamente el 12% y el 22%, respectivamente. Los incrementos mencionados se vieron compensados parcialmente por la prioridad otorgada a la satisfacción de la demanda doméstica, lo cual implicó una disminución del 27% en el volumen de naftas exportadas, el principal producto del segmento vendido al mercado internacional, cuyos precios fueron en promedio levemente más altos que en la Argentina en los primeros seis meses de 2008. Adicionalmente, las mayores retenciones a las exportaciones han afectado durante el primer semestre del año 2008 los márgenes de nuestras ventas al exterior, comparando dicha situación con lo ocurrido durante el primer semestre de 2007.
La utilidad operativa de Refino y Marketing aumentó un 40,3% a Ps. 1.525 millones en el primer semestre de 2008, con respecto a los Ps. 1.087 millones del mismo período en 2007. Dicho incremento se debió a los mayores márgenes que obtuvimos por aumentos en las ventas de gasoil y nafta en el mercado local, que se mencionaran precedentemente, parcialmente contrarrestado por un incremento en el precio promedio pagado por el petróleo crudo comprado a terceros. Asimismo se registró un aumento del 18,5% en el costo de refinación, principalmente costos de mantenimiento, energía y suministros, motivado en parte por mayores trabajos de reparación y mantenimiento llevados adelante en el primer semestre en nuestras refinerías de La Plata y Luján de Cuyo, y en parte debido a los incrementos generales de precios en la economía. El costo de refinación por barril, que calculamos como el costo de las ventas del segmento en el período, menos el costo de compra de petróleo crudo y la depreciación del activo fijo, dividido por el número de barriles procesados en el período, fue de Ps. 11,78 en el primer semestre de 2008, en comparación con Ps. 9,79 en el mismo período de 2007.
La producción diaria promedio de nuestras refinerías en los primeros seis meses de 2008, incluyendo el 50% de la producción de Refinor (somos propietarios del 50% de Refinor), alcanzó a 334 mbbl/d, lo que representa una tasa de utilización superior cercana al 100% de la capacidad de refinación existente.
Química
Las ventas netas en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008 aumentaron el 15,9% alcanzando la suma de Ps. 1.891 millones con respecto a los Ps. 1.631 millones, correspondiente al mismo período de 2007, mientras que la utilidad operativa se incrementó en un 105%, aumentando de Ps. 321 millones en el primer semestre de 2007 a Ps. 658 millones en el primer semestre de 2008. Dicho incremento se atribuye principalmente a los mejores resultados obtenidos por Profertil donde tenemos una participación de 50%, debido a las mayores ventas de urea y otros fertilizantes, como así también al incremento en los precios de dichos productos. Asimismo, obtuvimos una mayor utilidad operativa en la actividad de petroquímica, donde se observan mejores precios en casi toda la gama de productos comercializados, especialmente en los segmentos de metanol y fertilizantes, compensados sólo parcialmente por mayores costos de producción, como asimismo por los efectos del incremento de las retenciones a las exportaciones, consecuencia de la entrada en vigencia de la Resolución 394/07.
Resultados consolidados de las operaciones en los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2007, 2006 y 2005
El siguiente cuadro indica algunos datos financieros como porcentaje de las ventas netas en los ejercicios indicados.
| Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de | |||
|---|---|---|---|
| 2007 | 2006 | 2005 | |
| (porcentaje de las ventas netas) | |||
| Ventas netas | 100,0 % | 100,0 % | 100,0 % |
| Costo de ventas | (65,3) | (61,7) | (49,2) |
| Utilidad bruta | 34,7 | 38,3 | 50,8 |
| Gastos de administración | (2,8) | (2,6) | (2,4) |
| Gastos de comercialización | (7,3) | (7,0) | (7,2) |
| Gastos de exploración | (1,8) | (1,8) | (1,2) |
| Utilidad operativa | 22,9 | 26,9 | 40,0 |
Los siguientes cuadros presentan, para los ejercicios indicados, el volumen y precio de las ventas consolidadas que realizamos de nuestros principales productos en los mercados local y externo, respectivamente. Los datos indicados a continuación no comprenden las ventas de Mega, Refinor o Profertil, sociedades controladas en forma conjunta en las cuales tenemos una participación del 38%, 50% y 50% respectivamente, y que se consolidan en forma proporcional en nuestros estados contables consolidados. Mega aportó, después de los ajustes de consolidación, el 1,6% 1,6 % y 1,6 % respectivamente, de nuestras ventas netas consolidadas de 2007, 2006 y 2005. Refinor aportó, después de los ajustes de consolidación, el 1,5%, 2,0% y 1,9% respectivamente, de nuestras ventas netas consolidadas de 2007, 2006 y 2005. Profertil aportó, después de los ajustes de consolidación, el 1,5%, 2,1 % y 1,8 % respectivamente, de nuestras ventas netas consolidadas de 2007, 2006 y 2005.
| Mercado Local | Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Producto | 2007 | 2006 | 2005 | |||
| Unidades vendidas | Precio promedio por unidad (1) | Unidades vendidas | Precio promedio por unidad (1) | Unidades vendidas | Precio promedio por unidad (1) | |
| (en pesos) | (en pesos) | (en pesos) | ||||
| Gas natural | 16.771 mmcm | 171/mcm | 16.686 mmcm | 156/mcm | 17.609 mmcm | 127/mcm |
| Gasoil (2) | 8.352 mcm | 1.060/ m³ | 7.757 mcm | 862/ m³ | 6.959 mcm | 839/ m³ |
| Naftas | 2.691 mcm | 978/ m³ | 2.246 mcm | 887/ m³ | 1.854 mcm | 879/ m³ |
| Fuel oil (3) | 910 mtn | 961/ton | 458 mtn | 939/ton | 283 mtn | 817/ton |
| Petroquímicos | 754 mtn | 1.510/ton | 606 mtn | 1.390/ton | 595 mtn | 1.187/ton |
- Los precios promedio indicados son netos de impuestos a la transferencia de combustibles a pagar por los consumidores en el mercado interno.
- Incluye en el año 2007 59 mcm de gasoil vendidos a través del Programa de Energía Total.
- Incluye en el año 2007 220 mil toneladas de fuel oil vendidos a través del Programa de Energía Total.
| Mercado externo | Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2007 | 2006 | 2005 | ||||
| Producto | Unidades vendidas | Precio promedio por unidad (1) | Unidades vendidas | Precio promedio por unidad (1) | Unidades vendidas | Precio promedio por unidad (1) |
| (en pesos) | (en pesos) | (en pesos) | ||||
| Gas natural | 1.358 mmcm | 354 mcm | 3.090 mmcm | 280 mmcm | 3.071 mmcm | 196 mcm |
| Gasoil | 133 mcm | 1.883/ m³ | 149 mcm | 1.686/ m³ | 327 mcm | 1.321/ m³ |
| Naftas | 1.273 mcm | 1.746/ m³ | 1.695 mcm | 1.481/ m³ | 2.385 mcm | 1.220/ m³ |
| Fuel oil | 1.187 mtn | 1.175/ton | 903 mtn | 967/ton | 696 mtn | 818/ton |
| Petroquímicos(2) | 689 mtn | 2.249/ton | 700 mtn | 2.010/ton | 749 mtn | 1.497/ton |
(1) Los precios promedio indicados son brutos de retenciones a las exportaciones aplicables a nuestro cargo y, en consecuencia, no son indicativos de montos que registramos como ventas netas. Ver “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera—Factores que afectan nuestras operaciones—Precios internacionales del petróleo y del gas y derechos de exportación de Argentina” para más información sobre las alícuotas de las retenciones a las exportaciones que resultan aplicables a nuestros principales productos.
(2) Incluye exportaciones de petróleo parafínico refinado.
Ventas netas
Las ventas netas en 2007 fueron de Ps. 29.104 millones, lo que representa un aumento del 13,5 % en comparación con la suma de Ps. 25.635 millones en 2006. Este aumento se debió principalmente al mayor volumen de ventas de gasoil, naftas, fuel oil y productos petroquímicos en el mercado local (las cuales se incrementaron 7,7%, 19,8%, 98,7% y 24,4% respectivamente), todo ello complementado con un aumento en los precios del gasoil, naftas y fuel oil en el mercado doméstico (que se incrementaron 23,0%, 10,3%, y 2,3% respectivamente). Como resultado de ello, nuestras ventas domésticas aumentaron un 21,9 % hasta la suma de $ 20.704 en 2007, en comparación con la suma de Ps. 16.986 millones en 2006. Asimismo, también contribuyeron al aumento en las ventas los volúmenes de gasoil y fuel oil vendidos bajo el Programa de Energía Total. Las exportaciones disminuyeron un 2,9% hasta Ps. 8.400 millones en 2007, respecto de los Ps. 8.649 millones en 2006, debido principalmente a la disminución en los volúmenes de exportación de gas natural, petróleo crudo y naftas (que decreció 56,1%, 24,9% y 51,4% respectivamente), lo cual fue parcialmente compensado por el aumento en el precio internacional de los combustibles. Nuestras exportaciones en ambos períodos se realizaron principalmente a los Estados Unidos, Brasil y Chile.
Las ventas netas en 2006 fueron de Ps. 25.635 millones, lo que representa un aumento del 11,9% con respecto a Ps. 22.901 millones en 2005. Dicho aumento puede atribuirse principalmente al mayor volumen de ventas de gasoil en el mercado local (que aumentaron el 11,5%) y naftas (que aumentaron el 21 %), a ligeros aumentos en los precios internos promedio de dichos productos, así como al 16 % de aumento en el precio interno promedio del gas natural, debido a la parte significativamente mayor que representan las ventas a los sectores industriales del mercado argentino, que compensan ampliamente la disminución del 5% en el volumen de gas natural vendido en el mercado local. En concecuencia, las ventas en el mercado local aumentaron el 19,1% a Ps. 16.986 millones en 2006 con respecto a Ps. 14.257 millones en 2005. Las exportaciones ascendieron a Ps. 8.649 millones en 2006 contra Ps. 8.644 millones en 2005.
Para mayor información sobre nuestras ventas netas en los períodos informados precedentemente, ver “—Resultados de las operaciones por segmento de negocio para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2007, 2006 y 2005.”
Costo de ventas
El costo de ventas en 2007 fue de Ps. 19 mil millones, en comparación con los Ps. 15.821 millones en 2006, lo que representa un aumento del 20%, que se debió principalmente al aumento del 45% en el volumen total de petróleo crudo comprado a terceros, producto de nuestros esfuerzos en mantener altas nuestras tasas de utilización de refinación sin perjuicio de la declinación de nuestra producción, como así también por un incremento en el volumen de compra de otros productos a terceros. Adicionalmente, la depreciación del activo fijo aumentó aproximadamente un 10,9%, principalmente como resultado de un aumento en el valor del activo como consecuencia de los siguientes factores: (i) mayores costos por obligaciones de abandono de pozos registrados al cierre del ejercicio 2006 en función a nuevas estimaciones realizadas a dicha fecha en base a nueva información disponible respecto a los costos futuros asociados a dichas actividades y posteriormente sometidos a amortización durante el año 2007 a partir del método de unidades de producción, y (ii) mayores activos (principalmente relacionados con nuestro segmento de exploración y producción) sujetas a amortización durante el año 2007. Los sueldos y cargas sociales, costos de mantenimiento, servicios contratados y algunos otros costos de producción también aumentaron, impulsados principalmente por la inflación y la renegociación de algunos contratos laborales y de servicios. Nuestros compromisos contractuales contribuyeron al incremento en los costos de ventas en Ps. 77 millones, principalmente debido al incremento en las penalidades por responsabilidades contractuales (incluyendo ciertas contratos de exportación) de Ps. 596 millones en 2007 a Ps. 519 millones en 2006.
El costo de ventas en 2006 fue de Ps. 15.821 millones, en comparación con Ps. 11.258 millones en 2005, lo que representa un aumento del 40,5%, principalmente atribuible al aumento del 21% en los precios promedio del petróleo crudo y a un aumento del 147% en el volumen de petróleo crudo comprado a terceros, parcialmente en respuesta a la disminución en nuestra producción, para mantener el ritmo operativo de nuestras refinerías, y a un 44% de aumento en los precios promedio del gas natural y a un aumento del 7% en el volumen de importaciones de gas natural realizadas para cumplir con la demanda interna, y también a un marcado aumento de la depreciación del activo fijo, debido a una menor base de reservas probadas cuando se computaron los porcentajes de depreciación. Por otro lado, los gastos de mantenimiento y los servicios contratados aumentaron, e incurrimos en penalidades por nuestra imposibilidad de entregar gas natural según nuestros compromisos contractuales (para mayor información, ver "Información contable - Litigios”), y al aumento de las regalías debido al aumento en los precios del crudo WTI.
Gastos de comercialización
Los gastos de comercialización en 2007 ascendieron a Ps. 2.120 millones, comparados con Ps. 1.797 millones en 2006 y Ps. 1.650 millones en 2005, lo que representa un aumento del 18 % de 2006 a 2007 y un aumento del 8,9% de 2005 al 2006.
Utilidad operativa
La utilidad operativa en 2007 fue de Ps. 6.657 millones, en comparación con los Ps. 6.883 millones en 2006, lo que representa una disminución del 3,3%. La utilidad operativa disminuyó principalmente por los aumentos de las compras de petróleo crudo y gasoil de terceros, y también por el aumento en la depreciación y otros gastos.
La utilidad operativa en 2006 fue de Ps. 6.883 millones en comparación con Ps. 9.161 millones en 2005, lo que representa una disminución del 24,9 %. La utilidad operativa disminuyó principalmente debido al aumento de los gastos mencionados anteriormente (mayores compras de petróleo y gas natural, una mayor depreciación del activo fijo, gastos de mantenimiento y servicios contractuales, entre otros) que no fueron compensados por el correspondiente aumento en los precios internos, los que aumentaron a un ritmo bastante menor en comparación con los precios internacionales.
Los márgenes operativos (utilidad operativa dividida por ventas netas) fueron del 22,9%, 26,9% y 40,0% en 2007, 2006 y 2005, respectivamente. Mayores volúmenes de compra de petróleo crudo en 2007 y 2006 afectaron adversamente nuestros márgenes porque hemos perdido el márgen ganado en nuestras actividades internas de exploración y producción.
Otros egresos netos
El rubro Otros Egresos netos, aumentó 115,2% a Ps. 439 millones en 2007, con respecto a los Ps. 204 millones en 2006, principalmente como resultado de un aumento en las previsiones para juicios, debidas fundamentalmente a nueva información correspondiente a las demandas judiciales, como asimismo a la reestimación de ciertas obligaciones ambientales. Ver nota 2 (h) de nuestros Estados Contables Consolidados.
Los Otros egresos, neto disminuyeron el 62,6% a Ps. 204 millones en 2006, de Ps. 545 millones en 2005, principalmente como resultado de la reducción en las primas de seguro atribuibles a la no recurrencia en 2006 de pagos efectuados en 2005, atribuibles a la finalización de nuestra participación en OIL Insurance Ltd., un consorcio asegurador formado por compañías de la industria (ver “—Principios Contables Críticos—Conciliación según GAAP Estadounidenses”) y a una variedad de otros factores. Los principales cargos en 2006 se derivaron de las previsiones para juicios, trabajos de remediación ambiental y otras contingencias. Ver nota 2 (i) de nuestros Estados Contables Consolidados.
Resultados financieros y por tenencia
En 2007 los resultados financieros netos aumentaron el 14,1% a Ps. 518 millones respecto de los Ps. 454 millones en 2006. Este aumento corresponde principalmente a la diferencia de cambio positiva generada por nuestros activos financieros en moneda distinta al peso, así como por el resultado por tenencia de bienes de cambio, como consecuencia de los mayores costos de producción con respecto al período anterior, base sobre la cual se valúan nuestras existencias. Adicionalmente, los gastos financieros se incrementaron debido fundamentalmente a mayores cargos por la actualización financiera de nuestro pasivo por abandono de pozos motivado en el incremento del mismo dada su reestimación.
En 2006 los resultados financieros netos aumentaron el 345% a Ps. 454 millones respecto de los Ps. 102 millones en 2005. Este aumento fue atribuible al marcado aumento en los resultados por tenencia de bienes de cambio, debido a la revaluación de stock por el aumento de los costos de producción. Además, la utilidad de colocaciones a corto plazo aumentó y los gastos por intereses de pasivos disminuyeron.
Impuesto a las ganancias
El cargo por impuesto a las ganancias en 2007 disminuyó el 1,5% a Ps. 2.758 millones, respecto de los Ps. 2.801 millones en 2006. Las tasas impositivas efectivas en 2007 y en 2006 fueron de 40,3% y 38,6%, respectivamente, en comparación con la tasa de impuesto a las ganancias vigente del 35%. Nuestras tasas impositivas efectivas son mayores que la tasa vigente, debido a la no deducibilidad de la depreciación del efecto de la indexación de la inflación de los activos fijos, cuya deducción no es permitida impositivamente.
El cargo por impuesto a las ganancias en 2006 disminuyó el 17,9% a Ps. 2.801 millones respecto de los Ps. 3.410 millones en 2005. Las tasas efectivas del impuesto a las ganancias en 2006 y 2005 fueron de 38,59% y 38,87% respectivamente, en comparación con la tasa establecida por ley, de 35 %.
Utilidad Neta
La utilidad neta para el ejercicio 2007 fue de Ps. 4.086 millones, en comparación con Ps. 4.457 millones en 2006, lo que representa una disminución del 8,3%. Esta disminución se debió principalmente a la caída del 3,3% en la utilidad operativa, al aumento de Otros Egresos, netos.
La utilidad neta del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2006 fue de Ps. 4.457 millones, en comparación con Ps. 5.362 millones en 2005, lo que representa una disminución del 16,9%. Esta disminución se debe principalmente a la disminución del 24,9% en la Utilidad Operativa, parcialmente compensada por menores Otros egresos, neto, y a la mejora en los resultados financieros netos.
Resultados de las operaciones por segmento de negocio para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2007, 2006 y 2005
El siguiente cuadro indica las ventas netas y la utilidad operativa para cada uno de nuestros segmentos de negocio para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2007, 2006 y 2005:
| Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2007 | 2006 | 2005 | |||||
| (en millones de pesos) | |||||||
| Ventas netas (1) | |||||||
| Exploración y Producción (2) | |||||||
| A terceros | 3.288 | 3.076 | 2.910 | ||||
| A sociedades relacionadas | 724 | 774 | 626 | ||||
| Ventas y servicios intersegmentos (3) | 14.056 | 14.033 | 11.659 | ||||
| Total de exploración y producción | 18.068 | 17.883 | 15.195 | ||||
| Refino y Marketing (4) | |||||||
| A terceros | 20.375 | 17.651 | 15.791 | ||||
| A sociedades relacionadas | 2.045 | 1.624 | 1.425 | ||||
| Ventas y servicios intersegmentos | 1.858 | 1.526 | 962 | ||||
| Total Refino y Marketing | 24.278 | 20.801 | 18.178 | ||||
| Química | |||||||
| A terceros | 2.563 | 2.401 | 2.062 | ||||
| Ventas y Servicios intersegmentos | 892 | 647 | 207 | ||||
| Total Química | 3.455 | 3.048 | 2.269 | ||||
| Administración Central y Otros | |||||||
| A terceros | 109 | 109 | 87 | ||||
| Ventas y servicios intersegmentos | 440 | 282 | 243 | ||||
| Total Administración Central y Otros | 549 | 391 | 330 | ||||
| Menos ventas y servicios intersegmentos | (17.246) | (16.488) | (13.071) | ||||
| Total Ventas netas (5) | 29.104 | 25.635 | 22.901 | ||||
| Utilidad (pérdida) operativa | |||||||
| Exploración y Producción | 5.679 | 6.564 | 7.140 | ||||
| Refino y Marketing | 1.234 | 258 | 1.900 | ||||
| Química | 500 | 572 | 542 | ||||
| Administración Central y Otros | (620) | (540) | (451) | ||||
| Ajustes de consolidación | (136) | 29 | 30 | ||||
| Total de Utilidad operativa | 6.657 | 6.883 | 9.161 |
(1) Las ventas netas se exponen netas del pago del impuesto a la transferencia de combustibles, impuesto a los ingresos brutos y derechos aduaneros sobre las exportaciones. Las regalías correspondientes a nuestra producción se contabilizan como un costo de producción y no se deducen al determinar las ventas netas (ver Nota 2(g) a los Estados Contables Individuales correspondientes a los Estados Contables Auditados).
(2) Incluye operaciones de exploración y producción en la Argentina y en los Estados Unidos.
(3) Las ventas inter-segmento de petróleo crudo a Refino y Marketing se registraron a precios de transferencia que reflejan nuestras estimaciones de los precios del mercado argentino.
(4) Incluye actividades de GLP.
(5) El total de ventas netas incluye ventas por exportación por Ps. 8.400 millones, Ps. 8.649 millones y Ps. 8.644 millones para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2007, 2006 y 2005, respectivamente. Dichas exportaciones se realizaron principalmente a los Estados Unidos, Brasil y Chile.
Exploración y Producción
Las ventas netas del segmento Exploración y Producción en 2007 ascendieron a $18.068 millones, lo que representa un incremento del 1% respecto de los $17.883 millones correspondientes al año 2006. Las ventas de petróleo crudo, que esencialmente consistieron en ventas intersegmento, se incrementaron levemente en $23 millones en 2007, debido al incremento del 9% en el precio internacional promedio del petróleo crudo que determinó el precio interno de las transferencias entre segmentos de negocio hasta la entrada en vigencia en el mes de noviembre de 2007 del nuevo esquema de retenciones a las exportaciones. Dicho efecto se vio parcialmente compensado por una disminución del 6% en el volumen de las ventas de petróleo crudo, originada principalmente en una disminución del 5% en nuestra producción, motivado ello fundamentalmente en la declinación natural de nuestros campos. Adicionalmente, en 2007, la facturación correspondiente a las exportaciones de gas natural disminuyeron principalmente a causa de los menores volúmenes exportados (los cuales se redujeron aproximadamente 56,1% en comparación con el año 2006) fundamentalmente como consecuencia de las limitaciones establecidas a nuestra compañía respecto a la posibilidad de exportar, mientras el precio promedio del gas natural vendido en el mercado local se incrementó aproximadamente un 9,6%, principalmente como resultado de un incremento de precios en los segmentos industrial y de centrales térmicas y pese al significativo aumento en los volúmenes de gas vendidos al sector residencial, siendo estos últimos significativamente menores que los correspondientes a otros segmentos del mercado. Los subproductos del gas y las demás ventas permanecieron estables.
La utilidad operativa del segmento de Exploración y Producción disminuyó el 13,5% hasta $5.679 millones en 2007 en comparación con los $6.564 millones registrados en 2006, debido a la disminución de las ventas de petróleo crudo y a los mayores gastos operativos. Los gastos operativos aumentaron el 9,5% debido fundamentalmente a aumentos significativos en los trabajos y servicios contratados, de acuerdo con los aumentos de costos ocurridos en la Argentina y en la industria petrolera internacional, como así también a los mayores costos laborales generados por la renegociación de contratos de trabajo con los sindicatos de trabajadores petroleros, basado en una inflación más alta y en el aumento de precios. Adicionalmente, registramos un aumento de $ 353 millones durante el año 2007 (lo que representa un incremento del 10,8% respecto al año 2006) en el cargo correspondiente a la depreciación del activo fijo, principalmente a causa de la disminución en las reservas, junto con el aumento en los activos por las obligaciones de abandono de pozos. Adicionalmente, en 2007 nuevas iniciativas de exploración, principalmente en areas offshore, aumentaron $117 millones respecto al año 2006.
La producción promedio de petróleo en 2007 disminuyó el 4,9% hasta 329 mbbl/d, en relación con 346 mbbl/d en el mismo período en 2006. La producción de gas natural en 2007 disminuyó el 2,3% hasta 1.740 mmcf/d en comparación con los 1.779 mmcf/d en el mismo período en 2006. Dichas declinaciones fueron fundamentalmente consecuencia de la declinación natural de la producción de nuestros campos, dada la característica general de madurez de los mismos, como asimismo al cese de producción en nuestro yacimiento Magallanes en enero de 2007 debido a ciertos problemas técnicos, el cual se estima comenzará a producir nuevamente durante el primer semestre de 2008.
Las ventas netas del segmento de Exploración y Producción en 2006 fueron de Ps. 17.883 millones, lo que representa un aumento del 17,7% con respecto a los Ps. 15.195 millones en 2005. Las ventas de petróleo crudo aumentaron en Ps. 2.191 millones en 2006, como consecuencia del aumento en los precios internacionales del petróleo crudo que contribuyeron a los mayores precios internos utilizados para las transferencias entre segmentos de negocio. Este efecto fue parcialmente compensado por una disminución del 6% en el volumen de ventas de petróleo crudo que se produjo como consecuencia de una baja en la producción. Asimismo, las ventas de gas natural aumentaron en Ps. 292 millones debido al aumento del 22% en nuestro precio interno promedio del gas natural en 2006, cuyo efecto fue parcialmente compensado por una disminución del 5% en los volúmenes de gas natural vendidos en el mercado local y al aumento en la alícuota de las retenciones a las exportaciones, (cuyo efecto compensó ampliamente un aumento del 43% en nuestros precios internacionales para las ventas de gas natural).
La utilidad operativa del segmento de Exploración y Producción disminuyó el 8,1% a Ps. 6.564 millones en 2006, en comparación con los Ps. 7.140 millones en 2005, debido a mayores gastos operativos. Dicha disminución refleja principalmente un aumento de Ps. 1.033 (46%) en la depreciación del activo fijo, debida principalmente a una mayor alícuota de amortización como resultado de la disminución de nuestras reservas probadas, así como al incremento en los activos ocasionado por un aumento significativo de nuestras obligaciones relativas al abandono de pozos a principios del ejercicio. Los honorarios por contrataciones de obras y servicios de reparación y mantenimiento también aumentaron debido a los mayores costos de servicios prestados, lo que resultó de la renegociación de algunos de nuestros contratos de servicios, de acuerdo con aumentos registrados en toda la industria para el costo de dichos contratos en la Argentina. Adicionalmente, el volumen de gas natural importado de terceros para cumplir compromisos de venta adquiridos con anterioridad aumentó el 7%, mientras que el precio promedio de dichas compras aumentó el 44%.
La producción de petróleo durante 2006 disminuyó el 6% a 345 mil bbl diarios, en comparación con los 367 mil bbl diarios en 2005, mientras que la producción de gas natural en 2006 disminuyó el 2,3 % a 1.784 mmcf/d en comparación con los 1.827 mmcf/d en 2005, lo que ocurrió en ambos casos, principalmente, como consecuencia de una disminución de la producción debida a la declinación natural de la curva de producción, atribuible a la madurez general de nuestros yacimientos, así como a una huelga laboral ocurrida en nuestras instalaciones de producción en el sur de la Argentina durante los primeros meses de 2006.
Refino y Marketing
Las ventas netas de Refino y Marketing en 2007 fueron de $ 24.278 millones, lo que representa un aumento del 16,7% con respecto a $ 20.801 millones en ventas netas registradas en 2006. Dicho aumento se debe principalmente a los aumentos en los volúmenes de venta en el mercado local y en los precios promedio del gasoil y las naftas en dicho mercado, siendo estos los dos productos principales del segmento. Los volúmenes de gasoil durante el 2007 en comparación con el año 2006 destinados al mercado local aumentaron aproximadamente el 7,7%, mientras que los volúmenes de naftas aumentaron aproximadamente el 19,8%, habiéndose asimismo incrementado los precios de dichos productos durante el período antes indicado en 23,0% y 10,3% respectivamente. En consecuencia, los incrementos mencionados en precios y volúmenes fueron compensados parcialmente por menores exportaciones de muchos de nuestros productos, especialmente naftas, donde la exigencia del gobierno para que cubramos la demanda doméstica implicó una disminución del 24,9% en el volumen de naftas exportadas, el principal producto del segmento vendido al mercado internacional, donde los precios fueron en promedio significativamente más altos que en la Argentina en 2007.
La utilidad operativa de Refino y Marketing aumentó el 378,3% a $ 1.234 millones en 2007, con respecto a los $ 258 millones del mismo período en 2006. Dicho incremento se debió a los aumentos en los volúmenes y precios del gasoil y nafta en el mercado local, que se mencionaran precedentemente, parcialmente contrarrestado por un incremento de aproximadamente 5% en el precio promedio pagado por el petróleo crudo a nuestro segmento de Exploración y Producción y mayores volúmenes de compra de crudo a terceros para satisfacer el aumento en la producción diaria de nuestras refinerías. Las compras de petróleo crudo representaron más del 90% de los costos operativos del segmento en ambos años. Asimismo se registró un aumento del 15,1% en el costo de refinación, excluyendo el costo del petróleo crudo mencionado precedentemente, principalmente a causa de los mayores costos de contratos de servicios, como resultado de la renegociación de algunos contratos de servicios teniendo en cuenta la inflación, además de la implementación de un nuevo esquema de retenciones a las exportaciones en noviembre de 2007. El costo de refinación por barril, que calculamos como el costo de las ventas del segmento en el período, menos el costo de compra de petróleo crudo y la depreciación del activo fijo, dividido por el número de bbl procesados en el período, fue de $ 10,7 en 2007, en comparación con $ 9,3 en 2006.
La producción diaria promedio de nuestras refinerías en 2007, incluyendo el 50% de la producción de Refinor (somos propietarios del 50% de Refinor), alcanzó a 334 mbbl/d, lo que representa un incremento de 3,4% sobre los 323 mbbl/d procesados en 2006, y una tasa de utilización superior al 100% de la capacidad de refinación existente, que es de 332,5 mbbl/d.
Las ventas netas en 2006 fueron de Ps. 20.801 millones, el 14,4% más que las ventas netas de Ps. 18.178 registradas en 2005, lo que resultó principalmente por el aumento en el volumen de gasoil y naftas vendidos en el mercado local, de 11,5% y 21%, respectivamente, en 2006 en comparación con el ejercicio anterior. Los aumentos en los volúmenes de gasoil y naftas vendidos en el mercado local fueron reforzados por aumentos en los precios internos promedio del gasoil y las naftas, aproximadamente del 3% y 1% respectivamente, en 2006 en comparación con 2005. Asimismo, los volúmenes de gasoil y naftas vendidos en el mercado internacional disminuyeron en el 54% y 29% respectivamente, como resultado de la necesidad de satisfacer el aumento de la demanda en el mercado local. Esta disminución fue parcialmente compensada por los aumentos en los precios internacionales de todos los productos refinados y por el aumento en el volumen y precio de fuel oil exportado.
La utilidad operativa fue de Ps. 258 millones en 2006, lo que representa una disminución de 86,4%, en comparación con Ps. 1.900 millones en 2005. Esta disminución se debió principalmente a los mayores precios de petróleo crudo, que representaron más del 90% de los costos operativos del segmento. El segmento registró un 28% de aumento en el precio promedio del petróleo crudo comprado a la unidad de negocio de Exploración y Producción, y el 21 % de aumento en el precio promedio del petróleo crudo comprado a terceros. El costo de refinación por barril fue de Ps. 9,3 en 2006 en comparación con los Ps. 7,6 en 2005.
La producción de nuestras refinerías en 2006, incluido el 50 % de la producción de Refinor (somos propietarios del 50% de Refinor), alcanzó los 323.000 bbl diarios, lo que representa una tasa de utilización del 97,14 % de la capacidad de procesamiento existente de 332.500 bbl diarios.
Química
Las ventas netas en 2007 aumentaron el 13,4% alcanzando la suma de $3.455 millones con respecto a los $3.048 millones, correspondiente al 2006, mientras que la utilidad operativa se redujo en un 12,6%, disminuyendo de $572 millones en 2006 a $500 millones en 2007. Dicho incremento se atribuye principalmente al aumento de 24,4% en los volúmenes de ventas netas de los productos petroquímicos en el mercado local, debido esto, principalmente, al aumento en la demanda de fertilizantes (cuyos precios además se incrementaron) y otros productos, a un aumento del 8,6% de los precios de venta promedio de petroquímicos en el mercado local y a un incremento en los precios promedio de petroquímicos exportados que compensó parcialmente la disminución del 2% en el volumen de los productos destinados a dicho mercado. El decrecimiento en la utilidad operativa se debe a los menores resultados obtenidos de Profertil (que contribuyó $191 millones a la utilidad operativa del segmento en 2007 comparado con los $310 millones en 2006), debido esto último fundamentalmente a la menor producción de urea ocasionada por una menor disponibilidad de gas natural que tuvimos durante los meses de invierno, al incremento en el mantenimiento de los costos de los contratos de servicio, al efecto del nuevo régimen de retenciones para la exportación, vigente desde noviembre de 2007.
Las ventas netas en 2006 aumentaron el 34,3 % a Ps. 3.048 millones, en comparación con los Ps. 2.269 millones en 2005. La utilidad operativa en 2006 aumentó el 5.5% a Ps. 572 millones, en comparación con los Ps. 542 millones en 2005, lo que resulta principalmente del aumento en los precios internos e internacionales del metanol, que en promedio aumentaron el 42 %, lo que compensa ampliamente la disminución en los volúmenes de venta de los significativos aumentos en los precios de las materias primas (principalmente nafta virgen) y las limitaciones a los precios correspondientes a las ventas en el mercado local de un determinado fertilizante en la segunda mitad de 2006.
Liquidez y Recursos de Capital
Situación Financiera
La deuda financiera (préstamos) total en circulación, neta de caja, al 30 de junio de 2008 y 31 de diciembre de 2007 fue de Ps. 3.147 millones y de Ps. 798 millones, respectivamente, compuesta por préstamos a corto plazo (incluyéndose la parte corriente de los préstamos a largo plazo) por la suma de Ps. 2.497 millones y préstamos a largo plazo por la suma de Ps. 650 millones al 30 de junio de 2008, y por la suma de Ps. 275 millones y préstamos a largo plazo por la suma de Ps. 523 millones al 31 de diciembre de 2007. Al 30 de junio de 2008 y al 31 de diciembre de 2007, la mayor parte de la deuda se encontraba expresada en dólares estadounidenses. El uso de derivados se describe en detalle en “—Información Cuantitativa y Cualitativa sobre Riesgos de Mercado.”
A partir de septiembre de 2001, hemos venido recomprando una parte de nuestros títulos con cotización pública en operaciones de mercado abierto, en condiciones habituales entre sociedades independientes. Al 30 de junio de 2008, habíamos recomprado aproximadamente US$ 159 millones de los títulos en circulación. Oportunamente podremos hacer compras adicionales de estos títulos con cotización pública, o afectar otras operaciones relacionadas con los mismos, si a nuestro criterio las condiciones de mercado resultan atractivas.
Los siguientes cuadros muestran información consolidada sobre los orígenes y aplicaciones de nuestro efectivo para los ejercicios y períodos indicados:
| Para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2007 | 2006 | 2005 | ||||
| (en millones de pesos) | ||||||
| Efectivo neto generado por las operaciones | 8.756 | 8.019 | 8.251 | |||
| Efectivo neto aplicado a las actividades de inversión | (6.187) | (5.109) | (3.262) | |||
| Efectivo neto aplicado a las actividades de financiación | (2.809) | (2.338) | (5.361) | |||
| (Disminución) Aumento neto del efectivo | (240) | 572 | (372) | |||
| Efectivo al inicio del ejercicio | 1.087 | 515 | 887 | |||
| Efectivo al cierre del ejercicio | 847 | 1.087 | 515 |
| Para los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de, | ||
| 2008 | 2007 | |
| Efectivo neto generado por las operaciones | 7.059 | 4.051 |
| Efectivo neto aplicado a las actividades de inversión | (2.815) | (2.539) |
| Efectivo neto aplicado a las actividades de financiación | (4.468) | (2.214) |
| Disminución neta del efectivo | (224) | (702) |
| Efectivo al inicio del ejercicio | 847 | 1.087 |
| Efectivo al cierre del período | 623 | 385 |
El principal uso de los fondos en las actividades de inversión y financiamiento en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008 incluye Ps. 2.816 en adquisiciones de bienes de uso vinculados principalmente a actividades de perforación, que corresponden principalmente a operaciones de perforación realizadas por nuestra unidad de negocio de Exploración y Producción, y la suma de Ps. 6.789 millones en pagos de dividendos.
El flujo de fondos neto de cancelaciones correspondientes a préstamos fue de Pesos 2.321 millones. El flujo de fondos neto proveniente de las actividades operativas fue de Ps. 7.059 millones en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008, comparado con Ps. 4.051 millones correspondientes al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2007, principalmente como resultado de un incremento del 18,5% en nuestra utilidad operativa y el recobro de préstamos que habíamos otorgado a partes relacionadas.
El efectivo neto generado por las actividades operativas en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007 fue de Ps. 8.756 millones, en comparación con Ps. 8.019 millones correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2006. El aumento del 9,2% fue atribuible principalmente a mayores fondos provenientes de la utilidad neta sin considerar las depreciaciones durante el año 2007 y a menores pagos de impuestos. El efectivo neto generado por las actividades operativas en el ejercicio 2006 ascendió a Ps. 8.019 millones, en comparación con los Ps. 8.251 millones en 2005; la disminución del 3% fue atribuible principalmente a la menor utilidad operativa del ejercicio 2006, compensada parcialmente por menores pagos de impuestos.
Las principales aplicaciones de efectivo en actividades de inversión y financiación por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007 incluyeron la suma de Ps. 6.163 millones en adquisiciones de bienes de uso, que corresponden principalmente a equipos de perforación utilizados por nuestra unidad de negocio de Exploración y Producción, la suma de Ps. 2.360 millones en pagos de dividendos, y la suma de Ps. 449 millones en cancelaciones netas de préstamos. Las principales aplicaciones de efectivo en actividades de inversión y financiación en 2006 incluyeron la suma de Ps. 5.002 millones en adquisiciones de bienes de uso, que corresponden principalmente a equipos de perforación utilizados por nuestra unidad de negocio de Exploración y Producción y la suma de Ps. 2.360 millones en pagos de dividendos. En 2005, las principales aplicaciones en efectivo en actividades de inversión y financiación incluyeron la suma de Ps. 3.722 millones en adquisiciones de bienes de uso, Ps. 4.878 millones en pagos de dividendos y Ps. 483 millones en cancelaciones netas de préstamos. El efectivo generado por las actividades de inversión incluyen principalmente las ventas de Petroken y PBB, que generaron fondos por Ps. 454 millones.
Nuestra política actual de financiamiento consiste en utilizar el efectivo generado por las actividades operativas, además de deuda, para solventar nuestras inversiones y actividades operativas.
Adicionalmente, en el acuerdo de accionistas firmado entre Repsol YPF y el Grupo Petersen, las partes han acordado efectuar una política de dividendos para distribuir en forma de dividendo el 90% de nuestra utilidad neta, comenzando en 2007. Asimismo, las partes acordaron que votarán a favor de la distribución de un dividendo adicional al monto resultante de aplicar el porcentaje mencionado por un total de US$ 850 millones, además de la distribución de nuestro ingreso neto de acuerdo con lo mencionado anteriormente, pagaderos durante los años 2008 y 2009. Consecuentemente, hemos efectuado pago de dividendos por un monto de Ps. 4.232 millones en febrero de 2008 y de Ps. 2.557 millones en mayo de 2008. Véase “Información adicional - Dividendos y Política de Dividendos”.
El 8 de enero de 2008, nuestra asamblea de accionistas aprobó la creación de este Programa de obligaciones negociables por valor de US$ 1.000 millones. Los fondos que se obtengan de la colocación de obligaciones negociables bajo este Programa deben ser utilizados exclusivamente para invertir en nuestros activos fijos y capital de trabajo en Argentina.
El siguiente cuadro muestra nuestros compromisos para los períodos indicados con respecto a nuestra deuda financiera al 30 de junio de 2008, más los intereses devengados impagos a dicha fecha:
| Fecha de Vencimiento | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Menos de 1 año | 1 – 2 años | 2 – 3 años | 3 – 4 años | 4 – 5 años | Más de 5 años | Total | ||
| (en millones de pesos) | ||||||||
| Préstamos 1) | 2.602 | 151 | 303 | - | - | 196 | 3.252 |
Obligaciones contractuales
Los siguientes cuadros contienen información referida a nuestros compromisos en virtud de contratos comerciales para los períodos indicados al 31 de diciembre de 2007:
| Obligaciones contractuales | Total | Menos de 1 año | 1 – 3 años | 3 – 5 años | Más de 5 años |
|---|---|---|---|---|---|
| En millones de Ps. | |||||
| Préstamos (1) | 1.477 | 514 | 389 | 41 | 533 |
| Obligaciones de Arrendamientos Operativos | 1.074 | 228 | 398 | 270 | 178 |
| Obligaciones de Compra (2) | 9.343 | 1.760 | 2.410 | 1.730 | 3.443 |
| Compras de Servicios | 4.098 | 879 | 1.151 | 683 | 1.386 |
| Compras de Bienes | 5.244 | 881 | 1.259 | 1.047 | 2.057 |
| GLP | 253 | 64 | 105 | 57 | 27 |
| Electricidad | 1218 | 139 | 230 | 209 | 640 |
| Gas | 497 | 145 | 130 | 130 | 92 |
| Petróleo | 2402 | 348 | 600 | 538 | 916 |
| Vapor | 663 | 56 | 113 | 113 | 382 |
| Otros | 211 | 129 | 82 | — | — |
| Otros Pasivos (3) | 8.729 | 6.002 | 880 | 633 | 1.214 |
| Total(3) | 20.623 | 8.504 | 4.077 | 2.674 | 5.367 |
(1) Los montos proyectados incluyen intereses para todos los períodos presentados. Los correspondientes a préstamos con una tasa variable, se calcularon teniendo en cuenta la tasa aplicable al 31 de diciembre de 2007.
(2) Se incluyen obligaciones de compra establecidas en contratos comerciales que no prevén un monto total fijo, habiéndose valuado según nuestra mejor estimación. Consecuentemente, nuestras obligaciones efectivas pueden diferir de los montos estimados que se presentan en el cuadro.
(3) Las previsiones para pasivos contingentes que ascendían a Ps. 2.319 millones al 31 de diciembre de 2007, no se incluyeron en el cuadro precedente debido a que, en base a la evidencia disponible, no podemos estimar razonablemente las fechas de cancelación de dichas contingencias.
| Compromisos de Venta | Total | Menos de 1 año | 1 – 3 años | 3 – 5 Años | Más de 5 años |
|---|---|---|---|---|---|
| (en millones de Ps.) | |||||
| Ventas de petróleo | 37 | 37 | |||
| Ventas de gas | 33.120 | 3.692 | 6.815 | 6.678 | 15.935 |
| Ventas de GLP | 5.630 | 567 | 1.110 | 1.110 | 2.843 |
| Otras ventas de productos derivados de petróleo y petroquímicos | 15.272 | 3.413 | 4.429 | 3.879 | 3.551 |
| Servicios | 877 | 278 | 227 | 115 | 257 |
| Total | 54.936 | 7.987 | 12.581 | 11.782 | 22.586 |
Poseemos obligaciones adicionales establecidas en contratos de derivados y garantías. Para un tratamiento de dichas obligaciones adicionales, ver “—Garantías Otorgadas” e “—Información Cualitativa y Cuantitativa sobre Riesgos de Mercado.”
Operaciones con sociedades no consolidadas de interés variable
Desde 1996, hemos celebrado tres contratos de futuro para la venta de petróleo crudo, a los cuales nos referimos en este Prospecto como las "operaciones FOS". Dichos contratos se celebraron para obtener fondos para financiar operaciones antes de realizar efectivamente la venta y entrega del petróleo crudo. En virtud de dichas operaciones, nos habían adelantado US$ 381 millones en 1996, US$ 300 millones en 1998 y US$ 383 millones en 2001, contra entregas futuras de petróleo crudo. Nuestras obligaciones bajo las operaciones FOS se contabilizaron como pasivo en el balance consolidado, en concepto de adelantos de clientes, cancelándose e imputándose a medida que se realizaban las entregas físicas durante el plazo de los contratos. Al 30 de junio de 2008, las obligaciones de entregar petróleo crudo en virtud de los contratos antes mencionados se han satisfecho en su totalidad, no existiendo por consiguiente obligaciones pendientes.
Tal como se describe en “Información contable - Litigios”, el 8 de marzo de 2004 las autoridades tributarias argentinas formalmente nos comunicaron su criterio de que las operaciones FOS deben considerarse como operaciones financieras realizadas en la Argentina y que, como tales, debieron estar sujetas a las retenciones impositivas pertinentes. Hemos presentado nuestra defensa rechazando este criterio, y actualmente estamos argumentando nuestro planteo al respecto.
Compromisos en nuestros préstamos
Nuestros préstamos generalmente contienen obligaciones habituales para contratos de esta naturaleza que incluyen limitaciones relativas a la cesación de gravámenes sobre activos de nuestra compañía, protección ante cambios adversos y cláusulas de cesación de pagos cruzadas como también clausulas habituales que anticipan la fecha de vencimiento de la obligación.
Con respecto a la deuda financiera por un total de Ps. 3.252 millones, incluyendo los intereses devengados (deuda a largo y corto plazo) al 30 de junio de 2008, nos hemos obligado, entre otras cosas, y bajo algunas excepciones, a no crear gravámenes o cargas. En caso de producirse un supuesto de incumplimiento en el pago, los acreedores pueden declarar pagadero y exigible el capital e intereses devengados sobre cualquier monto adeudado a los mismos (“Aceleración de Pagos”). Al producirse un supuesto de incumplimiento en relación a otras cuestiones, en el caso de obligaciones negociables por valor de Ps. 515 millones (incluida en la cifra precedente), el fiduciario puede reclamar vencidos y pagaderos los intereses de los montos debidos si lo solicitara un número de tenedores que representen por lo menos el 25% del capital total de las obligaciones negociables en circulación.
La mayor parte de nuestra deuda financiera en circulación está sujeta a disposiciones para el caso de cesación de pagos cruzadas. Generalmente, dichas disposiciones pueden ser activadas en el caso de que ocurra un supuesto de incumplimiento con respecto al pago de capital o intereses de la deuda, cuando sea igual o mayor a US$ 20 millones. Como resultado de estas disposiciones para el supuesto de cesación de pagos cruzadas, el incumplimiento por nuestra parte o por parte de cualquiera de nuestras sociedades controladas alcanzadas por dichas disposiciones podría hacer que una parte significativa de la deuda sea declarada en situación de incumplimiento o exigible. Ninguno de nuestros títulos de deuda ni los de ninguna de nuestras subsidiarias consolidadas se encuentra en situación de incumplimiento.
Calificación de Riesgo
Al 30 de junio de 2008 la calificación internacional de Fitch Argentina Calificadora de S.A.e insectisida)0000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000 Riesgo S.A. para nuestra deuda en moneda extranjera era BB+, y la calificación de nuestra deuda denominada en pesos era BBB -. No obstante, la calificación nacional para nuestras obligaciones negociables por parte de la calificadora antes mencionada es AAA, En todos los casos, las perspectivas son estables.
Al 30 de junio de 2008 la calificación internacional de Standard & Poor’s International Ratings LLC, Sucursal Argentina para nuestra deuda en moneda extranjera es BB, y la calificación de nuestra deuda denominada en pesos es BB+. No obstante, la calificación nacional para nuestras obligaciones negociables por parte de la calificadora antes mencionada es AAA. En todos los casos, las perspectivas son estables. Debe tenerse en cuenta que una calificación de un título no constituye una recomendación de compra, venta o tenencia de dicho título, pudiendo ser revisada o retirada en cualquier momento por la calificadora de riesgos.
No tenemos cláusulas que pudieran acelerar las fechas de vencimiento de nuestros títulos de deuda o cualquier otra obligación contractual ante una disminución en nuestra calificación de riesgo. No obstante, una baja en nuestra calificación de riesgo podría tener un efecto adverso significativo sobre el costo de renovación de nuestras actuales facilidades de crédito, o para obtener acceso a nuevas facilidades de crédito en el futuro. En el pasado, nuestras principales fuentes de liquidez han sido nuestros fondos generados por las operaciones, financiaciones bancarias, emisiones de títulos de deuda y el producido de nuestro plan de desinversión. Un cambio desfavorable de la calificación en el futuro no nos impediría utilizar cualquiera de nuestras líneas de crédito existentes.
Garantías Otorgadas
Al 30 de junio de 2008, hemos otorgado garantías en relación con las actividades de financiación de las sociedades Pluspetrol Energy S.A., Central Dock Sud S.A. e Inversora Dock Sud S.A. con un monto pendiente a la fecha antes mencionada de aproximadamente US$ 21 millones, US$ 23 millones y Ps. 5 millones, respectivamente. Los préstamos relacionados tienen vencimiento final en 2011, 2013 y 2009, respectivamente.
Inversiones de Capital
Las inversiones de capital en 2007 totalizaron aproximadamente Ps. 6.541 millones. El siguiente cuadro indica nuestras erogaciones de Capital para cada actividad, en los ejercicios 2007, 2006 y 2005.
| 2007 | 2006 | 2005 | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| (en millones de pesos) | ( %) | (en millones de pesos) | ( %) | (en millones de pesos) | ( %) | |
| Gastos e Inversiones de Capital | ||||||
| Exploración y Producción | 5.186 | 79 | 4.217 | 80 | 3.179 | 81 |
| Refino y Marketing | 898 | 14 | 733 | 14 | 541 | 14 |
| Química | 143 | 2 | 137 | 3 | 104 | 2 |
| Administración Central y otros | 314 | 5 | 176 | 3 | 108 | 3 |
| Total | 6.541 | 100% | 5.263 | 100 % | 3.932 | 100 % |
El siguiente cuadro indica nuestras erogaciones de Capital para cada actividad, en los períodos de seis meses finalizados el 30 de junio de 2008 y 2007:
| Periodo de seis meses finalizado el 30 de junio de, | ||||
|---|---|---|---|---|
| 2008 | 2007 | |||
| (en millones de pesos) | (%) | (en millones de pesos) | (%) | |
| Gastos e Inversiones de Capital | ||||
| Exploración y Producción | 2.387 | 82 | 2.224 | 82 |
| Refino y Marketing | 327 | 11 | 321 | 12 |
| Química | 64 | 2 | 58 | 2 |
| Administración Central y otros | 147 | 5 | 100 | 4 |
| Total | 2.925 | 100% | 2.703 | 100% |
Inversiones Futuras de Capital
Hemos presupuestado aproximadamente US$ 2 mil millones en inversiones de capital para 2008, de los cuales una parte significativa se destinará a nuestras actividades de Exploración y Producción. En el período 2008-2012, tenemos previsto efectuar inversiones por un total de 7.8 mil millones de euros, incluyendo 1.8 mil millones de euros relacionados con nuestro proyecto PLADA para incrementar el factor de recuperación de nuestros yacimientos. Prevemos financiar las inversiones planeadas a través de la generación interna de fondos y, de ser necesario, mediante endeudamiento. Para una descripción detallada de nuestros actuales principales proyectos de inversión, ver “Información sobre la Emisora – Panorama General”.
Las inversiones de capital reales pueden diferir de las estimaciones precedentes.
Información cualitativa y cuantitativa sobre el riesgo de mercado
La siguiente información cuantitativa y cualitativa se proporciona sobre los instrumentos financieros de los cuales somos parte al 30 de junio de 2008, y por los cuales pudiéramos incurrir en utilidades o pérdidas futuras como resultado de cambios en el mercado, en las tasas de interés oen el tipo de cambio. No poseemos instrumentos derivados u otros instrumentos financieros con fines de compraventa.
Esta información contiene manifestaciones hacia el futuro que están sujetas a riesgos e incertidumbres. Los resultados reales podrían variar significativamente como resultado de un número de factores, entre ellos los detallados en "Información Clave sobre la Emisora — Factores de Riesgo".
Exposición al tipo de cambio
Generalmente seguimos una política de no realizar coberturas de nuestras obligaciones de deuda en dólares estadounidenses debido al hecho de que, en 1991, el gobierno argentino estableció una serie de reformas económicas conocida como el "Plan de Convertibilidad", cuyo eje principal fue un tipo de cambio fijo uno-a-uno entre el peso argentino y el dólar estadounidense. Si bien, como consecuencia de la crisis económica argentina, las autoridades argentinas implementaron una serie de medidas de control monetario y cambiario, entre ellas la derogación de la Ley de Convertibilidad, a la fecha no hemos efectuado aún la cobertura de nuestras obligaciones de deuda en dólares estadounidenses.Por otro lado, nuestros costos e ingresos nominados en moneda extranjera, incluso en dólares estadounidenses, a menudo no se corresponden. Como resultado de ello, actualmente estamos expuestos a riesgos relacionados con la variación en el tipo de cambio. Ver "Información Clave sobre la Emisora — Factores de Riesgo – Riesgos Relacionados con Argentina – Podemos estar expuestos a fluctuaciones en los tipos de cambio extranjeros".
El siguiente cuadro brinda información sobre nuestros activos y pasivos expresados en moneda extranjera (principalmente dólares estadounidenses), que pueden resultar sensibles a la variación en el tipo de cambio al 30 de junio de 2008.
| Fecha de vencimiento estimada | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Menos de 1 año | 1-3 años | 3-4 años | Más de 5 años e indeterminado | Total | |
| (en millones de US$) | |||||
| Activo | 1.191 | - | 168 | 57 | 1.416 |
| Cuentas por pagar | 1.074 | 253 | 205 | 417 | 1.950 |
| Deuda | 678 | 151 | - | 64 | 893 |
| Otros pasivos | 101 | 10 | 10 | 443 (1) | 564 |
- Incluye US$ 432 millones que corresponden a previsiones con vencimiento indeterminado.
Exposición a las tasas de interés
Nuestro objetivo al tomar préstamos a tasa fija es satisfacer los requerimientos de capital que minimizan nuestra exposición a las fluctuaciones en las tasas de interés. Para lograr nuestros objetivos, hemos tomado crédito mediante instrumentos a tasa fija, según la disponibilidad de capital y las condiciones prevalecientes en el mercado.
El siguiente cuadro contiene información sobre nuestros activos y pasivos al 30 de junio de 2008, que puedan resultar sensibles a los cambios en las tasas de interés.
| Fecha de Vencimiento | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Menos de 1 año | 1 – 2 años | 2 – 3 años | 3 – 4 años | 4 – 5 años | Más de 5 años | Total | Valor de mercado | |
| (en millones de pesos) | ||||||||
| Activo | ||||||||
| Tasa fija | ||||||||
| Otros Créditos (Partes relacionadas) | 428 | — | — | — | — | — | 428 | 428 |
| Tasa de interés | 2,70% - 7,28% | |||||||
| Pasivo | ||||||||
| Tasa fija | ||||||||
| Obligaciones Negociables | 306 | — | — | — | — | 196 | 502 | 539 |
| Tasa de interés | 9,13% | 10% | ||||||
| Otras deudas (Partes relacionadas) | 60 | 151 | 303 | — | — | — | 514 | 514 |
| Tasa de interés | 4,9% - 15,5% | 4,9% - 15,5% | 4,9% - 15,5% | |||||
| Otras deudas a corto plazo | 2.201 | — | — | — | — | — | 2.201 | 2.201 |
| Tasa de interés | 3,37 % - 22 % |
DIRECtores, gerencia de la primera línea y empleados
El Directorio
Nuestras operaciones son conducidas por el Directorio, de acuerdo con nuestro Estatuto Social y con la Ley de Sociedades Argentina. Nuestro Estatuto Social dispone la existencia de un Directorio integrado por un número de miembros que oscila entre once y veintiuno, según lo determine la asamblea de accionistas, y por un número equivalente de miembros suplentes. Los miembros suplentes son elegidos por los accionistas con el fin de reemplazar a los directores que estuvieran ausentes en las reuniones o que no pudieran ejercer sus funciones, cuando y por el plazo que sean designados por el Directorio para cumplir con tal fin. Los miembros suplentes tendrán las mismas responsabilidades, deberes y facultades que los directores en la medida en que sean convocados para asistir a las reuniones del Directorio y siempre que asuman dicho cargo.
Los directores se mantendrán en su cargo por un período de uno a tres ejercicios, según lo determinen las asambleas de accionistas. Nuestro Directorio se compone de actualmente de 16 directores titulares y 14 directores suplentes.
De acuerdo con nuestro Estatuto Social, el Estado nacional, único tenedor de acciones Clase A, tiene derecho a elegir un director titular y un director suplente. El actual director representante de las acciones Clase A fue designado para ejercer su cargo por un período máximo de un año.
Bajo las disposiciones de la Ley de Sociedades Argentina, la mayoría de nuestros directores deben ser residentes en la Argentina. La totalidad de los directores deben constituir domicilio legal en la Argentina para el diligenciamiento de notificaciones con relación a sus funciones.
Nuestro Estatuto Social requiere que el Directorio se reúna al menos una vez por trimestre, ya sea en forma personal o a través de una video conferencia, y se requiere mayoría de los directores para constituir quórum. Si no se constituyera quórum una hora después de la hora de inicio fijada para la celebración de la reunión, el Presidente o su sustituto, podrán invitar a los suplentes de la misma clase que la de los directores ausentes para asistir a la reunión, o convocar a una reunión para otra fecha. Las resoluciones deberán ser adoptadas por la mayoría de los directores presentes, y el Presidente o su sustituto tendrán el voto dirimente ante un empate.
A continuación se indican los actuales miembros de nuestro Directorio, sus respectivas edades, el año en que fueron designados y el año de vencimiento de su actual mandato:
| Nombre | Cargo | Edad | Director desde | Plazo vence en |
|---|---|---|---|---|
| Antonio Brufau Niubó | Presidente del Directorio | 60 | 2004 | 2009 |
| Sebastián Eskenazi | Vicepresidente Ejecutivo, Gerente General (CEO) y Director | 45 | 2008 | 2009 |
| Enrique Eskenazi | Vicepresidente del Directorio | 83 | 2008 | 2009 |
| Antonio Gomis Sáez | Subgerente General (COO) y Director General de Operaciones | 56 | 2007 | 2009 |
| Aníbal Guillermo Belloni | Director Titular | 73 | 2008 | 2009 |
| Mario Blejer | Director Titular | 60 | 2008 | 2009 |
| Carlos Bruno | Director Titular | 60 | 2008 | 2009 |
| Santiago Carnero* | Director Titular | 54 | 2008 | 2009 |
| Carlos de la Vega | Director Titular | 67 | 1993 | 2009 |
| Matías Eskenazi Storey | Director Titular | 40 | 2008 | 2009 |
| Salvador Font Estrany | Director Titular | 58 | 2008 | 2009 |
| Federico Mañero | Director Titular | 51 | 2005 | 2009 |
| Fernando Ramírez Mazarredo | Director Titular | 55 | 2008 | 2009 |
| Luis Suárez de Lezo Mantilla | Director Titular | 56 | 2008 | 2009 |
| Javier Monzón | Director Titular | 52 | 2005 | 2009 |
| Mario Vazquez | Director Titular | 72 | 2008 | 2009 |
| Alejandro Quiroga López | Director de Servicios Jurídicos y Director Suplente | 46 | 2008 | 2009 |
| Gonzalo López Fanjul | Director Suplente | 59 | 2005 | 2009 |
| Alfredo Pochintesta | Director Suplente | 56 | 2005 | 2009 |
| Rafael López Revuelta | Director de Química y Director Suplente | 58 | 2008 | 2009 |
| Tomás García Blanco | Director de Exploración y Producción y Director Suplente | 44 | 2008 | 2009 |
| Fabián Falco | Director Suplente | 48 | 2008 | 2009 |
| Walter Forwood | Director Suplente | 45 | 2008 | 2009 |
| Fernando Dasso | Director de Recursos Humanos y Director Suplente | 42 | 2008 | 2009 |
| Carlos Jimenez López | Director de Control de Gestión y Director Suplente | 52 | 2008 | 2009 |
| Carlos Alfonsi | Director Suplente | 47 | 2008 | 2009 |
| Ezequiel Eskenazi Storey | Director Suplente | 48 | 2008 | 2009 |
| Mauro Renato José Dacomo | Director Suplente | 44 | 2008 | 2009 |
| Ignacio Cruz Moran | Director Económico Financiero y Director Suplente | 38 | 2008 | 2009 |
| Eduardo Ángel Garrote | Director Suplente | 56 | 2008 | 2009 |
| A designar * | Director Suplente | - | - |
* En representación de nuestras acciones Clase A
Ninguno de los miembros del directorio es titular ninguna de nuestras acciones. Sin perjuicio de lo antedicho, Sebastián Eskenazi, Enrique Eskenazi, Matías Eskenazi Storey y Ezequiel Eskenazi Storey, en conjunto, controlan Petersen Energía, la cual posee 14,9% de nuestro capital, y por sí o a través de su participación en PEISA,poseen opciones de hasta 3,84%, 2,32%, 3,84% y 0,10%, respectivamente o 10,1% en conjunto, de nuestro capital social. Véase “Accionistas Principales y Transacciones con Partes Relacionadas.”
A la fecha de emisión del presente Prospecto, los Señores Santiago Carnero, Carlos Bruno, Carlos de la Vega, Federico Mañero, Javier Monzón, Mario Vazquez y Mario Blejer califican como miembros independientes de nuestro Directorio.
Los directores titulares designados por la clase D son los Sres. Antonio Brufau Niubó, Carlos Bruno, Carlos de la Vega, Federico Mañero, Antonio Gomis Sáez, Javier Monzón, Luis Suárez de Lezo, Fernando Ramírez, Salvador Font Estrany, Mario Vázquez, Enrique Eskenazi, Sebastián Eskenazi, Matías Eskenazi Storey, Aníbal Guillermo Belloni y Mario Blejer y como directores suplentes por la clase D los Sres. Alejandro Diego Quiroga López, Gonzalo López Fanjul, Alfredo Pochintesta, Rafael López Revuelta, Tomás García Blanco, Fabián Falco, Walter Forwood, Fernando Dasso, Carlos Jimenez, Carlos Alfonsi, Ezequiel Eskenazi Storey, Mauro Renato José Dacomo, Ignacio Cruz Moran y Eduardo Ángel Garrote. El director titular designado por la clase A es el Sr. Santiago Carnero.
Experiencia e intereses comerciales externos de los Directores
Antonio Brufau Niubó
El Sr. Brufau Niubó obtuvo su título de Licenciado en Economía en la Universidad de Barcelona. Entre 1999 y 2004, ocupó el cargo de Director General del Grupo La Caixa. Es miembro del Directorio de Repsol YPF desde 1996 y desde el mes de octubre de 2004 ejerce los cargos de presidente y CEO de Repsol YPF, cargos que continúa ejerciendo en la actualidad. Fue designado presidente del grupo Gas Natural en julio de 1997 y es actualmente el vicepresidente del grupo. Entre el mes de julio de 2002 y julio de 2005, se desempeñó como Presidente del Círculo de Economía de Barcelona. El Sr. Brufau ha ocupado cargos en los directorios de varias compañías, incluidas Suez; Enagas; Abertis; Aguas de Barcelona; Colonial y Caixa Holding; CaixaBank France y CaixaBank Andorra. Hasta el mes de Diciembre de 2005, era el único miembro español del Comité Ejecutivo de la Cámara de Comercio Internacional.
Sebastián Eskenazi
El Sr. Eskenazi es Vicepresidente Ejecutivo, Gerente General (CEO) y miembro del Directorio de YPF desde marzo de 2008. Es también Co-CEO de Marviol S.R.L. y Petersen Energía, y Presidente de Arroyo Lindo S.A. y Red Link S.A. El Sr. Eskenazi es Vicepresidente de Petersen Inversiones S.A, Petersen Energía S.A. (Argentina), Petersen Thiele y Cruz S.A., Mantenimientos y Servicios S.A., Banco de Santa Cruz S.A., Nuevo Banco de Santa Fe S.A. y Nuevo Banco de Entre Ríos S.A., director suplente en el Directorio del Banco de San Juan S.A., y miembro del Directorio de Petersen Energía S.A, Petersen Energía Pty. Ltd. y Petersen Inversiones S.A. El Sr. Sebastián Eskenazi es hijo del Sr. Enrique Eskenazi, y hermano de los Sres. Matías y Ezequiel Eskenazi.
Enrique Eskenazi
El Sr. Eskenazi obtuvo su título de ingeniero químico en la Universidad Nacional del Litoral. Es Vicepresidente y miembro del Directorio de YPF desde 2008. Es también co-CEO de Marviol S.R.L. y Presidente de Petersen Inversiones S.A., Napelgrind S.A., Banco de San Juan S.A., Banco de Santa Cruz S.A., Nuevo Banco de Santa Fe S.A., Nuevo Banco de Entre Ríos S.A., Petersen Energía S.A. (Argentina), Petersen Energía S.A., Fundación Banco de Santa Cruz S.A., Fundación Nuevo Banco de Santa Fe S.A. y Fundación Nuevo Banco de Entre Ríos S.A. Es también Vicepresidente de Mantenimientos y Servicios S.A. y Santa Sylvia S.A., y miembro del Directorio de Petersen Thiele y Cruz S.A., Estacionamientos Buenos Aires S.A., Petersen Energía S.A., Petersen Energía Pty. Ltd. y Agro Franca S.A. El Sr. Enrique Eskenazi es padre de los Sres. Sebastián, Matías y Ezequiel Eskenazi.
Antonio Gomis Sáez
El Sr. Gomis Sáez obtuvo su título de ingeniero químico en la Universidad Complutense de Madrid y una maestría en administración de empresas de IESE –Business School – Universidad de Navarra en España. Comenzó su carrera en el año 1974 en la refinería de Repsol YPF Petróleo en Puertollano, Ciudad Real y luego pasó a trabajar en la Agencia de Energía Internacional en Paris fundada por la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (“OECD”). Actuó como asesor de la Secretaría General de Energía y Recursos Minerales en el Ministerio de Energía Español. En 1986 se unió al Instituto Nacional de Hidrocarburos, donde fue designado Director gerente de relaciones institucionales e internacionales de Repsol YPF. Entre 1997 y 2000, se desempeñó como director general de energía del Ministerio de Industria y Energía de España. Entre el mes de septiembre de 2000 y el mes de noviembre de 2004, se desempeñó como Director Societario de relaciones exteriores, supervisando las relaciones con los inversores y los medios. En el mes de enero de 2005 fue designado Gerente General de Repsol YPF Química y Director Gerente del área de Químicos de Repsol YPF para Europa y el resto del mundo. En el mes de julio de 2007 fue designado Director de nuestra compañía y en el mes de agosto de 2007 se convirtió en nuestro Gerente General y se mantuvo en ese cargo hasta marzo de 2008. Desde marzo de 2008, se desempeña como nuestro Subgerente General (COO).
Aníbal Guillermo Belloni
El Sr. Belloni obtuvo su título de Ingeniero Eléctrico en la Universidad de Buenos Aires, y se ha desempeñado como director de Petersen, Thiele y Cruz S.A. desde 1989. Trabajó como ingeniero y como Gerente de Desarrollo de Negocios en Sade S.A., como Gerente General en Cosapi S.A. en Lima, Perú, como Vicepresidente de Kanter S.A. y como el representante argentino de Foster Wheeler Corporation. Fue miembro del Consejo Ejecutivo de la Cámara Argentina de la Construcción, y miembro fundador, además de miembro del Consejo Ejecutivo, de la Unión Argentina de la Construcción.
Mario Blejer
El Sr. Blejer obtuvo su título de grado y un Master en Economía en la Hebrew University, una maestría y un doctorado en Economía de la Universidad de Chicago. Fue profesor de Economía en la Hebrew University de Jerusalem, Boston University, la Central European University, en Budapest, y en New York University Graduate School of Business, consultor senior del Banco Mundial para la región de Europa y Asia Central, y del Fondo Monetario Internacional. Asimismo, se desempeñó como investigador senior en el Centro de Estudios Monetarios Latinoamericanos. Entre 2001 y 2002 fue Deputy Governor y Governor del Banco Central, y desde 2003 hasta 2008 fue director del Centro de Estudios Bancarios del Banco Central y asesor del Governor del Banco de Inglaterra. Actualmente es consultor económico independiente, profesor en la Universidad de San Andrés en Buenos Aires, y director de Inversiones y Representaciones S.A. y Consultores Assets Management S.A., ambas compañías constituidas en la ciudad de Buenos Aires.
Carlos Bruno
El Sr. Bruno obtuvo su título de arquitecto en la Universidad de Buenos Aires. Es presidente y co-fundador del Centro de Investigaciones para la Transformación. Ha participado en la creación del Centro de Economía Internacional mientras actuaba como miembro del Ministerio de Relaciones Exteriores. Se desempeñó como Subsecretario de Integración Económica y Secretario de Relaciones Internacionales Económicas entre 1984 y 1989 y fue designado Embajador V con la aprobación del Senado. Se especializa en las áreas de relaciones económicas internacionales y comercio internacional.
Santiago Carnero
El Sr. Carnero obtuvo su título de contador público en la Universidad Nacional de La Plata, Argentina. Ha brindado asesoramiento profesional en cuestiones contables, impositivas y laborales así como en cuestiones de organización societaria y asuntos constitucionales. También se ha desempeñado como auditor externo de organizaciones públicas y privadas. Desde 2004, el Sr. Carnero presta servicios como asesor de la Comisión Bicameral de Control de las Actividades y Gastos de Inteligencia del Congreso de la Nación Argentina.
Carlos de la Vega
El Sr. de la Vega se desempeñó como director de La Caja ART entre 1996 y 2004 y como director de Luncheon Tickets entre 1991 y 1998. Desde el mes de abril de 2003 ha ocupado eleniero Eléctrico de abilidad s combustiblesr.Clase D o los ADSs en jurisdicciones en que no se permita su oferta o cargo de presidente de la Cámara Argentina de Comercio, cargo que también ocupó entre 1988 y 1993. Ha sido miembro de nuestro Directorio representando a las acciones Clase D desde 1993 y hasta el año 1996 se desempeñó como director de Relaciones Institucionales de Ciba-Geigy Argentina. Ha sido miembro de nuestro Comité de Auditoría desde 1993 hasta 1997 y desde 2004 hasta la actualidad.
Matías Eskenazi Storey
El Sr. Eskenazi Storey es CEO deAdministradora San Juan S.R.L. y Co-CEO de Petersen Energía S.A. (España). Es Presidente de Estacionamientos Buenos Aires S.A. y VicePresidente de Comercial Latino S.A. y Banco de Santa Cruz S.A. El Sr. Eskenazi Storey es director suplente de los Directorios de Mantenimientos y Servicios S.A., Banco de San Juan S.A. y Red Link S.A. y miembro del Directorio de Petersen Energía S.A. (España), Petersen Energía Pty. Ltd., Petersen Inversiones S.A., Nuevo Banco de Santa Fe S.A., Nuevo Banco de Entre Ríos S.A. y Petersen Energía S.A. (Argentina). El Sr. Matías Eskenazi es hijo del Sr. Enrique Eskenazi, y hermano de los Sres. Sebastián y Ezequiel Eskenazi.
Salvador Font Estrany
El Sr. Font Estrany es ingeniero civil. Actualmente es Gerente General de Energía de Sacyr Vallehermoso, S.A. en España. Anteriormente se desempeñó como Director Comercial y Presidente del Directorio de CAMPSA Red, Gerente Director de CEPSA Red, Cepdisa y Dispesa, Presidente del Directorio de CEPSA Estaciones de Servicio, miembro del Comité Ejecutivo de CEPSA, y fue Director de CEPSA Lubricantes, CEPSA Gas, Petro Cat, Cepsa Portuguesa y Turyocio. En el pasado ocupó cargos de Gerente General Comercial y miembro de los Comités Operativo y Ejecutivo de Iberdrola.
Federico Mañero
El Sr. Mañero obtuvo su título de abogado en la Facultad de Derecho de San Sebastián. Se desempeña como Presidente de Comunicación y Gestión de Entornos, y cuenta con más de 25 años de experiencia en cargos gerenciales y de consultoría para organizaciones y proyectos privados, públicos y políticos. Es experto en el posicionamiento estratégico y en las comunicaciones societarias, y posee un perfil internacional habiendo desarrollado actividades profesionales en más de 50 países y sólidas relaciones en América Latina. Es el fundador de varias organizaciones y proyectos sin fines de lucro, como por ejemplo, Solidaridad Internacional, Programa de Cooperación Iberoamericana en Temas de Juventud (Organismo Iberoamericano de Juventud) y Movimiento por la Paz, el Desarme y la Libertad y es un colaborador regular de la Fundación Salvador Allende, Fundación Progreso Global y UNICEF.
Fernando Ramírez Mazarredo
El Sr. Ramírez Mazarredo obtuvo su título de economía y ciencias de los negocios en la Universidad de Madrid y es contador público. Se ha desempeñado como Presidente de Mercado Español de Futuros Financieros desde abril de 2004 hasta junio de 2005.
Luis Suárez de Lezo Mantilla
El Sr. Suárez de Lezo Mantilla obtuvo su título de abogado de la Universidad Complutense de Madrid y es abogado del Estado especializado en Derecho Comercial y Administrativo. Fue Director de Asuntos Legales de CAMPSA, y se ha dedicado al ejercicio privado de la práctica legal, particularmente en la industria energética. Actualmente es Director de Compañía Logística de Hidrocarburos S.A. (CLH) y Repsol – Gas Natural LNG, S.L.
Javier Monzón
El Sr. Monzón obtuvo su título en economía en la Universidad Complutense de Madrid. Es Presidente y CEO de Indra. Cuenta con una amplia experiencia en las áreas de finanzas y administración. Se ha desempeñado como director de banca corporativa de Caja Madrid, CFO y Presidente de Telefónica International, vicepresidente ejecutivo y miembro del comité ejecutivo de Telefónica, socio internacional de Arthur Andersen, socio gerente de Corporate Finance Consulting Services y Presidente de Alpha Corporate en Arthur Andersen Spain. Es miembro de los directorios de otras compañías, fundaciones y organizaciones empresariales, como por ejemplo, nuestra sociedad, ACS y la Cámara Americana de Comercio.
Mario E. Vázquez
El Sr. Vázquez obtuvo su título de contador público en la Universidad de Buenos Aires. Ha sido profesor de auditoría en la Facultad de Ciencias Económicas de la Universidad de Buenos Aires. Se desempeñó como CEO del Grupo Telefónica en Argentina y fue miembro del Directorio de Telefónica S.A. desde 2000 hasta 2006. Actualmente es miembro del Directorio de Telefónica Internacional, S.A. (España) y de Telefónica Chile. También es miembro de los directorios o síndico de varios compañías (incluyendo Telefónica de Argentina S.A., Telefónica Holding de Argentina S.A., YPF S.A., Santander Río Seguros, Indra, Universia y Hoteles Sheraton). Es miembro del directorio de Fundación de Investigaciones Económicas Latinoamericanas (F.I.E.L.), Fundación Leer, la Cámara Argentina de Comercio, IDEA, Consejo Argentino para las Relaciones Internacionales (CARI) y Fundación Carolina. El Sr. Vázquez también ha sido socio y director general de Arthur Andersen (Pistrelli, Díaz y Asociados y Andersen Consulting – Accenture) por más de 20 años hasta su retiro en 1993.
Alejandro Quiroga López
El Dr. Quiroga López obtuvo su título de abogado en la Facultad de Derecho de la Universidad de Buenos Aires. Desde 2001 se ha desempeñado como asesor general y secretario de nuestro Directorio. Fue socio del estudio Nicholson & Cano desde 1986 hasta 1997, asociado extranjero de Davis Polk & Wardwell, en 2000, y Subsecretario de Bancos y Seguros del Ministerio de Economía de la Argentina desde 1997 hasta 1999. Fue profesor de derecho bancario y comercial en la Universidad del CEMA. Fue miembro del Consejo Ejecutivo de la Facultad de Derecho de la Universidad de Buenos Aires y completó el Programa de Administración Avanzada de Wharton.
Gonzalo López Fanjul
El Sr. López Fanjul obtuvo su título de ingeniero en minería en la Universidad de Oviedo. Es director suplente de nuestra compañía y director de ciertas compañías en las que participamos. Con anterioridad, se desempeñó como nuestro Director de Exploración y Producción.
Alfredo Pochintesta
El Sr. Pochintesta obtuvo el título de contador público en la Universidad de Buenos Aires. Se desempeñó como gerente de planeamiento y administración de Pluspetrol S.A., gerente de planeamiento de Petrosur S.A. y senior de auditoría de PriceWaterhouseCoopers. Trabajó en Astra por más de 18 años como Gerente Administrativo Financiero y desde el año 1990 está al frente del Área de Gas y Electricidad. El Sr. Pochintesta se unió a Repsol YPF en el año 1999 cuando Repsol YPF adquirió Astra. Estuvo a cargo del negocio del GLP para América Latina entre 1999 y enero del año 2005, cuando fue designado como director de marketing. Asimismo, se desempeña como director de otras compañías.
Rafael López Revuelta
El Sr. López Revuelta obtuvo su título de ingeniero químico en la Universidad de Complutense de Madrid y obtuvo su maestría en administración de empresas por IESE, Madrid. Desde 1988 se ha desempeñado como director en distintas áreas de Repsol YPF.
Tomás García Blanco
El Sr. García Blanco obtuvo su título en ingeniería en minería en la Universidad de Oviedo, obtuvo además una certificación en ingeniería del petróleo de Oil & Gas Consultants Internacional en Tulsa, Oklahoma, y un título de “IMD Managing Corporate Resources” de Laussane University. Ha desarrollado su carrera en las áreas de Exploración y Producción en forma internacional en España, Estados Unidos, Egipto, Libia, Venezuela y Argentina. El Sr. García Blanco ha ocupado distintos cargos en Repsol YPF, incluido el de ingeniero de campo, ingeniero de reservorio, ingeniero de producción, gerente de desarrollo, gerente de producción, gerente de operaciones, gerente de unidades de negocios, director de personal técnico y, desde el mes de agosto de 2006, se ha desempeñado como Director de Exploración y Producción para la Argentina y Bolivia.
Fabián Falco
El Sr. Falco ha sido nuestro Director de Comunicaciones y de Relaciones externas desde el año 2001 hasta Septiembre de 2008. Se desempeñó como director de relaciones externas y de marketing societario de Aguas Argentinas S.A. y como director de comunicaciones externas y prensa de Bridas S.A.
Walter Forwood
El Sr. Forwood obtuvo su título de licenciado en economía en la Universidad Argentina de la Empresa y obtuvo un master en finanzas otorgado por la Florida International University. Comenzó su carrera en el Banco de Boston y en el Continental Bank, Argentina. El Sr. Forwood se unió a Industrias Metalúrgicas Pescarmona en 1993 y posteriormente ocupó el cargo de CFO de Corporación Impsa. En 1997, se vinculó con el Grupo Cisneros Television y ocupó los cargos de CFO del Grupo Cisneros Televisión e Ibero-American Media Partners, vicepresidente de Imagen Satelital y COO de El Sitio Inc. En el año 2001, el Sr. Forwood fue designado CFO de Verizon Communications Inc., presidente y Gerente General de CTI, CFO de Telefónica de Puerto Rico, CEO de Verizon Wireless of Puerto Rico, y COO de Telefónica de Puerto Rico. El Sr. Forwood es actualmente miembro suplente del Directorio.
Fernando Dasso
El Sr. Dasso obtuvo su título en relaciones laborales en la Universidad de Buenos Aires. En el año 1993, se unió a nuestra compañía y ha ocupado varios cargos dentro de la sociedad desde esa fecha. En el año 2006, fue designado Director de Recursos Humanos en la unidad de negocios de Exploración y Explotación para la Argentina, Bolivia y Brasil. Desde el mes de junio de 2007, es nuestro Director de Recursos Humanos
Carlos Jiménez López
El Sr. Jiménez López obtuvo su título de ingeniería química en la Universidad Complutense de Madrid y obtuvo una maestría en administración de empresas y en dirección financiera en la Universidad Politécnica de Madrid. Realizó también el PDD (Programa de Desarrollo Directivo) en el INSEAD. Comenzó su actividad profesional como ingeniero de procesos y de puesta en marcha en 1980 en una compañía líder en ingeniería y construcción, compatibilizándola con la actividad de Profesor en la Universidad Complutense de Madrid. En 1986 se incorporó a Petronor S.A., empresa del Grupo Repsol, como responsable del departamento de Estudios Técnicos del área de Planificación y Coordinación Comercial. En 1999, se hizo cargo de la Dirección de Refino del área de Planificación y Desarrollo Estratégico de Repsol YPF. Durante el período 2002 a 2004 fue Director de la Unidad de Negocio de Refino y Marketing Brasil, y durante 2004 a 2007, fue Director Técnico de Refino y Logística. Por el otro lado, es miembro del Directorio de Oiltanking-Ebytem S.A., Oldelval S.A., OTA y OTC S.A. y es Presidente del Comité de Refinación de ARPEL. En la actualidad es nuestro Director de Control de Gestión.
Carlos Alfonsi
Carlos Alfonsi obtuvo el título de químico en la Universidad Tecnológica de Mendoza, Argentina, el título de “IMD Managing Corporate Resources” de Lausanne University y estudió en el Massachussets Institute of Technology. En 1987 se incorporó a nuestra compañía ocupando diversos cargos. Asimismo, el Sr. Alfonsi se ha incorporado en Repsol-YPF. Los cargos ocupados incluyen los cargos de Gerente de operaciones, director de la refinería La Plata, así como director de planeamiento operativo, Director de Comercio y Transporte para América Latina, Director de Refino y Marketing en Perú, Gerente de país para Perú, y R&M para Perú, Chile, Ecuador y Brasil. Desde enero de 2008 es nuestro Director de Refino y Operaciones Logísticas.
Ezequiel Eskenazi Storey
El Sr. Eskenazi Storey se desempeña como Vicepresidente de Agro Franca S.A. Es también Director Suplente en el Directorio de Los Boulevares S.A. y Petersen Inversiones S.A., y miembro del Directorio en Petersen Thiele y Cruz S.A., Santa Sylvia S.A. y Agro Franca S.A. El Sr. Ezequiel Eskenazi es hijo del Sr. Enrique Eskenazi, y hermano de los Sres. Sebastián y Matías Eskenazi.
Mauro Renato José Dacomo
El Sr. Dacomo obtuvo su título de abogado en la Universidad de Buenos Aires. Es socio en el estudio ABD. Es Presidente de Inwell S.A. y Los Boulevares S.A. El Sr. Dacomo se desempeña como asesor general en la Fundación Banco de Santa Cruz S.A., Fundación Nuevo Banco de Santa Fe S.A. y Fundación Nuevo Banco de Entre Ríos S.A. Es director suplente de Petersen Energía S.A. (Argentina), Arroyo Lindo S.A. y Nuevo Banco de Santa Fe S.A., y miembro del Directorio de Inwell S.A. y Nuevo Banco de Entre Ríos S.A. El Sr. Dacomo es también Director y Secretario de Petersen Energia S.A.
Ignacio Cruz Moran
El Sr. Moran estudió la carrera de contador público en la Universidad de Buenos Aires. El Sr. Moran inició su carrera en Arthur Andersen, ocupando el cargo de gerente para Entidades Financieras y Mercado de Capitales. Posteriormente, en el año 1998, se incorporó al grupo Petersen, siendo director suplente de Banco de Santa Cruz S.A., Nuevo Banco de Santa Fe S.A. y Red Link S.A. y miembro del Directorio en el Banco de San Juan S.A., Nuevo Banco de Entre Ríos S.A., ACH S.A. y Petersen Energia S.A. El Sr. Moran es actualmente nuestro Director Económico Financiero y es Director Suplente.
Eduardo Ángel Garrote
El Sr. Garrote obtuvo su título de arquitecto de la Universidad de Buenos Aires. Es director del Nuevo Banco de Santa Fe S.A. y director suplente del Nuevo Banco de Entre Rios S.A. El Sr. Garrote también es Gerente General de Petersen, Thiele y Cruz S.A.
Prácticas del Directorio
De acuerdo con lo establecido en la Ley de Sociedades Argentina, los Directores tienen la obligación de cumplir con sus deberes con la lealtad y diligencia de un buen hombre de negocios. Los directores son solidaria e ilimitadamente responsables ante nosotros, nuestros accionistas y terceros por el incumplimiento de sus deberes, por la violación de la ley o de nuestro Estatuto Social y otras regulaciones aplicables y por los daños y perjuicios causados por su dolo, abuso de facultades o culpa. Nuestro Estatuto Social, las regulaciones aplicables y las resoluciones de las asambleas de accionistas pueden asignar deberes específicos a un director. En tales casos, la imputación de responsabilidad de un director se hará atendiendo a su actuación individual siempre que su designación y asignación de funciones resuelta por asamblea estuviera inscripta en la IGJ.
Únicamente los accionistas a través de una asamblea de accionistas podrán autorizar a los directores para participar en actividades que se encuentran en competencia con nuestras actividades. Se autorizan las transacciones o los contratos celebrados entre directores y nosotros, en la medida en que se realicen en condiciones justas de mercado. Las transacciones que no se ajusten a la Ley de Sociedades Argentina deberán contar con la aprobación previa del Directorio o de la Comisión Fiscalizadora si no existiese quórum. Asimismo, estas transacciones deberán ser posteriormente aprobadas por los accionistas reunidos en una asamblea general. Si nuestros accionistas no hubiesen aprobado la transacción relevante, los directores y miembros de la Comisión Fiscalizadora que aprobaron dicha transacción serán solidaria e ilimitadamente responsables por cualquier daño y perjuicio causado a nosotros.
Un director con intereses personales que fueran contrarios a los nuestros deberá notificarlo al Directorio y a la Comisión Fiscalizadora y se abstendrá de votar sobre esas cuestiones. De lo contrario, dicho director será responsable hacia nosotros.
Un director no será responsable si, sin perjuicio de su presencia en la reunión en la cual se adoptó una resolución o aun teniendo conocimiento de dicha resolución, existiera un registro por escrito de su oposición a la resolución y si informara de su oposición a la Comisión Fiscalizadora antes de que se presente una demanda en su contra ante el Directorio, la Comisión Fiscalizadora, la Asamblea de Accionistas, el organismo gubernamental correspondiente o los tribunales. La responsabilidad de un director ante nosotros finaliza con la aprobación de su gestión por los accionistas, en una Asamblea General, siempre y cuando los accionistas que representaran al menos el 5% de nuestro capital accionario no tengan objeciones y su responsabilidad no resulte de una violación a las leyes, a nuestro Estatuto Social u otras regulaciones aplicables.
El Comité de Auditoría
El Régimen de Transparencia y las Resoluciones Nº 400/02 y Nº 402/02 de la CNV requieren la creación por parte de las compañías argentinas que hagan oferta pública de sus acciones, de un comité de auditoría, compuesto por al menos tres miembros del directorio. El Estatuto Social debe establecer la composición y las regulaciones para el funcionamiento del Comité de Auditoria. La mayoría de los miembros del Comité de Auditoría deberán ser directores independientes. Véase a continuación “Directores, Gerencia de la primera línea y Empleados - Independencia de los Miembros de nuestro Directorio y Comité de Auditoría”.
Nuestro Comité de Auditoría se creó el 6 de mayo de 2004.
Actualmente, los miembros del Comité de Auditoría son los siguientes: (i) Presidente: Mario Vázquez, (ii) miembros titulares: Mario Blejer, Carlos de la Vega, Federico Mañero y Carlos Bruno y (iii) miembro suplente: Javier Monzón.
Mario Vázquez fue elegido por nuestro Directorio para ser “Auditor Experto Financiero” de acuerdo con la normativa de la SEC.
Los directores ejecutivos no pueden ser miembros del Comité de Auditoría.
Nuestro Comité de Auditoría tiene como funciones, entre otras, las siguientes:
• inspeccionar en forma periódica la preparación de nuestra información económica y financiera;
• revisar y opinar con respecto a las propuestas del Directorio sobre la designación de auditores externos y la renovación, finalización y las condiciones de su designación;
• evaluar los trabajos de auditoría interna y externa, monitorear nuestra relación con los auditores externos y asegura su independencia;
• brindar la transparencia adecuada con respecto a las operaciones en las cuales existiera un conflicto de intereses con los miembros de los comités societarios o los accionistas controlantes;
• opinar sobre la razonabilidad de las propuestas del Directorio con respecto a los honorarios y a los planes de opción sobre acciones para los directores y administradores;
• verificar el cumplimiento de las regulaciones aplicables locales o internacionales con respecto a cuestiones relacionadas al comportamiento en los mercados de acciones; y
• asegurar que el Código de Ética interno cumpla con las demandas normativas y sea adecuado.
Actividades del Comité de Auditoría
El Comité de Auditoría, que conforme a sus regulaciones se reúne la cantidad de veces que sean necesarias, y como mínimo una vez por trimestre, celebró ocho reuniones entre el mes de mayo de 2007 y marzo de 2008.
Cumpliendo su función básica, que es la de apoyar al Directorio en sus deberes de supervisión y fiscalización, el Comité de Auditoría revisa en forma periódica nuestra información económica y financiera, supervisa los sistemas de control interno financiero y supervisa la independencia de los auditores externos.
Información financiera y económica
Con la ayuda del Gerente Administrativo Financiero y considerando el trabajo realizado por nuestros auditores externos e internos, el Comité de Auditoría analiza los estados contables consolidados anuales y trimestrales antes de ser presentados al Directorio.
Asimismo, debido a que nuestras acciones se negocian en la NYSE, conforme a las leyes estadounidenses, debemos incluir nuestra información financiera anual en el Formulario 20-F, que debe ser presentado ante la SEC. El Comité de Auditoría revisa dicho reporte antes de ser presentado a la SEC.
Supervisión del sistema de control interno
A fin de supervisar los sistemas internos de control financiero y asegurarse de que sean suficientes, adecuados y eficientes, el Comité de Auditoría supervisa el avance de la auditoría anual que tiene por objeto identificar nuestros riesgos críticos.
Durante cada ejercicio, el Comité de Auditoría recibe información de nuestro departamento de auditoría interna sobre los hechos más relevantes y las recomendaciones que surgen de su trabajo y el estado de las recomendaciones emitidas en ejercicios anteriores.
Hemos alineado el sistema de control interno para la información financiera con los requisitos establecidos por el Artículo 404 de la Sarbanes-Oxley Act de los Estados Unidos, un proceso que está supervisado por el Comité de Auditoría. Estas regulaciones exigen la presentación, junto con la auditoría anual, de un informe de nuestra dirección con relación al diseño y mantenimiento y una evaluación periódica del sistema de control interno para la presentación de información financiera, junto con un informe de nuestro auditor externo. Varios de nuestros departamentos se ocupan de esta actividad, incluyendo el departamento de auditoría interna. Nuestro auditor externo informó sobre nuestro sistema de control interno para la presentación de información financiera al 31 de diciembre de 2007.
Relaciones con los auditores externos
El Comité de Auditoría mantiene una relación estrecha con los auditores externos, lo que le permite llevar a cabo un análisis detallado de los aspectos relevantes de la auditoría de los estados contables y obtener información detallada sobre la planificación y los avances del trabajo.
Asimismo, el Comité de Auditoría evalúa los servicios prestados por nuestros auditores externos, determina si se cumple la condición de independencia de los auditores externos de acuerdo con lo requerido por las leyes aplicables, y monitorea el desempeño de los auditores externos a fin de asegurar de que sea satisfactorio.
Los accionistas, en una Asamblea celebrada el 13 de abril de 2007, aprobaron la designación de Deloitte & Co. S.R.L. como auditores externos de nuestros estados contables para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007. Al 31 de diciembre de 2007, y como consecuencia del proceso de evaluación detallado en el párrafo precedente, el Comité de Auditoría no tuvo objeciones a la designación de Deloitte & Co. S.R.L. como nuestros auditores externos para el ejercicio 2008. La Asamblea celebrada el 24 de abril de 2008 designó a Deloitte & Co. S.R.L. como auditores externos de nuestros estados contables para el ejercicio que finalizará el 31 de diciembre de 2008.
Independencia de los miembros de nuestro Directorio y del Comité de Auditoría
Conforme a las regulaciones de la CNV, se entenderá que un miembro del órgano de administración no reúne la condición de independiente, cuando se den una o más de las siguientes circunstancias a su respecto: (i) sea también miembro del órgano de administración o dependiente de los accionistas que son titulares de participaciones significativas (posesión de acciones que representen por lo menos el 35% del capital social, o una cantidad menor cuando tuvieren derecho a la elección de uno o más directores por clase de acciones o tuvieren con otros accionistas convenios relativos al gobierno y administración de la sociedad de que se trate, o de su controlante) en la sociedad, o de otras sociedades en las que estos accionistas cuentan en forma directa o indirecta con “participaciones significativas” o en la que estos accionistas cuenten con influencia significativa; (ii) esté vinculado a la sociedad por una relación de dependencia, o si estuvo vinculado a ella por una relación de dependencia durante los últimos tres años; (iii) tenga relaciones profesionales o pertenezca a una sociedad o asociación profesional que mantenga relaciones profesionales con, o perciba remuneraciones u honorarios (distintos de los correspondientes a las funciones que cumple en el órgano de administración) de la sociedad o los accionistas de esta que tengan en ella en forma directa o indirecta participaciones significativas o influencia significativa o con sociedades en las que estos también tengan en forma directa o indirecta participaciones significativas o cuenten con influencia significativa; (iv) en forma directa o indirecta, sea titular de participaciones significativas en la sociedad o en una sociedad que tenga participaciones significativas o cuente en ella con influencia significativa; (v) en forma directa o indirecta, venda o provea bienes o servicios a la sociedad o a los accionistas de esta que tengan en ella en forma directa o indirecta participaciones significativas o influencia significativa por importes sustancialmente superiores a los percibidos como compensación por sus funciones como integrante del órgano de administración; (vi) sea cónyuge, pariente hasta el cuarto grado de consanguinidad o segundo grado de afinidad de individuos que, de integrar el órgano de administración, no reunirían la condición de independientes establecidas en las normas de la CNV.
A la fecha de emisión del presente Prospecto, los Señores Santiago Carnero, Carlos Bruno, Carlos de la Vega, Federico Mañero, Javier Monzón, Mario Vazquez y Mario Blejer califican como miembros independientes de nuestro Directorio conforme a los criterios descriptos anteriormente.
El Comité de Transparencia
En el mes de febrero de 2003, creamos un Comité de Transparencia para:
• monitorear el cumplimiento general de las reglas y principios de actuación de voluntaria aplicación, especialmente con relación a sociedades que cotizan en bolsa y su gobierno corporativo;
• dirigir, establecer y mantener procedimientos para la elaboración de información de carácter financiera y contable que debamos aprobar y registrar o que se comunique en forma general a los mercados;
• dirigir, establecer y mantener sistemas de control interno adecuados y eficientes a fin de asegurar que nuestros estados contables incluidos en los informes anuales y trimestrales, como así también cualquier información de carácter contable y financiera a ser aprobada y registrada por nosotros, sean precisos, confiables y claros;
• identificar los riesgos más significativos de nuestros negocios y actividades que pudieran afectar la información contable y financiera que debemos aprobar y registrar;
• asumir las funciones que, conforme a las leyes de los Estados Unidos y a las reglas de la SEC, nos sean aplicables y que puedan ser asumidas por el Comité de Transparencia u otro comité interno de una naturaleza similar, especialmente aquellas actividades relacionadas con las reglas de la SEC de fecha 29 de agosto de 2002 (“Certificación de Transparencia en los Informes Trimestrales y Prospectos de las Sociedades” (“Certification of Disclosure in Companies’ Quarterly and Prospectus”) —SEC Release number 33-8124), con relación al respaldo para la certificación por parte de nuestro Gerente General y Director Económico Financiero sobre la existencia y el mantenimiento por nuestra parte de procedimientos y controles adecuados referentes a la elaboración de la información a ser incluida en su reporte anual incluido en el Formulario 20-F, y otra información de carácter financiero;
• asumir funciones similares a las previstas en las reglas de la SEC para un comité de transparencia en relación a a la existencia y el mantenimiento por nuestra parte de procedimientos y controles adecuados referentes a la elaboración y al contenido de la información a ser incluida en los estados contables anuales, y cualquier información de carácter contable o financiero a ser registrada ante la CNV y otras entidades reguladoras de los mercados de valores en los cuales se negocian nuestras acciones; y
• la elaboración de propuestas para un reglamento interno de conducta en los mercados de valores que se ajusten a las normas y reglas aplicables o a cualquier otra norma que se considere conveniente.
Asimismo, el Comité de Transparencia revisa y supervisa nuestros procedimientos para la elaboración y el registro de:
• notificaciones oficiales a la SEC, las autoridades del mercado de valores argentino y otras entidades reguladoras de los mercados de valores en los cuales se negocian nuestras acciones;
• informes financieros de períodos intermedios;
• comunicaciones de prensa que contengan información de carácter financiero sobre los resultados, ganancias, grandes adquisiciones, desinversiones u otra información relevante para los accionistas;
• comunicaciones generales a los accionistas; y
• presentaciones a analistas, inversores, agencias calificadoras e instituciones de préstamo.
El Comité de Transparencia está formado por ciertos directores ejecutivos de nuestra sociedad, algunos de los cuales también son miembros de nuestro Directorio.
Actualmente el Comité de Transparencia está formado por las siguientes personas:
| Nombre | Cargo |
|---|---|
| Sebastián Eskenazi | Vicepresidente Ejecutivo (CEO) |
| Antonio Gomis Sáez | Director General de Operaciones |
| Ignacio Cruz Moran | Director Económico Financiero Presidente |
| Alejandro Quiroga López | Director de Servicios Jurídicos Secretario |
| Tomás García Blanco | Director de Exploración y Producción |
| Alfredo Pochintesta | Director de Marketing |
| Carlos Alfonsi…………………… | Director de Refino y Logística |
| Rafael López Revuelta | Director de Química |
| Gonzalo López Fanjul | Director de Participaciones Industriales |
| Carlos Jiménez López . | Director de Control de Gestión Operativa |
| Ángel Ramos Sánchez | Director Administrativo y Fiscal |
| Sergio Resumil..………………….. | Director de Comunicación e Imagen |
| Fernando Dasso………………… | Director de Recursos Humanos |
| Juan Carlos Miranda | Director de Medios |
| Rubén Marasca | Director de Auditoría Interna |
| Aquiles Rattia | Director de Control de Reservas |
Directores Ejecutivos
El Presidente del Directorio, quien, conforme a nuestro estatuto, debe ser un director de las acciones Clase D, es elegido por el Directorio para ocupar el cargo por un plazo de dos años, o hasta que finalice su mandato como director, lo que suceda primero. Todos los demás funcionarios ocupan sus cargos por decisión del Directorio y pueden ser despedidos en cualquier momento sin notificación previa.
Todos nuestros directores ejecutivos son directores titulares o directores suplentes.
Titularidad de acciones de los Directores Ejecutivos
Ninguno de nuestros Directores ejecutivos es titular de alguna de nuestras acciones.
Cumplimiento con las normas de cotización de la NYSE sobre el gobierno corporativo
El 4 de noviembre de 2003, la SEC aprobó normas propuestas por la NYSE a fin de fortalecer las normas de gobierno corporativo para las sociedades que cotizan en bolsa.
Conforme a las normas de gobierno corporativo de la NYSE, al 31 de julio de 2005, la totalidad de los miembros del Comité de Auditoría debían ser independientes. La independencia se determina conforme a normas detalladas en forma precisa promulgadas por la NYSE y la SEC.
Diferencias significativas entre nuestras prácticas de gobierno y las exigidas por las normas de cotización de la NYSE
Las sociedades que cotizan en la NYSE que no son estadounidenses pueden, en general, cumplir con las prácticas de gobierno corporativo habituales de su país de origen en reemplazo de la mayoría de los requisitos de gobierno corporativo de la NYSE. Sin embargo, las normas de la NYSE exigen que las sociedades no estadounidenses revelen cualquier manera diferente en las cuales sus prácticas específicas de gobierno corporativo difieren de las sociedades estadounidenses bajo las normas de cotización de la NYSE.
A continuación se expone un resumen de las diferencias significativas entre nuestras prácticas de gobierno corporativo y las aplicables a sociedades estadounidenses bajo las normas de cotización de la NYSE. Debido a que más del 50% de nuestro bloque de votos está en poder de otra sociedad, Repsol YPF, no se nos exigiría cumplir con los siguientes requisitos de gobierno corporativo de la NYSE aún si fuéramos una sociedad constituida en los Estados Unidos: (i) contar con una mayoría de directores independientes, (ii) dar cumplimiento a los requisitos del comité de gobierno corporativo, y (iii) cumplir con el requisito del comité de remuneraciones.
Independencia de los directores del Directorio
Conforme a las normas de gobierno corporativo de la NYSE, una mayoría del Directorio debe estar formada por directores independientes, cuya independencia es determinada conforme a las normas promulgadas por la NYSE. A diferencia de la descripta bajo el título “Directores, Gerencia de la primera línea y Empleados—Independencia de los miembros del Directorio y del Comité de Auditoría”, la legislación argentina no regula la independencia de los directores ni los criterios de determinación de la independencia.
Comités de Remuneración y nombramientos
Conforme a las normas de gobierno corporativo de la NYSE, la totalidad de las sociedades estadounidenses que cotizan en la NYSE deben contar con un comité de remuneración y un comité de nombramientos y todos los miembros de dichos comités deben ser independientes de conformidad con las normas promulgadas por la NYSE. La legislación argentina no exige la constitución de estos comités.
Reuniones independientes de los directores no gerentes
De conformidad con las normas de gobierno corporativo de la NYSE, los directores independientes deben reunirse en forma periódica sin la presencia de los directores ejecutivos. La legislación argentina no exige esta práctica y, por lo tanto, los directores independientes de nuestro Directorio no se reúnen sin la presencia de los demás directores.
Código de Ética
Hemos adoptado un código de ética aplicable al Directorio y a la totalidad de los empleados. Desde su fecha de vigencia, el 15 de agosto de 2003, no se han otorgado exepciones al cumplimiento ni se ha reformado dicho código.
Remuneración de Directores y Directores Ejecutivos
La Ley de Sociedades Argentina dispone que la remuneración total pagada a los miembros del Directorio (incluidos los directores que actúan en carácter ejecutivo) con respecto a un ejercicio económico no puede exceder el 5% de la utilidad neta de dicho ejercicio si no se distribuyeran dividendos sobre dicha utilidad neta siendo este límite aumentado hasta un 25% de las ganancias, basado en el monto de dividendos, si fuesen pagados. La remuneración del presidente y de los demás directores que actuaran en carácter ejecutivo, junto con la remuneración de la totalidad de los directores, requiere aprobación de una Asamblea General Ordinaria de Accionistas según lo dispuesto por la ley argentina. La remuneración de los miembros de la Comisión Fiscalizadora es determinada por los accionistas en asamblea ordinaria.
Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007, la remuneración total pagada a los miembros del Directorio y a nuestros directores ejecutivos por todo concepto ascendió a Ps. 34.6 millones (Ps. 23,4 millones durante el perído de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008).
Durante el año 2007, nuestros programas de remuneración basados en el cumplimiento de objetivos incluyeron un plan de bonificación para aproximadamente 4.900 empleados.
El plan de bonificación dispone el pago de efectivo a los participantes en base a un conjunto de objetivos mensurables y específicos bajo el Programa de Administración de Objetivos de Repsol YPF y los resultados de la revisión del desempeño individual. La totalidad de los participantes son empleados de YPF incluidos en un nivel específico de sueldos. La participación de cada empleado elegible en el plan de bonificación oscila entre 15% y 55% del sueldo base anual de dicho empleado. Los porcentajes de las bonificaciones son fijados por el presidente de Repsol YPF con la aprobación del Comité de Remuneración de Repsol YPF al inicio de cada año calendario. El monto total de las bonificaciones otorgadas bajo las disposiciones del plan de bonificación no puede exceder el 90% de la máxima de participación individual y está vinculado al flujo de fondos neto de la sociedad.
En el año 2007, se devengaron $2 millones para los miembros elegibles del Directorio y funcionarios conforme a un plan seleccionado diferido de remuneración ($ 2,27 millones en el primer semestre de 2008).
Ninguno de nuestros directores no ejecutivos mantiene contratos de servicios con nosotros.
La Comisión Fiscalizadora
La Comisión Fiscalizadora es responsable de supervisar el cumplimiento por parte del Directorio y funcionarios de la Ley de Sociedades Argentina, los estatutos, las regulaciones aplicables (si las hubiera) y las resoluciones de la asamblea de accionistas. Las funciones de la Comisión Fiscalizadora también incluyen, entre otras, asistir a todas las reuniones de Directorio, preparar un informe sobre los estados contables para nuestros accionistas, asistir a las asambleas de accionistas y proveer de información cuando los accionistas que representen al menos el 2% de nuestro capital así lo solicitaran.
Nuestro Estatuto Social dispone la creación de una Comisión Fiscalizadora formada por tres a cinco miembros titulares y tres a cinco miembros suplentes, elegidos por un plazo de un año. Los accionistas Clase A tienen derecho a elegir un miembro titular y un miembro suplente de la Comisión Fizcalizadora mientras haya al menos una acción de la Clase A en circulación. Los tenedores de acciones Clase D eligen hasta cuatro miembros titulares y cuatro miembros suplentes de dicha comisión. De conformidad con nuestro Estatuto Social, cualquier miembro podrá convocar a una reunión de la Comisión Fiscalizadora. La reunión exige la presencia de todos los miembros, y se requiere una votación por mayoría para podar tomar una decisión. Los miembros titulares y suplentes de la Comisión Fiscalizadora no son miembros del Directorio. La función de nuestra Comisión de Fiscalización difiere de la del Comité de Auditoría. Ver “Comité de Auditoría”. Para el período concluido el 31 de diciembre de 2007, la remuneración total pagada a los miembros de la Comisión Fiscalizadora fue de Ps. 945.000.
A continuación aparece un detalle con los nombres de los miembros actuales de la Comisión Fiscalizadora, el año de su designación y el año en el cual vencen sus cargos:
| Nombre | Clase de acciones representadas | Cargo | Edad | Miembro desde |
|---|---|---|---|---|
| Silvana Rosa Lagrosa | A | Síndico titular | 50 | 2007 |
| Juan A. Gelly y Obes | D | Síndico titular | 52 | 2005 |
| Israel Lipsich | D | Síndico titular | 83 | 2008 |
| Santiago C. Lazzati | D | Síndico titular | 70 | 2005 |
| Carlos María Tombeur | D | Síndico titular | 53 | 2008 |
| Orlando Francisco Pelaya | A | Síndico suplente | 61 | 2006 |
| Arturo F. Alonso Peña | D | Síndico suplente | 58 | 2007 |
| Oscar Oroná | D | Síndico suplente | 60 | 2008 |
| Edgardo A. Sanguinetti | D | Síndico suplente | 57 | 2008 |
| Rubén Laizerowitch | D | Síndico suplente | 54 | 2008 |
Silvana Rosa Lagrosa
La Sra. Lagrosa obtuvo su título de contadora pública de la Universidad de Buenos Aires. Ha comenzado como miembro de la Sindicatura General de la Nación (SIGEN) desde 2000, donde actúa en calidad de síndico de nuestra compañía, Lotería Nacional S.E., Ferrocarril General Belgrano S.A., ENCOTESA e.l. y LAFSA.
Juan A. Gelly y Obes
El Sr. Gelly y Obes obtuvo su título de contador público en la Universidad de Belgrano en Buenos Aires. Es socio de la empresa consultora Otero Cano & Asociados – Contadores y es contador consultor en cuestiones legales del directorio del Banco Central. Anteriormente, se desempeñó como miembro de los comités de auditoría de Aerolíneas Argentinas S.A. y Agritech Inversora S.A.
Israel Lipsich
El Sr. Lipsichobtuvo sutítulo de contador público en la Universidad de Buenos Aires. Actualmente es miembro de la Comisión Fiscalizadora de Banco de San Juan S.A., Banco de Santa Cruz S.A., Nuevo Banco de Santa Fe S.A., Nuevo Banco de Entre Ríos S.A., Petersen, Thiele y Cruz S.A., Santa Sylvia S.A., Turfmax S.A. y Serra Lima S.A.
Santiago C. Lazzati
El Sr. Lazzati obtuvo sutítulo de contador público en la Universidad de Buenos Aires. Fue socio de Arthur Andersen desde 1974 hasta su retiro en 1993 y estuvo a cargo del área de Auditoría y Asesoramiento Comercial desde 1975 hasta 1987 desempeñándose además como Director de Prácticas desde 1987 hasta su retiro. Actualmente se desempeña en Argentina y otros países de Latinoamérica en áreas de consultoría, especialmente en servicios de capital humano. Es consultor de empresas, especializado en cuestiones vinculadas con administración y comportamiento humano. Es autor de quince libros y diversos artículos sobre contabilidad, auditoría y administración de empresas. Asimismo, el Sr. Lazzati es asesor de la Corte Penal Internacional en La Haya respecto de todas las cuestiones relativas a la organización de la Oficina del Fiscal a cargo, Dr. Luis Moreno Ocampo. Es además síndico de los Hoteles Sheraton y de Telefónica de Argentina y profesor titular de administración de empresas de la Universidad Católica Argentina.
Carlos María Tombeur
El Sr. Tombeur obtuvo sutítulo de abogado en la Facultad de Derecho y Ciencias Sociales de la Universidad de Buenos Aires en 1976. Fue profesor de Derecho Económico en la Facultad de Ciencias Económicas, y de Derecho Comercial en la Facultad de Derecho, ambas en la Universidad de Buenos Aires. El Sr. Tombeur también fue profesor de Derecho Económico en el Programa de Postgrado de Políticas Públicas de la Universidad Torcuato Di Tella. Entre 1999 y 2005 fue miembro del Directorio de YPF S.A. El Sr. Tombeur fue nombrado comptroller en Seguro de Depósitos S.A. (SEDESA) por el Banco Central para el período 1997-2001. También se desempeñó como subsecretario legal del Ministerio de Economía y Obras Públicas desde 1992 hasta 1996, y fue miembro del Banco Central (1991-1992). El Sr. Tombeur fue socio del Estudio Caride Fitte & Tombeur desde 1977 hasta 1991. Además es actualmente Socio del Estudio Severgnini, Robiola, Grinberg & Larrechea. También es miembro del Colegio Público de Abogados de la Capital Federal y de la International Bar Association. El Sr. Tombeur es actualmente Presidente del Directorio de EMC Computer Systems Argentina S.A. y Williams Lea Argentina S.A.
Orlando Francisco Pelaya
El Sr. Pelaya obtuvo sutítulo de contador público en la Universidad de Lomas de Zamora, Argentina. Es miembro de la Sindicatura General de la Nación (SIGEN), en la cual actúa como síndico de Educ.ar S.A., un portal web educativo (empresa estatal), INdeR S.E. (e.l.), el Instituto Nacional de Reaseguros (empresa estatal) e Interbaires S.A. Asimismo, es síndico suplente de AySA S.A., la compañía estatal de agua potable y alcantarillado; CAMMESA, una empresa de administración de electricidad; EDCADASSA S.A., una empresa de cargas aéreas; L.A.F.S.A., la línea aérea federal argentina; LT 10, empresa de radio, y de nuestra sociedad. También es coordinador de control de otras empresas estatales.
Arturo F. Alonso Peña
El Sr. Peña obtuvo su título de abogado en la Facultad de Derecho de la Universidad de Buenos Aires en 1973. Se desempeñó como síndico del Banco Hipotecario Nacional desde 1995 hasta 2001. Fue socio del estudio jurídico M&M Bomchil desde 1980 hasta 1985. Fue Jefe del Departamento de Marcas del Registro Nacional de Propiedad Intelectual en 1979 y secretario de un Tribunal de Primera Instancia en lo Comercial de la Ciudad de Buenos Aires desde 1974 hasta 1978. Actualmente se desempeña como abogado en el estudio jurídico Severgnini, Robiola, Grinberg & Larrechea.
Oscar Alberto Oroná
El Sr. Oroná obtuvo sutítuloen la Universidad de Belgrano, Buenos Aires, en 1975. Es abogado consultor del Estudio Cassagne Abogados. En 1991 finalizó el Petroleum Managment Certificate Program en Boston, Massachusetts. Anteriormente se desempeñó como miembro del Directorio de Astra Compañía Argentina de Petróleo S.A., Terminal Marítima Patagónica S.A., Pluspetrol Energy S.A., Central Dock Sud S.A., Inversora Dock Sud S.A., Empresa Petrolera Andina S.A. (Bolivia), Apex Petroleum Inc., Gas Argentino S.A., Metrogas S.A., Petroken Petroquimica Ensenada S.A.y Empresa de Distribución Eléctrica de Entre Ríos S.A. El Sr. Oroná fue también Vicepresidente Segundo de la Cámara de Sociedades Anónimas y Presidente del Comité Legal de la Cámara de la Industria del Petróleo y de San Isidro Golf Club S.A. Es miembro de la Comisión Fiscalizadora de Oleoductos del Valle S.A. y Metrogas S.A., como así también del Colegio Público de Abogados de la Capital Federal, la Amercian Bar Association, la Asociación de Derecho de la Energía, el Instituto Argentino del Petróleo y Gas IAPG y la Association of International Petroleum Negociators AIPN.
Edgardo A. Sanguineti
El Sr. Sanguineti obtuvo sutítulo deAdministración de Empresas en la Universidad de Buenos Aires y posee un Doctorado en Ciencias Económicas de la misma Universidad, donde fue profesor en el programa doctoral en Ciencias Económicas. Es Contador Público Certificado y Socio del Estudio Lazzati y Sanguineti – Management Consulting. El Sr. Sanguineti es miembro del Comité Estatutario de Auditoría de Telefónica de Argentina S.A., Telefónica Holding de Argentina S.A., Televisión Federal S.A.-Telefé, Atlántida Comunicaciones S.A. y Telefónica Media Argentina S.A., entre otras compañías.
Ruben Laizerowitch
El Sr. Laizerowitch obtuvo su título de abogado de la Universidad de Buenos Aires. Es director suplente de Petersen, Thiele y Cruz S.A., Estacionamientos Buenos Aires S.A. e INWELL S.A. También es director suplente de la Comisión Fiscalizadora del Banco Santa Cruz S.A.
Empleados
Al 30 de junio de 2008 teníamos aproximadamente 11.748 empleados, incluyendo aproximadamente 5.948 empleados del segmento de negocios de Refino y Marketing, aproximadamente 1.979 empleados del segmento de negocios de Exploración y Producción y aproximadamente 565 empleados del segmento de negocios Química.
Aproximadamente el 51% de nuestros empleados está representado por un sindicato (Federación Sindicatos Unidos Petroleros Hidrocarburíferos) que negocia los convenios laborales con nosotros. A finales de 2006 comenzamos nuevas negociaciones con los sindicatos, que resultaron en la prórroga de los convenios laborales hasta el año 2010. Las negociaciones también involucraron las condiciones económicas y sociales para nuestros empleados que están comprendidos en el convenio laboral. Consideramos que las actuales relaciones con nuestros trabajadores son buenas.
Como parte de nuestra privatización, reestructuramos nuestra organización interna y redujimos en forma importante el número de empleados. En este orden, acotamos nuestra fuerza laboral de más de 51.000 empleados (incluyendo aproximadamente 15.000 personas contratadas) al 31 de diciembre de 1990 a aproximadamente 7.500 al 31 de diciembre de 1993 habiendo pagado a los empleados afectados las indemnización requeridas por las leyes laborales argentinas, los cuales ascendieron a Ps. 686 millones. En relación con la reducción de nuestra fuerza laboral, al 30 de junio de 2008 hemos sido notificados de aproximadamente 2.027 juicios iniciados por ex empleados. Una mayoría importante de esos juicios ha sido iniciada por ex empleados que sostienen que recibieron pagos insuficientes en conexión con su despido, nuestras acciones no asignadas, de acuerdo con el “Programa de Propiedad Participada” (esta regulación fue designada para la venta de nuestras acciones de los empleados), y diversas enfermedades, lesiones relacionadas con el trabajo y compensaciones no especificadas que se pretenden tradicionalmente. El resultado de este tipo de litigios depende de cuestiones de hecho que varían según el caso y no siempre es posible predecir el resultado de los casos particulares.
Sobre la base de la cantidad y la naturaleza de los juicios ya iniciados, sin embargo, la probabilidad estimada de reclamos adicionales en vista de la cantidad de empleados despedidos, los plazos de prescripción aplicables, los principios legales involucrados en los juicios y las reservas de los estados contables previamente establecidas, nuestra dirección no espera que el resultado de estos juicios tenga un efecto negativo de importancia sobre nuestra situación financiera o sobre los resultados futuros de nuestras operaciones.
Maxus (una de nuestras subsidiarias) tiene una cantidad de planes de jubilación fiduciarios no-remunerativos que cubre a casi la mayoría de los empleados de tiempo completo. Los beneficios brindados por esos planes se estipulan según la cantidad de años de empleo y la remuneración percibida durante esos años. Esta sociedad tiene otros planes de jubilación no remunerativos para los funcionarios ejecutivos, empleados clave seleccionados y ex-empleados de Maxus. El plan de jubilación de Maxus fue congelado desde el 1ro de marzo de 2007, siendo modificado a partir del 1ro de marzo de 2007 para incluir el componente no electivo, a través del cual el encargado del plan aporta el 7,5% del salario básico anual de los empleados. Maxus también otorga beneficios por atención de la salud, seguro de vida y otros beneficios sociales a algunos de sus empleados que se retiran anticipadamente. Los montos pagaderos se calculan sobre los años de servicio del empleado. Durante marzo de 2008, YPF Holdings adquirió ciertos contratos de pensión a una compañía aseguradora a los efectos de acordar la responsabilidad relacionada con los beneficios bajo ciertos planes de jubilación de Maxus, por una prima de US$ 115 millones. La asunción de la responsabilidad por estos planes por parte de la compañía aseguradora tiene vigencia desde el 20 de marzo de 2008, fecha en la cual YPF Holdings pagó la prima.
Al 31 de diciembre de 2007, teníamos aproximadamente 21.500 empleados de terceros bajo contrato, la mayoría bajo contrato con grandes proveedores internacionales de servicios. Aunque tenemos políticas en relación con el cumplimiento de las obligaciones laborales y de seguridad social de sus contratistas, no estamos en posición de asegurar que los empleados de los contratistas no iniciarán acciones legales para buscar una indemnización pagada por nosotros sobre la base de una serie de precedentes jurisprudenciales argentinos de tribunales del trabajo que reconocen la responsabilidad solidaria y mancomunada entre el contratista y la entidad a la cual está brindando servicios bajo determinadas circunstancias.
La siguiente tabla muestra un detalle de nuestros empleados por unidad de negocios al 30 de junio de 2008.
| Empleados por Unidad de Negocios | |
|---|---|
| Exploración y producción | 1.979 |
| Local | 1.878 |
| Internacional | 20 |
| Gas Natural y Electricidad | 81 |
| Refino y Marketing | 5.948 |
| Local | 2.996 |
| OPESSA | 2.952 |
| A-Evangelista S.A. | 2.463 |
| Química | 565 |
| Administración Central y otras | 793 |
| Total YPF | 11.748 |
La siguiente tabla muestra un detalle de nuestros empleados por ubicación geográfica.
| Empleados por ubicación geográfica | |
|---|---|
| Argentina | 11.728 |
| EE.UU. | 20 |
| Total YPF | 11.748 |
Propiedad accionaria de Funcionarios Ejecutivos
Ninguno de nuestros funcionarios ejecutivos es titular de ninguna de nuestras acciones.
Auditores
Los auditores de los últimos tres (3) ejercicios anuales fueron los siguientes:
| Balance al: | Firmado por: | Estudio contable: | Domicilio: | Matriculado en: |
| 31 de diciembre de 2007 | Ricardo C. Ruiz | Deloitte & Co. S.R.L. | Florida 234, 5° piso – Ciudad Autónoma de Bs. As. | C.P.C.E.C.A.B.A. Tomo 156, Folio 159 |
| 31 de diciembre de 2006 | Ricardo C. Ruiz | Deloitte & Co. S.R.L. | Florida 234, 5° piso – Ciudad Autónoma de Bs. As. | C.P.C.E.C.A.B.A. Tomo 156, Folio 159 |
| 31 de diciembre de 2005 | Ricardo C. Ruiz | Deloitte & Co. S.R.L. | Florida 234, 5° piso – Ciudad Autónoma de Bs. As. | C.P.C.E.C.A.B.A. Tomo 156, Folio 159 |
Ricardo C. Ruiz, socio de la firma auditora, se encuentra matriculado en el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
La asamblea de accionistas celebrada el 24 de abril de 2008 aprobó la designación de Deloitte & Co. S.R.L. como auditores externos de nuestros estados contables por el ejercicio que finalizará el 31 de diciembre de 2008.
“Deloitte” se refiere a Deloitte Touche Tohmatsu, una asociación suiza, o a una o más integrantes de su red de firmas miembros, cada una de las cuales constituye una entidad separada e independiente desde el punto de vista legal. Una descripción detallada de la estructura legal de Deloitte Touche Tohmatsu y sus firmas miembros puede verse en el sitio web www.deloitte.com/about.
ACCIONISTAS PRINCIPALes Y transacciones con partes relacionadas
El siguiente cuadro muestra información relacionada con la titularidad de nuestras acciones a la fecha del presente prospecto.
| Cantidad de acciones | (%) | |
|---|---|---|
| Repsol YPF (1) | 330.945.294 | 84,14% |
| Petersen Energía | 58.603.606 | 14,90% |
| Público inversor en general | 3.648.067 | 0,93% |
| Gobierno nacional y provinciales de Argentina (2) | 11.388 | <0,01% |
| PPP(3) | 104.438 | 0,03% |
(1) Los montos y porcentajes de titularidad de las acciones no reflejan las opciones otorgadas a los Beneficiarios de las Opciones Petersen, por parte de Repsol YPF, para adquirir hasta un 10,1% de nuestro capital social de acuerdo con las Opciones Petersen descriptas a continuación con mayor detalle. El 20 de mayo de 2008, PEISA ejerció la opción de adquirir acciones nuestras que representan el 0,1% del capital social de la misma, lo cual quedará formalizado luego del cumplimiento de ciertos requerimientos. El porcentaje y la cantidad de acciones de Repsol YPF incluyen las tenencias de Repsol YPF Capital S.L., Repsol Exploración S.A. y Caveant S.A., sociedades controladas directa o indirectamente por Repsol YPF y que poseen el 5,30%, el 0,42% y el 1,37% de nuestro capital social, respectivamente
(2) Refleja la titularidad de 3.764 acciones Clase A y 7.624 acciones Clase B por el gobierno federal y los gobiernos provinciales de la República Argentina.
(3) Refleja la titularidad de 104.438 acciones Clase C.
El 21 de febrero de 2008, Petersen Energía adquirió de Repsol YPF 58.603.606 de nuestros ADSs, lo que representa el 14,9% de nuestro capital social, por un monto de US$ 2.235 millones. Asimismo, Repsol YPF otorgó a los Beneficiarios de las Opciones Petersen opciones para adquirir hasta un 10,1% adicional de nuestro capital social en circulación en el transcurso de cuatro años.
El 20 de mayo de 2008, PEISA ejerció la opción de adquirir acciones nuestras que representan el 0,1% de nuestro capital social, lo cual quedará formalizado luego del cumplimiento de ciertos requisitos.
A continuación se consignan resúmenes de ciertos términos sustanciales de los contratos celebrados entre Repsol YPF y el Grupo Petersen en relación con la Operación Petersen y las Opciones Petersen, según se detalla en las presentaciones públicas de Repsol YPF.
Contrato de Compra de Acciones y Contratos Financieros Relacionados
De acuerdo con el contrato de compra de acciones, Petersen Energía adquirió de Repsol YPF 58.603.606 ADSs, que representan el 14,9% de nuestro capital social en circulación, por un precio total de compra de US$ 2.235 millones o US$ 38,13758 por ADS. Dicha compraventa está sujeta a condición resolutoria de que se obtengan ciertas autorizaciones de la CNDC, dentro de los 12 meses desde la fecha del contrato de compra de acciones. En caso de que no se obtuvieren dichas autorizaciones, Repsol YPF ha acordado con Petersen Energía y los prestamistas, de acuerdo con el préstamo a plazo fijo garantizado y con prioridad, detallado a continuación, a dejar sin efecto la Operación Petersen.
La compra de nuestros títulos por parte de Petersen Energía se financió mediante un préstamo a plazo fijo garantizado y con prioridad de US$ 1.026 millones otorgado por determinadas entidades financieras (“Préstamo de Entidades Financieras”), incluyendo subsidiarias de los colocadores internacionales y un préstamo de US$ 1.015 millones, en virtud de un contrato de crédito del vendedor celebrado con Repsol YPF (el “Préstamo del Vendedor”), como asimismo por capitales aportados por accionistas de Petersen Energía. El Préstamo del Vendedor vence el 21 de febrero de 2018. Los pagos de capital deberán realizarse en determinados intervalos periódicos a partir del año 2013 hasta la fecha de vencimiento. El Préstamo del Vendedor devenga intereses a una tasa anual de 8,12% hasta el 15 de mayo de 2013, inclusive, y luego a una tasa anual del 7%, contemplando otros términos y condiciones usuales.
Nuestras acciones adquiridas por Petersen Energía están prendadas en garantía de pago del Préstamo de Entidades Financieras y del Préstamo del Vendedor. El Préstamo del Vendedor está subordinado al Préstamo de Entidades Financieras.
Contratos de Opción
Repsol YPF otorgó a los Beneficiarios de las Opciones Petersen, una opción para adquirir un número de acciones Clase D o ADSs que representen el 0,1% de nuestro capital social, de acuerdo con el primer contrato de opción de fecha 21 de febrero de 2008, y una opción para adquirir un número adicional de acciones Clase D o ADSs que ascienda al 10,0% de nuestro capital social, de acuerdo con el segundo contrato de opción, de la misma fecha (conjuntamente, las “Acciones de la Opción”), con sujeción a ciertos términos y condiciones. Las Opciones Petersen vencen el 21 de febrero de 2012. El precio de ejercicio por cada Acción de la Opción se determinará de acuerdo con la siguiente fórmula: (i) US$ 15 mil millones multiplicado por el índice de precios al consumidor publicado mensualmente por la Oficina Estadounidense de Estadísticas Laborales (United Status Bureau of Labor Statistics) para el período desde la fecha de los contratos de opción hasta la fecha de ejercicio de las opciones, (ii) más o menos nuestros resultados acumulados desde la fecha de los contratos de opción hasta la fecha de ejercicio de las opciones (con ciertos ajustes por impuestos pagados), (iii) menos los dividendos pagados desde la fecha de los contratos de opción hasta la fecha de ejercicio, (iv) más o menos cualquier cambio en nuestro capital social, (v) dividido por el número de acciones en circulación a la fecha de ejercicio de las opciones.
Los Beneficiarios de las Opciones Petersen sólo podrán ejercer la opción de compra en virtud del primer contrato de opción en una única oportunidad por el total de las acciones por las que se otorga la opción de compra. Los Beneficiarios de las Opciones Petersen, en virtud del segundo contrato de opción, podrán ejercer su derecho total o parcialmente en una o más oportunidades durante el período de ejercicio de dicho contrato de opción.
Con fecha 7 de mayo de 2008, los Beneficiarios de las Opciones Petersen cedieron todos sus derechos y obligaciones derivados del primer contrato de opción a PEISA, la cual, el 20 de mayo de 2008 ejerció la opción de adquirir de Repsol YPF y ciertas afiliadas, acciones que representan el 0,1% de nuestro capital. Una vez perfeccionada la transferencia de acciones en virtud de la opción ejercida, Petersen Energía y PEISA conjuntamente serán titulares de acciones Clase D que representen al menos 15% de nuestro capital.
Nuestro Estatuto Social establece que cuando una entidad, junto con sus afiliadas, pretenda adquirir una participación de 15% o más en nuestro capital, debe realizar una OPA de todas nuestras acciones de todas las clases y de todos los títulos convertibles en acciones. En consecuencia, PEISA anunció el lanzamiento de una OPA por la totalidad de nuestras acciones que aún no posee, a un precio de US$ 49,45 por acción. Nuestro Directorio, en la reunión del 23 de mayo de 2008, emitió una opinión favorable sobre la razonabilidad del precio por acción. Repsol, en virtud de su primer contrato de opción con Petersen Energía, ha manifestado que no aceptará la oferta formulada por PEISA respecto de sus acciones de nuestra sociedad. La OPA ha sido autorizada por la CNV por resolución de su Directorio de fecha 4 de septiembre de 2008. El plazo de aceptación de la OPA ha comenzado el 11 de septiembre de 2008 y se extenderá hasta el 20 de octubre de 2008. La transferencia y el pago de las acciones Clase D previstas en el primer acuerdo de opción se llevará a cabo dentro de los treinta días de la finalización de la OPA.
Con sujeción a ciertos términos y condiciones incluidos en las Opciones Petersen, Repsol YPF ha acordado brindar financiamiento de hasta el 48% del precio de ejercicio que deba pagarse para las Acciones de la Opción adquiridas por los Beneficiarios de las Opciones Petersen. Repsol YPF también ha acordado financiar o garantizar el financiamiento de hasta el 100% del precio que los Sres. Eskenazi deban pagar para adquirir acciones de otros accionistas a través de una OPA obligatoria que surja como resultado de la compra por parte de Petersen Energía y sus partes relacionadas, incluyendo ciertos miembros de la familia Eskenazi, de una participación en nuestro capital social igual o mayor al 15%. Este compromiso se limita a un monto máximo equivalente al precio necesario para comprar acciones Clase D o ADSs, por un monto equivalente al 0,9% de nuestro capital social, que corresponde al porcentaje de acciones que no se encontraban bajo la propiedad de Repsol YPF antes de la Operación Petersen.
Los Beneficiarios de las Opciones Petersen acordaron que, si ejercieran la opción bajo el segundo contrato de opción, no tranferirán, por un período de cinco años, el 10% de nuestro capital en circulación referido en dicho contrato, pero no se contempló una obligación en tal sentido repecto del primer contrato de opción.
Acuerdo de Accionistas
Petersen Energía, Repsol YPF, Repsol YPF Capital S.L., Repsol Explotación S.A. y Caveant S.A., controladas de Repsol YPF celebraron un acuerdo de accionistas el 21 de febrero de 2008, en relación con la Operación Petersen, estableciendo ciertos derechos y obligaciones referidas a nuestro gobierno y determinados procedimientos y limitaciones para las transferencias de nuestras acciones, entre otras cuestiones. Este acuerdo es parasocietario y no oponible a nosotros ni a los accionistas que no formen parte del mismo. A continuación se consigna un resumen de los términos sustanciales del acuerdo de accionistas sobre la base de las presentaciones públicas de Repsol YPF.
Votación en las Asambleas de Accionistas
Repsol YPF y Petersen Energía han acordado discutir y lograr un acuerdo sobre el sentido de su voto con respecto a las propuestas presentadas en las asambleas de accionistas en relación con determinados asuntos, incluyendo ciertos aumentos o reducciones de nuestro capital (salvo por las reducciones que sean requeridas legalmente), la fusión, tranformación, escisión o disolución de nuestra sociedad o de alguna de nuestras subsidiarias, la desinversión de bienes sustanciales de nuestra sociedad o de algunas de nuestras subsidiarias, la modificación de nuestros estatutos, y la designación o remoción de nuestros auditores externos, entre otras materias. En caso de que Repsol YPF y Petersen Energía no pudieran arribar a un acuerdo sobre estos asuntos, han acordado votar en contra de dichas propuestas.
Composición de nuestro Directorio
Repsol YPF y Petersen Energía han acordado que la composición de nuestro Directorio reflejará en forma proporcional la representación de las participaciones de Repsol YPF y Petersen Energía en nuestro capital social, y (i) Repsol YPF conservará el derecho de designar a la mayoría de los miembros de nuestro Directorio siempre que sea titular de la mayoría de nuestro capital social, y (ii) Petersen Energía tendrá derecho a designar, al menos, cinco miembros de nuestro Directorio (o tres miembros en caso de que su participación en nuestro capital social hasta el 10%).
Designación de Directores y Funcionarios y determinadas Resoluciones del Directorio
Repsol YPF y Petersen Energía han acordado que el Presidente de nuestro Directorio y nuestro Subgerente General o Chief Operating Officer (el “COO”) sean designados por Repsol YPF, mientras que nuestro Gerente General o Chief Executive Officer (el “CEO”) sea designado por Petersen Energía. Acordaron que, en principio, el Sr. Antonio Brufau Niubó continuará en su cargo de Presidente de nuestro Directorio, el Sr. Sebastián Eskenazi se desempeñará como nuestro CEO, el Sr. Antonio Gomis actuará como nuestro COO y el Sr. Enrique Eskenazi se desempeñará como director y Vicepresidente no Ejecutivo del Directorio. Cuando el Sr. Enrique Eskenazi deje de ser director, dicha vicepresidencia no ejecutiva quedará vacante.
Determinadas decisiones de nuestro Directorio deberán contar con el voto afirmativo de los directores que representen a Repsol YPF y Petersen Energía, incluyendo toda medida que tenga como resultado cualquiera de los asuntos específicos incluidos en “Votación en las Asambleas de Accionistas”, la reducción de nuestra participación directa o indirecta en algunas de nuestras subsidiarias, la contratación de endeudamientos, garantías o inversiones que contractualmente limiten el pago de dividendos o que causen que nuestro ratio de deuda consolidada EBITDA alcance o supere 3:1, la realización de inversiones no contempladas en el presupuesto o adquisiciones, que, en conjunto, superen US$ 250 millones, y la solicitud de declaración de concurso o quiebra, entre otras cuestiones. En caso de que Repsol YPF y Petersen Energía no puedan arribar a un acuerdo sobre estos asuntos determinados, ellos han acordado instruir a sus directores para que voten en forma contraria a dichos asuntos.
Restricciones a las Transferencias y Acuerdos Cerrados
Petersen Energía ha acordado no transferir ninguna acción de nuestro capital social por un plazo de cinco años, con sujeción a determinadas excepciones, incluyendo la condición de que Repsol YPF continúe siendo titular de, al menos, el 35% de nuestro capital social en circulación. Asimismo, si nuestros pagos de dividendos fueran insuficientes a efectos de que Petersen Energía cumpla sus obligaciones bajo el Préstamo de Entidades Financieras o si Petersen Energía hubiera satisfecho totalmente el préstamo a plazo fijo garantizado y con prioridad, Petersen Energía podrá disponer de sus acciones de nuestro capital social, siempre que Petersen Energía mantenga una participación mínima de entre el 10% y 15% (según los Beneficiarios de las Opciones Petersen hayan ejercido plenamente las Opciones Petersen y excluyendo determinados supuestos de dilución con respecto a aumentos de capital).
Repsol YPF ha acordado mantener al menos el 50,01% de nuestro capital social por un plazo de cinco años, salvo que Petersen Energía cancele plenamente el Préstamo de Entidades Financieras. Luego de que se haya cancelado integralmente el Préstamo de Entidades Financieras, Repsol YPF ha acordado mantener, como mínimo, el 35% de nuestro capital social, siempre que mantenga una participación mínima de entre el 10% y 15% (sujeto a que los Beneficiarios de las Opciones Petersen, hayan ejercido plenamente las Opciones Petersen y excluyendo determinados supuestos de dilución con respecto a aumentos de capital), con la salvedad de que Repsol YPF podrá vender acciones a un comprador que sea una compañía de “primera línea” en el negocio del gas y petróleo y acuerde someterse a los términos y condiciones del acuerdo de accionistas.
Luego de cinco años: (i) Petersen Energía podrá transferir sus acciones sin limitación alguna; y (ii) siempre que Petersen Energía mantenga una participación mínima en nuestro capital social de entre el 10% y 15% (sujeto a que los Beneficiarios de las Opciones Petersen, hayan ejercido plenamente las Opciones Petersen y excluyendo determinados supuestos de dilución con respecto a aumentos de capital), Repsol YPF deberá mantener una participación que, junto con la participación real de Petersen Energía, sume el 40% de nuestro capital social, con sujeción a determinadas condiciones, con la salvedad de que Repsol YPF podrá vender acciones a un comprador que sea una compañía de “primera línea” en el negocio del gas y petróleo y acuerde someterse a los términos y condiciones del acuerdo de accionistas.
Derechos de venta conjunta, Derecho a Participar en la Oferta Pública y Derecho de Compra Preferente
En caso de que Petersen Energía haya repagado totalmente el Préstamo de Entidades Financieras, cuando Repsol YPF venda más del 5% de nuestro capital en circulación, Petersen Energía tendrá un derecho de acompañamiento proporcional (tag along) con respecto a dicha venta por parte de Repsol YPF. Petersen Energía también tiene derecho de participar, en forma proporcional, en cualquier oferta pública de venta de nuestras acciones en circulación que Repsol YPF lleve a cabo.
Asimismo, cuando Repsol YPF o Petersen Energía vendan un paquete de nuestras acciones que represente más del 10% de nuestro capital social, la otra parte tendrá un derecho de adquisición preferente (first refusal) para adquirir dichas acciones, con sujeción a determinados términos y condiciones.
Adquisición de Ciertos Activos Latinoamericanos de Repsol YPF
Repsol YPF y Petersen Energía han acordado permitirnos evaluar la posible compra, a valor de mercado, de algunos activos latinoamericanos específicos de Repsol YPF a efecto de expandir y diversificar nuestro negocio.
Dividendos
Repsol YPF y Petersen Energía han acordado adoptar una política de dividendos en virtud de la cual podamos distribuir el 90% de nuestras utilidades en concepto de dividendos, a partir de nuestro ingreso neto del año 2007. También han acordado votar a favor de nuestra solicitud de distribución de dividendos adicionales de US$ 850 millones, además de la distribución de nuestro ingreso neto de acuerdo con lo mencionado anteriormente, pagables durante los años 2008 y 2009. Consecuentemente, hemos efectuado pago de dividendos por un monto de Ps. 4.232 millones en febrero de 2008 y Ps. 2.557 millones en mayo de 2008.
Oferta de Adquisición por Petersen Energía
Repsol YPF ha acordado no concurrir a la OPA de nuestras acciones que Petersen Energía o sus afiliadas deba realizar si adquieren el 15% o más de nuestro capital en circulación (como resultado del ejercicio de una de los Opciones Petersen o de otra forma).
Plazo y Rescisión
El acuerdo de accionistas continuará en vigor durante nuestra existencia. No obstante, el mismo queda sujeto a terminación anticipada si la participación en nuestro capital social de Repsol YPF cae por debajo del 12,5% o si la participación en nuestro capital social de Petersen Energía es inferior al 10%. El acuerdo de accionistas también está sujeto a rescisión si ocurren algunos supuestos de incumplimiento en virtud de dicho acuerdo de accionistas, o si, dentro de los treinta días hábiles de la declaración de quiebra de cualquiera de las partes, la parte cuya quiebra se decretase no puede proveer una garantía suficiente para la otra parte.
Derechos de Registro y Contratos Relacionados
De acuerdo con los términos del contrato de derechos de registro celebrado entre nosotros, Repsol YPF y las entidades financieras que otorgan el Préstamo de Entidades Financieras, hemos acordado presentar una declaración de registro para la emisión de reventa (resale shelf registration statement) de conformidad con la Ley de Títulos con respecto a los ADSs vendidos en la Operación Petersen, lograr que la SEC la autorice y mantenerla en vigencia hasta que se cumplan determinadas condiciones. El 20 de febrero de 2008 presentamos ante la SEC dicha declaración de registro en el Formulario F-3. Luego de la caducidad del Préstamo de Entidades Financieras por el acaecimiento o continuación de cualquier supuesto de incumplimiento en virtud de dicho crédito, Credit Suisse, London Branch, el agente administrativo que actúa en representación de los prestamistas conforme el Préstamo de Entidades Financieras como titulares de dichos títulos gravados, podrá vender dichos títulos en virtud de la declaración de registro luego de cursarnos notificación, con la salvedad de que podemos suspender el uso de la declaración de registro en caso de que ocurran ciertos hechos específicos. Cualquier titular podrá transferir dichos títulos o derechos de registración asociados.
En el supuesto de que no mantengamos en efecto en forma continua la declaración de registro y opere la caducidad del Préstamo de Entidades Financieras debido al acaecimiento o continuación de un supuesto de incumplimiento en virtud de dicho préstamo, deberemos pagar ciertos daños y perjuicios específicos a los tenedores de las acciones registrables. El contrato de derechos de registración establece que los accionistas vendedores y nosotros debemos indemnizarnos recíprocamente y a nuestros y a sus respectivos directores, directivos, agentes, empleados y personas controlantes contra determinadas obligaciones referidas a la oferta y venta de los ADSs, incluyendo las obligaciones estipuladas en la Ley de Títulos o tendremos derecho a una contribución en relación con dichas obligaciones. Asimismo, Repsol YPF y Petersen Energía PTY Ltd., la sociedad controlante de Petersen Energía S.A., han acordado en un contrato independiente indemnizarnos contra ciertas pérdidas determinadas que resulten de nuestro compromiso de mantener indemnes a los accionistas vendedores y sus directores, directivos y personas controlantes de acuerdo con el contrato de derechos de registro (con excepción de las pérdidas que resulten de un fallo definitivo que establezca la existencia de una declaración falsa sustancial o una omisión de algún hecho incluida en nuestra declaración de registro anticipada de la emisión o el prospecto allí incluido, o un arreglo basado en dichos reclamos). Repsol YPF o Petersen Energía S.A. pagarán todos nuestros gastos originados en la registración, oferta y venta de los ADSs al público (sujeto a los topes y limitaciones establecidos en el contrato de derechos de registración) y cada Accionista Vendedor será responsable por el pago de comisiones, concesiones, honorarios y descuentos de los colocadores, agentes intermediarios y representantes.
También hemos celebrado un contrato de derechos de registro por separado con respecto a las Acciones de Opción, en términos y condiciones sustancialmente similares a los incluidos en el contrato de derechos de registro celebrado con respecto a los ADSs vendidos en la Operación Petersen.
Transacciones con partes relacionadas
Las principales transacciones con partes relacionadas consisten a préstamos a corto plazo con sociedades relacionadas otorgados por nosotros a tasas de interés de mercado, ventas de productos refinados y de otros productos a ciertas afiliadas y nuestra compra a ciertas afiliadas de productos hidrocarburíferos y otros productos que nuestra compañía no produce. Los precios de las transacciones con las partes relacionadas son sustancialmente similares a los montos cobrados correspondientes a operaciones celebradas por y/o a nosotros con terceros no relacionados.
Al 31 de diciembre de 2007, 2006 y 2005, los principales saldos pendientes por operaciones con la sociedad controlante y otras sociedades relacionadas no consolidadas eran los siguientes:
| 2007 | 2006 | 2005 | |||||||||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Créditos por ventas | Otros créditos | Cuentas por pagar | Créditos por ventas | Otros créditos | Cuentas por pagar | Créditos por ventas | Otros créditos | Cuentas por pagar | |||||||||||
| Corriente | Corriente | Corriente | Corriente | Corriente | Corriente | Corriente | Corriente | No Corriente | Corriente | ||||||||||
| Sociedades bajo control conjunto: | |||||||||||||||||||
| Profertil S.A. | - | - | - | - | - | - | 2 | - | - | - | |||||||||
| Compañía Mega S.A. (“Mega”) | 167 | - | - | 105 | 1 | - | 110 | - | - | - | |||||||||
| Refinería del Norte S.A. (“Refinor”) | 39 | - | 19 | 50 | - | 6 | 41 | - | - | 12 | |||||||||
| 206 | - | 19 | 155 | 1 | 6 | 153 | - | - | 12 | ||||||||||
| Sociedades bajo influencia significativa: | 25 | 27 | 33 | 36 | 8 | 143 | 38 | 4 | - | 46 | |||||||||
| Sociedad controlante y otras sociedades relacionadas bajo control común: | |||||||||||||||||||
| Repsol YPF | - | 6 | 43 | - | 979 | 22 | - | 1.404 | - | 83 | |||||||||
| Repsol YPF Transporte y Trading S.A. | 199 | - | 3 | 110 | - | 34 | 62 | - | - | 30 | |||||||||
| Repsol YPF Gas S.A. | 30 | 5 | 1 | 34 | 5 | 2 | 18 | 1 | - | 1 | |||||||||
| Repsol YPF Brasil S.A. | 10 | 1.102 (1) | - | 12 | 1.305 | - | 15 | 18 | 267 | 19 | |||||||||
| Repsol International Finance B.V. | - | 1.427 (1) | - | - | 1.520 | - | - | 1.571 | - | - | |||||||||
| Repsol Netherlands Finance B.V. | - | 51 | - | - | 47 | - | - | 116 | - | - | |||||||||
| Gaviota Re S.A. | - | - | - | - | - | - | - | - | 104 | - | |||||||||
| Repsol YPF E&P Bolivia S.A. | - | - | - | - | - | - | - | 2 | - | 69 | |||||||||
| Others | 63 | 63 | 41 | 44 | 18 | 31 | 66 | 23 | - | 19 | |||||||||
| 302 | 2.654 | 88 | 200 | 3.874 | 89 | 161 | 3.135 | 371 | 221 | ||||||||||
| 533 | 2.681 | 140 | 391 | 3.883 | 238 | 352 | 3.139 | 371 | 279 |
- A la fecha de emisión de nuestros estados contables al 31 de diciembre de 2007, estos créditos fueron cobrados en su totalidad.
Las principales operaciones de compra, de venta y financieras con sociedades relacionadas por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2007, 2006 y 2005, son las siguientes:
| 2007 | 2006 | 2005 | |||||||||||||||||||||
| Ventas | Compras y servicios | Préstamos (otorgados) cobrados | Intereses ganancia (pérdida) | Ventas | Compras y servicios | Préstamos (otorgados) cobrados | Intereses ganancia (pérdida) | Ventas | Compras y servicios | Préstamos (otorgados) cobrados | Intereses ganancia (pérdida) | ||||||||||||
| Sociedades bajo control conjunto: | |||||||||||||||||||||||
| Profertil S.A. | 32 | 86 | - | - | 29 | 53 | - | - | 32 | 35 | - | - | |||||||||||
| Mega | 669 | - | - | - | 629 | - | - | - | 514 | - | - | - | |||||||||||
| Refinor | 199 | 66 | - | - | 200 | 79 | - | - | 156 | 87 | - | - | |||||||||||
| Petroken | - | - | - | - | - | - | - | - | 87 | 3 | - | - | |||||||||||
| 900 | 152 | - | - | 858 | 132 | - | - | 789 | 125 | - | - | ||||||||||||
| Sociedades bajo influencia significativa: | 90 | 151 | 25 | - | 152 | 231 | - | - | 245 | 262 | - | - | |||||||||||
| Sociedad controlante y otras sociedades relacionadas bajo control común: | |||||||||||||||||||||||
| Repsol YPF | - | 18 | 926 | 15 | - | 7 | 350 | 67 | - | 16 | - | 56 | |||||||||||
| Repsol YPF Transporte y Trading S.A. | 1.276 | 827 | - | - | 923 | 654 | - | - | 546 | 508 | - | - | |||||||||||
| Repsol YPF Brasil S.A. | 116 | - | 225 | 88 | 97 | - | (1.011) | 69 | 72 | - | - | 11 | |||||||||||
| Repsol YPF Gas S.A. | 227 | 6 | - | - | 210 | 5 | - | - | 192 | 4 | 53 | 5 | |||||||||||
| Repsol International Finance B.V. | - | - | 143 | 91 | - | - | 63 | 65 | - | - | 191 | 62 | |||||||||||
| Repsol Netherlands Finance B.V. | - | - | (2) | 7 | - | - | 68 | 8 | - | - | (112) | 1 | |||||||||||
| Repsol YPF E&P Bolivia S.A. | - | - | - | - | 1 | 446 | - | - | 2 | 323 | - | - | |||||||||||
| Repsol YPF Chile Ltda. | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | 306 | 20 | |||||||||||
| Gaviota Re S.A. | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | 104 | |||||||||||
| Others | 160 | 10 | - | - | 157 | 11 | - | - | 205 | 1 | - | - | |||||||||||
| 1.779 | 861 | 1.292 | 201 | 1.388 | 1.123 | (530) | 209 | 1.017 | 852 | 438 | 259 | ||||||||||||
| 2.769 | 1.164 | 1.317 | 201 | 2.398 | 1.486 | (530) | 209 | 2.051 | 1.239 | 438 | 259 |
Adicionalmente, las principales transacciones con partes relacionadas en el primer semestre de 2008 son préstamos a corto plazo otorgados y recibidos por nosotros a valores de mercado (representando un total de cobranzas netas de Ps. 2.620 millones y un total neto de préstamos recibidos de Ps. 528 millones en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008), ventas de productos refinados y otros productos a ciertas partes relacionadas por un monto de Ps. 1.496 millones en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008, y compras de petróleo y otros productos que no producimos a ciertas partes relacionadas por un monto de Ps. 727 millones en el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008. Los precios de las transacciones con partes relacionadas se aproximan a los montos cobrados por y/o a nosotros por terceros no relacionados.
Asimismo, Repsol YPF y Petersen Energía PTY Ltd., sociedad controlante de Petersen Energía, acordaron mantenernos indemnes frente a ciertas pérdidas específicas como consecuencia de nuestro acuerdo de mantener indemnes a los accionistas vendedores y a sus directores, funcionarios y personas controlantes conforme a los contratos de derechos de registro que hemos celebrado en relación con la Operación Petersen (excluyendo pérdidas que resulten de una sentencia que determine una manifestación incorrecta u omisión de hecho en la declaración de registro o un prospecto o cualquier pago basado en dicho reclamos). Repsol YPF o Petersen Energía pagarán todos los gastos de la oferta. Véase “Accionistas Principales y Transacciones con Partes Relacionadas – Derechos de Registro y Contratos Relacionados.”
En el capítulo "Información sobre la emisora – Panorama General" encontrará un organigrama que muestra nuestra estructura orgánica, incluidas nuestras participaciones en nuestras principales afiliadas.
Legislación argentina relativa a transacciones con partes relacionadas
El Artículo 73 del Régimen de Transparencia establece que antes que una sociedad que realice oferta pública de sus acciones en Argentina pueda celebrar actos o contratos que involucren un “monto relevante” con una o más partes relacionadas, dicha sociedad debe obtener la aprobación de su directorio y el pronunciamiento, previo a dicha aprobación del directorio, de su comité de auditoría o de dos firmas evaluadoras independientes en los que se manifieste que las condiciones de la operación son congruentes con aquéllas que podrían haberse obtenido en una operación en condiciones normales y habituales de mercado.
A los fines del Artículo 73 del Régimen de Transparencia, modificado por el Decreto Nº 1.020/03, “monto relevante” significa un importe que supere el 1% del patrimonio neto de la sociedad emisora medido conforme al último balance aprobado, siempre que dicho importe exceda la suma de Ps. 300.000. A los fines del Régimen de Transparencia, “parte relacionada” significa (i) los directores, integrantes del órgano de fiscalización y gerentes; (ii) las personas físicas o jurídicas que tengan el control o posean una participación significativa en la sociedad o en su accionista controlante (al menos el 35% de su capital social, o un monto menor cuando tengan derecho a designar a uno o más directores, o posean otros convenios de accionistas relacionados con la gestión de la sociedad o su accionista controlante); (iii) cualquier otra sociedad que se halle bajo control común; (iv) los familiares directos de las personas mencionadas en los apartados (i) y (ii) precedentes; o (v) las sociedades en las que las personas referidas en los apartados (i) a (iv) precedentes posean directa o indirectamente participaciones significativas.
Los actos o contratos referidos anteriormente, inmediatamente después de haber sido aprobados por el directorio, deberán ser informados a la CNV, con expresa indicación de la existencia del pronunciamiento del comité de auditoría o, en su caso, de las firmas evaluadoras independientes. Asimismo, a partir del día hábil inmediatamente posterior al día en que la transacción sea aprobada por el directorio, los informes del comité de auditoría o de las firmas evaluadoras independientes se pondrán a disposición de los accionistas en la sede social.
Si el Comité de Auditoría o las dos firmas evaluadoras independientes dictaminan que el contrato no constituye una operación adecuada a las condiciones normales y habituales de mercado, deberá obtenerse previa aprobación en la asamblea de la sociedad.
INFORMACIÓN CONTABLE
Estados contables
Forman parte del presente Prospecto nuestros estados contables correspondientes a los últimos tres ejercicios anuales, 2007, 2006 y 2005 y los estados contables por los períodos finalizados el 30 de junio de 2008 y 2007.
Exportaciones
El total de ventas netas incluye ventas por exportación por Ps. 4.155 millones, Ps. 4.172 millones por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2008 y 2007, respectivamente, lo cual representó para cada uno de esos períodos el 25,27% y 31,85% de nuestras ventas netas, y Ps. 8.400 millones, Ps. 8.649 millones y Ps. 8.644 millones para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2007, 2006 y 2005, respectivamente, lo cual representó para cada uno de esos años el 28,9%, 33,7% y 37,7% de nuestras ventas netas.
| Período finalizado el 30 de junio de | Ejercicio finalizados el 31 de dicimebre de | ||||
| 2008 | 2007 | 2007 | 2006 | 2005 | |
| Exportaciones | 4.155 | 4.172 | 8.400 | 8.649 | 8.644 |
| Ventas Netas | 16.443 | 13.099 | 29.104 | 25.635 | 22.901 |
| % | 25,27% | 31,85% | 28,9% | 33,7% | 37,7% |
Litigios
Argentina
La Ley de Privatización establece que el Estado nacional será responsable y deberá mantenernos indemnes respecto de cualequier pasivo, obligación o compromiso existente al 31 de diciembre de 1990 que no hubiera sido reconocido como tal en los estados contables de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedades del Estado a dicha fecha, que hubieran surgido de cualquier operación o hechos que hayan ocurrido a dicha fecha, siempre que dichos pasivos, obligaciones u otros compromisos fueren determinados o verificados por una decisión definitiva de autoridad judicial competente. En determinados juicios relacionados con hechos o actos ocurridos antes del 31 de diciembre de 1990, se nos ha requerido el pago de montos establecidos en determinados fallos judiciales y, subsiguientemente, se nos han reintegrado los mismos o actualmente se está requiriendo el reembolso por parte del gobierno argentino de todos los montos significativos de esas causas. Debemos mantener al gobierno argentino informado sobre reclamos que se hayan interpuesto contra nosotros que fueren emergentes de las obligaciones asumidas por el gobierno argentino. Creemos que tenemos el derecho a que el gobierno argentino nos reintegre todos esos pagos en virtud de la indemnidad mencionada precedentemente, cuyos pagos en todo caso no han sido significativos hasta la fecha. Esta indemnidad cubre también los honorarios y gastos acordados de los abogados y consultores técnicos, condicionado en el caso de los honorarios y gastos de nuestros abogados y consultores, a que los mismos sean fijos y no sean determinados en función del monto en disputa.
Contingencias probables, previsionadas
En el curso ordinario de nuestros negocios somos parte en diversas acciones, incluyendo aproximadamente 2.027 juicios laborales al 30 de junio de 2008, para los cuales se han hecho previsiones por 47 millones de pesos.
Se han establecido previsiones por un total de Ps. 1.865 millones de pesos, 1.898 millones de pesos, 1.571 millones de pesos y 1.303 millones de pesos al 30 de junio de 2008 y al 31 de diciembre del 2007, 2006 y 2005, respectivamente, en relación con las contingencias probables y que pueden ser razonablemente estimadas. En opinión de nuestra gerencia, en consulta con sus abogados externos, el monto previsionado refleja la mejor estimación, sobre la base de la información disponible a la fecha de este Prospecto, del posible resultado de las contingencias mencionadas. Los procesos legales y reclamos de mayor importancia para los cuales se han efectuado las previsiones se describen en los siguientes párrafos.
CNDC controversias por actividades anticompetitivas. El 22 de marzo de 1999, se nos notificó la Resolución Nº 189/99 de la ex Secretaría de Industria, Comercio y Minería de la Argentina, que nos imponía una multa de 109 millones de pesos, expresada en pesos argentinos a esa fecha, sobre la base de la interpretación de que habíamos abusado intencionalmente de nuestra posición dominante en el mercado mayorista de GLP debido a la existencia de diferencias de precios entre las exportaciones de GLP y las ventas a mercado local desde 1993 hasta 1997. En julio de 2002, la Corte Suprema de Justicia de la Nación Argentina (“Corte Suprema Argentina”) confirmó la multa y nosotros efectuamos el pago reclamado. Adicionalmente, la Resolución Nº 189/99 dispuso el comienzo de una investigación con el fin de probar si la conducta penalizada se extendía desde octubre de 1997 hasta marzo de 1999. El 19 de diciembre de 2003, la CNDC completó su investigación y nos acusó de abuso de posición dominante en el mercado durante este período. El 20 de enero de 2004 respondimos la notificación (i) invocando prescripción y la existencia de defectos en el procedimiento de imputación (entre otros, falta de mayoría para la resolución que decidió la imputación y juicio previo por parte de sus signatarios), (ii) argumentando la ausencia de abuso de posición dominante y (iii) ofreciendo la prueba correspondiente.
Dado que la Corte Suprema Argentina había establecido previamente bajo la antigua Ley Nº 22.262 que el plazo de prescripción de las infracciones administrativas es de dos años, nuestra defensa basada en la prescripción del plazo es sólida. Como la conducta imputada ocurrió antes del 29 de septiembre de 1999, que es la fecha de vigencia de la nueva ley, creemos que la ley aplicable al procedimiento es la Ley Nº 22,262 en lugar de la nueva Ley Nº 25.156 (la “Ley de Defensa de la Competencia”). Nosotros apelamos ante el Tribunal en lo Penal Económico de la Nación: (i) el 29 de julio de 2003, en vista del rechazo por la CNDC del pedido de revocar la resolución que ordenaba la apertura de investigaciones preliminares, sin decidir antes el tema de la prescripción liberatoria invocada por nosotros, y (ii) el 4 de febrero de 2004, en vista del rechazo por la CNDC de la petición de revocar la resolución que ordenaba la acusación por falta de mayoría y de prejuicio. El 13 de abril de 2004, la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Penal Económico hizo lugar a nuestra apelación por falta de mayoría de la CNDC al aprobar la resolución impugnada. El 31 de agosto de 2004 apelamos la resolución aprobada por la CNDC que rechazaba la prescripción liberatoria. La CNDC concedió el recurso y elevó las actuaciones a la Sala II de la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Civil y Comercial Federal quien elevó las actuaciones a la Sala B de la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Penal Económico.El 3 de marzo de 2006 la CNDC decidió sobre las pruebas que nosotros debíamos producir durante este proceso. Durante agosto y septiembre de 2007, se llevaron a cabo las audiencias testimoniales de los testigos que propusiéramos. A pesar de nuestros argumentos, las circunstancias mencionadas anteriormente hacen evidente que, en forma preliminar, la CNDC rechaza las defensas que interpusiéramos y que la CNDC es reticente a modificar la doctrina ofrecida por la Resolución Nº 189/99. El 12 de agosto de 2008, la Sala B de la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Penal Económico rechazó el argumento de la prescripción que presentamos y hemos apelado la decisión ante la Corte Suprema.
Presuntos incumplimientos al contrato de suministro de gas natural – Innergy, et al. Desde el año 2004, sobre la base de lo dispuesto en la Disposición Nº 27/04, las Resoluciónes Nº 265/04, 659/04, 752/05, 1329/06 y 599/07, la Secretaría de Energía y/o la Subsecretaría de Combustibles nos han ordenado en varias ocasiones redireccionar volúmenes de gas natural de exportación hacia el mercado local, sin considerar sin embargo en dichos casos la ausencia de compromiso contractual por nuestra parte para el mencionado destino. Adicionalmente, el gobierno argentino ha impuesto, en varias oportunidades desde el año 2004, limitaciones directas respecto a la posibilidad de exportar volumenes de gas natural utilizando para ello diferentes medios. Como resultado de estas medidas, desde el año 2004 hasta el presente, nos hemos visto forzados a suspender total o parcialmente nuestras exportaciones, las cuales estaban contempladas en nuestros contratos con clientes del exterior.
Hemos apelado las medidas antes mencionadas. Sin embargo, en ausencia de una resolución favorable de las apelaciones, nos hemos visto obligados a cumplir con las mismas a fin de evitar mayores perjuicios para nosotros y nuestros clientes de exportación que podrían ser ocasionados ante una caducidad de permisos de exportación u otras penalidades. Hemos informado a nuestros clientes del exterior que las resoluciones antes mencionadas y las medidas establecidas por ellas constituyen para nosotros un evento de fuerza mayor que nos libera de cualquier responsabilidad contractual o extracontractual derivada de la falta de entrega de los volúmenes de gas estipulados en los contratos correspondientes. Algunos de nuestros actuales clientes han rechazado la posición invocada por nosotros. Tres clientes han pretendido el pago por parte de nosotros de compensaciones en virtud de compromisos de “entregar o pagar” (deliver-or-pay), las cuales hemos rechazado.
Innergy Soluciones Energéticas S.A. (“Innergy”), inició una demanda arbitral por el pago de compensaciones en concepto de deliver-or-pay que, a agosto de 2007, ascienden a US$ 87.7 millones, más intereses (según los cálculos de Innergy en su memorial de fecha 17 de septiembre de 2007). Ese monto se incrementa en la medida que Innergy continúa facturando montos en concepto de deliver-or-pay en forma mensual por faltas de entrega desde septiembre del 2007. Adicionalmente a nuestro reclamo de fuerza mayor, hemos reconvenido contra Innergy por rescisión contractual sobre la base de la teoría de la imprevisión, según lo dispone el artículo 1198 del Código Civil, teniendo en cuenta los incrementos sustanciales recientes en las retenciones a las exportaciones de gas natural en Argentina que hacen que el costo de entrega de gas natural a Innergy sea significativamente mayor al precio que Innergy nos paga. El 29 de agosto de 2008 las partes suspendieron el arbitraje de común acuerdo por el término de 60 días adicionales a fin de posibilitar negociaciones.
Asimismo, estamos actualmente en negociaciones pre-arbitrales con los otros dos clientes que han pretendido compensaciones bajo la cláusula deliver-or-pay, Electroandina S.A. y Empresa Eléctrica del Norte Grande S.A. quienes también han reclamado compensaciones por la falta de entrega de gas natural. Estas empresas han reclamado compensaciones hasta noviembre del 2006 por un monto total de aproximadamente US$ 41 millones y desde diciembre de 2006 hasta septiembre de 2007, por un monto total adicional de US$ 52 millones. Hemos rechazado esos reclamos.
Asimismo, AES Uruguaiana Emprendimientos S.A. el 25 de junio de 2008 procedió a facturar la suma de US$ 28,1 millones en concepto de penalidad por no entrega de gas natural desde el 16 de septiembre del 2007 hasta el 25 de junio del 2008. Con fecha 16 de julio de 2008, AES Uruguaiana Emprendimientos S.A. liquidó la suma de US$ 2,7 millones en concepto de penalidad por no entrega de gas natural desde el 18 de enero de 2006 hasta el 1ro de diciembre de 2006. Hemos rechazado ambas liquidaciones.
Supuesto incumplimiento bajo los contratos de provisión de gas natural – Central Puerto. Central Puerto S.A. (“Central Puerto”) ha iniciado una demanda contra nosotros por cortes en el suministro de gas natural realizado en virtud de sus contratos. Hemos negado formalmente dicho incumplimiento sobre la base del hecho de que, por estar pendiente la re-estructuración de esos contratos, no estamos obligados a confirmar las nominaciones de gas natural durante determinados períodos del año. El 15 de marzo de 2007 Central Puerto nos notificó el inicio de negociaciones pre-arbitrales con relación a los contratos para el abastecimiento de sus plantas ubicadas en Buenos Aires y Loma La Lata, Provincia de Neuquén. El 29 de de mayo de 2007 celebramos con Central Puerto un Acuerdo de Resolución de Disputas y Terminación en relación a los principios de acuerdo para el abastecimiento de la planta de Central Puerto ubicada en Loma de La Lata. El 6 de junio de 2007, Central Puerto nos notificó su decisión de someter a arbitraje la controversia relacionada con el contrato para el abastecimiento de gas natural a sus plantas ubicadas en Buenos Aires (el “Contrato de Suministro de Gas a Buenos Aires”) bajo las normas de la Cámara de Comercio Internacional. El 21 de junio de 2007, designamos a nuestro árbitro y notificamos a Central Puerto nuestra decisión de someter a arbitraje la controversia con relación a los montos adeudados a Central Puerto bajo el Contrato de Suministro de Gas a Buenos Aires. El 23 de julio de 2007, Central Puerto presentó su demanda arbitral reclamándonos: (i) el cumplimiento específico del Contrato de Suministro de Gas a Buenos Aires mediante la continuación de la entrega de volúmenes de gas natural de hasta 3.400.000 m³/día –requerimiento diario máximo aplicable bajo el contrato– a las plantas de Central Puerto ubicadas en Buenos Aires; (ii) el pago de montos en concepto de compromisos de “entregar o pagar” (deliver-or-pay) y por las faltas de entrega de gas natural (totalizando 1.920 mmcm hasta el 3 de diciembre de 2007), sin especificar el monto reclamado; y (iii) reconocimiento del derecho de Central Puerto a recuperar volúmenes de gas natural. El 24 de septiembre de 2007, contestamos la demanda de Central Puerto y reconvenimos pidiendo al tribunal que: (i) declare la terminación del contrato; o (ii) subsidiariamente, en caso que el tribunal rechazare el reclamo por terminación del contrato, la reestructuración del contrato bajo los principios del Derecho Civil de la “Teoría de la Imprevisión” y del “Sacrificio Compartido”; y (iii) el pago por Central Puerto de montos en virtud de compromisos de “tomar o pagar” (take-or-pay) adeudados por Central Puerto por determinadas cantidades no tomadas entre el 2002 y el 2004. Con fecha 3 de diciembre de 2007, Central Puerto S.A. presentó una réplica a la demanda de reconvención efectuada por nosotros.
El día 11 de febrero de 2008 se celebró una audiencia entre los miembros del tribunal arbitral y las partes, en la cual se acordó firmar un documento estableciendo los procedimientos para el arbitraje. En dicho documento, y en lo que se refiere a la cuantificación de las pretensiones deducidas, Central Puerto declaró no estar en condiciones de precisar el monto de su reclamo hasta tanto se practiquen los peritajes pertinentes. Estimamos, por nuestra parte, en US$ 11 millones, aproximadamente, la suma que debe ser declarada como pagadera en nuestro favor en virtud de la reconvención articulada en el proceso, con más intereses y CER, sin perjuicio de lo que luego resulte de los peritajes a practicarse. El 29 de abril de 2008, el tribunal emitió una orden fijando un nuevo calendario para las etapas pendientes del arbitraje. El 1º de octubre de 2008, las partes deberán presentar sus pruebas correspondientes.
Reclamos ambientales de la Refinería La Plata. El 29 de junio de 1999, un grupo de tres vecinos de la Refinería La Plata iniciaron demandas reclamando la reparación de presuntos daños ambientales en los canales perimetrales de agua de la refinería, inversiones relacionadas con contaminación y una indemnización por presuntos daños y perjuicios a la salud y a su propiedad como consecuencia de la contaminación ambiental causada por nosotros antes y después de la privatización. Nosotros notificamos al Poder Ejecutivo Nacional sobre la existencia la posibilidad de que el tribunal nos hallase responsables por los daños y perjuicios. En tal caso, debido a la indemnidad otorgada por la Ley de Privatización y de conformidad con dicha ley, podremos requerir al gobierno argentino el reembolso de las erogaciones por las obligaciones existentes antes o después del 1 de enero de 1991 (antes de la privatización).
El 27 de diciembre de 2002 un grupo de 264 demandantes que residían cerca de la Refinería La Plata pidieron una indemnización por daños y perjuicios por el presunto deterioro de la calidad de vida y daños y perjuicios ambientales presuntamente causados por la operación de la Refinería La Plata. El monto reclamado es de aproximadamente Ps. 57 millones. Nosotros presentamos un escrito de contestación de la demanda. Existen otros tres reclamos similares presentados por tres grupos de 120, 343 y 126 vecinos, respectivamente. El primer grupo ha reclamado una indemnización de Ps. 15,5 millones, el segundo grupo ha reclamado una indemnización de Ps. 41,7 millones y el tercer grupo ha reclamado una indemnización de Ps. 14,1 millones, además del pedido de reparación ambiental. Al 30 de junio de 2008, habíamos establecido una previsión de Ps. 24 millones con respecto a estos reclamos personales o sobre bienes.
El 17 de diciembre de 1999 un grupo de 37 demandantes que residían cerca de la Refinería La Plata, demandaron el cumplimiento específico por nuestra parte de diferentes obras, instalación de equipos, tecnología y realización de obras necesarias para detener daños ambientales, así como también compensación de daños y perjuicios a la salud, presuntamente a consecuencia de emisiones gaseosas producidas por la refinería, actualmente bajo monitoreo.
Hemos sido notificados informalmente de que la Secretaría de Política Ambiental de la Provincia de Buenos Aires ha iniciado acciones penales contra nosotros sobre la base del presunto incremento de los problemas de calidad del agua en el Canal Oeste adjunto a la Refinería La Plata, posibles daños y perjuicios a la salud (en razón de la existencia de partículas volátiles y / o suspensión de hidrocarburos), la no realización de un programa de recuperación de canales y la existencia de sitios de disposición de desperdicios supuestamente clandestinos. Según nuestro conocimiento, el tribunal a cargo aún no ha formulado acusaciones formales.
Reclamos tributarios de la AFIP. El 31 de enero de 2003 recibimos un reclamo de la Administración Federal de Ingresos Públicos (“AFIP”) señalando que los contratos de venta de petróleo a futuro celebrados por nosotros (véase “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera - Análisis y explicaciones de la dirección sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones – Liquidez y recursos de capital – Operaciones con entidades de participación variable no consolidada”) deberían haber estado sujetos a una retención de impuesto a las ganancias. El 8 de marzo de 2004 la AFIP nos comunicó formalmente el reclamo de aproximadamente Ps. 45 millones más intereses y multas. Adicionalmente, el 24 de junio de 2004 recibimos un nuevo reclamo formal de la AFIP afirmando que los servicios relacionados con esos contratos deberían haber estado gravados con el Impuesto al Valor Agregado. Nuestra gerencia entiende, sobre la base de la opinión de nuestros abogados externos, que el reclamo no tiene mérito ya que esos adelantos fueron recibidos en virtud de compromisos de exportación de petróleo crudo. Consiguientemente, durante el 2004, presentamos nuestra defensa a la AFIP, rechazando los reclamos y fundamentando nuestra posición. Sin embargo, el 28 de diciembre de 2004 recibimos la comunicación formal de una resolución de la AFIP confirmando su posición original en ambos reclamos por los períodos 1997 a 2001. Hemos apelado esa resolución ante el Tribunal Fiscal de la Nación. En el año 2006 pagamos bajo protesto a modo de evitar el pago de intereses o una multa, los montos correspondientes a los períodos que siguieron a aquellos incluidos en el reclamo de la AFIP (2002 y siguientes) e iniciamos un proceso sumario para su reembolso. Con fecha 14 de marzo de 2008 la AFIP notificó el rechazo de la repeticón por lo que hemos recurrido ante el Tribunal Fiscal de la Nación.
Adicionalmente, hemos recibido diversos reclamos por parte de la AFIP y los fiscos provinciales y municipales, que individualmente no son significativos.
Venta de Electricidad Argentina S.A. y de Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte S.A. a EDF. En julio de 2002, EDF Internacional S.A. (“EDF”) inició contra nosotros un arbitraje internacional bajo las normas arbitrales de la Cámara de Comercio Internacional, entre otros, reclamándonos el pago de US$ 69 millones, el cual fue luego incrementado a US$ 103,2 millones. EDF sostiene que bajo el Contrato de Compra de Acciones de fecha 30 de marzo de 2001 suscripto entre Endesa Internacional S.A. y Astra Compañía Argentina de Petróleo S.A. (la cual se fusionó luego con nosotros) como vendedores y EDF como compradora, con respecto a acciones de Electricidad Argentina S.A. y de Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte S.A. (“Edenor”), EDF tiene derecho a un ajuste en el precio de compra que pagó debido a los cambios en la tasa de cambio del peso argentino, que EDF afirma ocurrieron antes del 31 de diciembre de 2001. Nuestra posición es que la modificación de la tasa de cambio no ocurrió antes de enero del 2002, y por lo tanto EDF no tiene derecho al ajuste del precio de compra. Nosotros hemos reconvenido contra EDF por el monto de US$ 13,85 millones como ajuste del precio de compra. Entendemos que el reclamo de EDF carece de mérito. El laudo arbitral del 22 de octubre de 2007 hizo lugar al reclamo interpuesto contra nosotros concediendo una indemnización por daños y perjuicios por US$ 40 millones, y también hizo lugar a nuestra reconvención contra EDF por US$ 11,1 millones. Consiguientemente, el monto que nosotros tendremos que pagar si el laudo quedara firme es de US$ 28,9 millones más costas e intereses. Hemos impugnado el laudo presentando un recurso extraordinario ante la Corte Suprema Argentina y una apelación ante la Cámara Federal de Apelaciones en lo Comercial. En el mes de abril de 2008 la Cámara Federal de Apelaciones en lo Comercial decretó la suspensión de los efectos del laudo arbitral en razón de los recursos pendientes.
Adicionalmente, EDF ha iniciado la ejecución del laudo arbitral ante una corte en el Estado de Delaware, Estados Unidos. Se contestó la demanda solicitando su rechazo, en virtud de que el laudo arbitral había sido suspendido por un tribunal local y, consecuentemente, la solicitud de ejecución del laudo no está de acuerdo al artículo 5 de la Convención de Naciones Unidas sobre reconocimiento y ejecución de laudos arbitrales extranjeros.
Contingencias posibles no previsionadas.
Además de las posibles contingencias probables descritas en los párrafos precedentes, hemos recibido varias demandas laborales, civiles, comerciales y medioambientales por las cuales no se ha hecho reserva ya que nuestra gerencia, sobre la base de las pruebas disponibles a la fecha y la opinión de nuestros abogados externos, las ha considerado contingencias posibles. Las más importantes de esas contingencias se describen a continuación.
Procedimientos relacionados con el control de capital. El 9 de diciembre de 2002, iniciamos una acción declarativa de certeza ante un tribunal federal argentino pidiendo aclaración en cuanto a la incertidumbre generada por dictámenes y manifestaciones de varias organizaciones dando información oficial de que el derecho de la industria de los hidrocarburos a disponer libremente de hasta el 70% del producido, en moneda extranjera, de exportaciones de productos hidrocarburíferos y sus derivados, según lo dispuesto por el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 1.589/89, había sido abolido implícitamente por el nuevo régimen de control de cambios establecido por el Decreto del Poder Ejecutivo Nº 1.606/01. El 9 de diciembre de 2002, un juez federal emitió una orden de no innovar ordenando al gobierno argentino, al Banco Central y al Ministerio de Economía, abstenerse de interferir con nuestro acceso y uso del 70% del producido en moneda extranjera de nuestras exportaciones de hidrocarburos. Luego del dictado del Decreto Nº 2.703/02 en diciembre de 2002, ampliamos el alcance de la acción declarativa de certeza ante el tribunal federal para aclarar las dudas y la incertidumbre nacidas después del dictado de ese decreto. Véase “Información sobre la Emisora - Marco Regulatorio y Relaciones con el Gobierno Argentino – Repatriación de Moneda Extranjera”. El 1 de diciembre de 2003 la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo decidió que el dictado del Decreto Nº 2.703 en el 2002, el cual permite a las compañías en el sector de hidrocarburos que mantengan en el exterior hasta el 70% del producido de exportaciones, convirtió a la medida de no innovar en innecesaria. Sin embargo, la decisión de la Cámara de Apelaciones guardó silencio con respecto a la disponibilidad de la exención para convertir a moneda local el producido de operaciones de exportación llevadas a cabo por empresas de hidrocarburos antes del dictado del Decreto 2.703/02. El 15 de diciembre de 2003 presentamos un pedido de aclaración solicitando al tribunal que aclare si la exención estaba disponible para las compañías de hidrocarburos durante el período entre el dictado del Decreto Nº 1.606/01 y el dictado del Decreto Nº 2.703/02. El 6 de febrero de 2004 la Cámara de Apelaciones desestimó nuestro pedido de aclaración, indicando que las regulaciones incluidas en el Decreto Nº 2.703/02 eran suficientemente claras, y confirmó el levantamiento de la medida de no innovar que prohibía al Banco Central y al Ministerio de Economía interferir con nuestro acceso al producido en moneda extranjera, según se describió precedentemente. El 19 de febrero de 2004, presentamos un recurso extraordinario ante la Corte Suprema Argentina contra la desestimación del pedido de aclaración por parte de la Cámara de Apelaciones y pedimos la reinstauración de la orden de no innovar contra el Banco Central y el Ministerio de Economía. La Cámara Federal de Apelaciones rechazó el recurso extraordinario. Teniendo en cuenta el hecho de que está vigente un nuevo sistema especial que permite la libre disposición de hasta el 70% del producido en moneda extranjera de las exportaciones de petróleo crudo y sus derivados, se consideró aconsejable abandonar el juicio como estrategia procesal. Si el Banco Central insistiera y prevaleciera ante los tribunales en su argumento de que no está disponible la exención que permite a las empresas de hidrocarburos mantener en el exterior hasta el 70% del producido de las exportaciones durante el período entre el dictado del Decreto Nº 1.606/01 y el dictado del Decreto Nº 2.703/02, nosotros podríamos estar sujetos a significativas sanciones.
El 12 de octubre de 2007 fuimos notificados del inicio de un procedimiento sumario administrativo por la presunta repatriación tardía del producido en moneda extranjera y por no repatriar el 70% restante en relación con algunas operaciones de exportación de hidrocarburos realizadas en el año 2002 (durante el período entre el dictado del Decreto Nº 1.606/01 y el dictado del Decreto Nº 2.703/02). En este procedimiento sumario administrativo se presentaron cargos contra nosotros por un monto de US$ 1,6 millones, y se ha recomendado que se investigue la conducta de un banco que manejó otras operaciones nuestras de exportación realizadas en el año 2002, lo cual podría dar lugar al inicio de otros procedimientos. Se ha iniciado un sumario administrativo contra el banco. No obstante, un fallo judicial definitivo y no recurrido, emitido recientemente por un Tribunal de Primera Instancia en lo Penal Económico en un procedimiento sumario administrativo similar contra una sociedad diferente por la presunta violación de la ley penal cambiaria (no repatriación del 70% del producido en moneda extranjera) en relación con operaciones de exportación hechas en el año 2002 resolvió la cuestión a favor de esa sociedad sobre la base de argumentos bien fundados que no fueron impugnados por el fiscal. Adicionalmente, la Procuración del Tesoro recientemente en un sumario similar en el que se investigaba la conducta de otra compañía petrolera, ha emitido una opinión en el sentido de que dada la existencia de distinta normativa que generó incertidumbre respecto del alcance de las obligaciones, no había existido violación a la ley debido a la ausencia de intención en la conducta desplegada, pronunciándose a favor del archivo de esas actuaciones.
Investigaciones de la CNDC. El 17 de noviembre de 2003, la CNDC pidió explicaciones, en los términos del Artículo 29 de la Ley de Defensa de la Competencia, en el marco de una investigación oficial, a un grupo de casi treinta empresas productoras de gas natural, incluyéndonos, en relación con los siguientes puntos: (i) inclusión en los contratos de compraventa de gas natural de cláusulas que presuntamente restringen la competencia; y (ii) las importaciones de gas de Bolivia, poniendo énfasis en (a) el viejo y expirado contrato suscripto entre la entonces estatal YPF, e YPFB, mediante el cual -según la CNDC- YPF vendía el gas boliviano en Argentina por debajo del costo de adquisición; y (b) los frustrados intentos de importar gas a Argentina de Bolivia, efectuados en el año 2001 por la empresa comercializadora Duke y por Distribuidora de Gas del Centro. El 12 de enero de 2004, presentamos nuestras explicaciones conforme el artículo 29 de la Ley de Defensa de la Competencia, alegando que no se ha cometido violación alguna de normas de defensa de la competencia y que no ha habido ninguna discriminación de precios entre las ventas de gas en el mercado local y la exportación. El 20 de enero de 2006 recibimos la notificación de la resolución de fecha 2 de diciembre de 2005 por la cual la CNDC: (i) rechaza el planteo de non bis in idem que efectuamos, sosteniéndo que ENARGAS carecía de facultades para resolver la cuestión al momento del dictado de la Resolución Enargas N° 1289; y (ii) ordena la apertura del sumario en las actuaciones mencionadas, conforme lo dispuesto en el artículo 30 de la Ley de Defensa de la Competencia. Nosotros impugnamos la resolución sobre la base de que no ha ocurrido violación alguna de la Ley de Defensa de la Competencia y que los cargos han prescripto, y presentamos pruebas que sustentan nuestra posición. El 22 de junio de 2007, sin reconocer la existencia de ninguna conducta violatoria de la Ley de Defensa de la Competencia, presentamos ante la CNDC un compromiso, conforme el artículo 36 de la Ley de Defensa de la Competencia, requiriendo que la CNDC apruebe el compromiso, suspenda la investigación y archive la causa. Continuamos a la espera de una respuesta formal.
La CNDC ha iniciado un procedimiento para investigarnos por el uso de una cláusula, en contratos de suministro de GLP al por mayor, que la CNDC entiende que impide que los compradores revendan el producto a terceros y por lo tanto, restringe la competencia en detrimento del interés económico general. Nosotros hemos afirmado que los contratos no contienen una prohibición contra la reventa a terceros y hemos ofrecido prueba en respaldo de nuestra posición. El 12 de abril de 2007 presentamos a la CNDC, sin reconocer conducta alguna en violación de la Ley de Defensa de la Competencia, un compromiso, conforme el artículo 36 de la Ley de Defensa de la Competencia, de no incluir esas cláusulas en los contratos futuros de suministro de GLP al por mayor, entre otras cosas, requiriendo que la CNDC apruebe el compromiso, suspenda la investigación y archive la causa. Continuamos a la espera de una respuesta formal.
Análisis de las reservas de la Cuenca Noroeste. La vigencia a partir de ciertas fechas específicas de las autorizaciones de exportación de gas natural (relacionadas con la producción en la Cuenca Noroeste) que nos fueran otorgadas en virtud de las Resoluciones N° 165/99, 576/99, 629/99 y 168/00, emitidas por la Secretaría de Energía, está sujeta a un análisis por la Secretaría de Energía para determinar si hemos descubierto o desarrollado suficientes reservas adicionales de gas natural en la Cuenca Noroeste. El resultado de este análisis continuo es incierto y puede tener un efecto negativo sobre la ejecución de los contratos de venta de gas natural de exportación relacionados con esas autorizaciones de exportación, y puede implicar importantes costos y responsabilidades para nosotros. Hemos presentado documentación ante la Secretaría de Energía a fin de permitir la continuidad de las exportaciones autorizadas en virtud de las Resoluciones SE Nº 629/1999, 565/1999, y 576/1999 (los “Permisos de Exportación”) de la cuenca noroeste. Esos Permisos de Exportación están relacionados con contratos de exportación de gas natural de largo plazo con Gas Atacama Generación, Edelnor y Electroandina (denominados conjuntamente como los “Clientes”) que involucran volúmenes de 900.000 m³/por día, 600.000 m3/por día y 1.750.000 m3/por día, respectivamente. Aún no hemos recibido una respuesta de la Secretaría de Energía. Sin embargo, el 29 de marzo de 2007, un memorando interno del área técnica de la Secretaría de Energía trató esta presentación y concluyó, sin resolver la cuestión, que no habíamos adicionado las reservas necesarias para continuar con los Permisos de Exportación. El expediente está actualmente a la espera de la decisión de la Secretaría de Energía. Si la Secretaría de Energía determinara que las reservas no son suficientes para continuar con nuestros compromisos de exportación y otros compromisos, podría declarar la caducidad o la suspensión de uno o más Permisos de Exportación, lo cual tendría un efecto directo sobre los contratos de exportación, en perjuicio de nuestros Clientes. En caso de que se determine que no actuamos como un operador prudente y diligente y/o que no tiene reservas suficientes, podríamos ser responsables por los daños que esta situación cause a los Clientes.
Presuntos incumplimientos de contratos de gas natural- Mega. Mega nos ha reclamado compensaciones por la falta de entrega de gas natural bajo el contrato de compraventa de gas natural entre nosotros y Mega. Hemos invocado que las entregas de gas natural a Mega en virtud del contrato estuvieron afectadas por la interferencia del gobierno argentino. Asimismo, creemos que no tendríamos responsabilidad por esas deficiencias en la entrega de gas natural en virtud de los institutos de fuerza mayor e “impracticabilidad del contrato”.
La demanda de New Jersey. El 13 de diciembre de 2005, el Departamento de Protección Ambiental de New Jersey, Estado de New Jersey, Estados Unidos, y el Fondo de Indemnizaciones por Derrames de New Jersey iniciaron una demanda ante un tribunal de New Jersey contra Occidental Chemical Corporation, Tierra, Maxus, Repsol YPF, YPF, YPF Holdings y CLH Holdings. Los demandantes están reclamando para obtener la reparación de daños ambientales, daños punitivos y otros daños incluyendo los costos y los honorarios asociados con el proceso, basados en presuntas violaciones de la Ley de Control e Indemnización por Derrames, de la Ley de Control de Contaminación del Agua y reclamos relacionados en una planta presuntamente operada por alguna de las demandadas y ubicadas en Newark, New Jersey, que presuntamente afectó al Río Passaic y la Bahía Newark. Hemos presentado un pedido para que se desestime la acción considerando la falta de jurisdicción con respecto a nuestra compañía, el que fue denegado. Deduciremosun recurso de apelación contra dicha resolución. Véase “Información sobre la emisora - YPF Holdings”.
Demanda de la Asociación de Superficiarios de la Patagonia. El 21 de agosto de 2003, la Asociación de Superficiarios de la Patagonia (“ASSUPA”) demandó a las empresas que operaban concesiones de explotación y permisos de exploración en la Cuenca Neuquina, incluyéndonos a nosotros, reclamando la reparación del daño ambiental general presuntamente causado por la realización de esas actividades, o la creación de un fondo de reparación ambiental y la implementación de medidas para evitar daños ambientales en el futuro. El monto total reclamado contra las empresas supera los US$ $547,6 millones. La demandante pidió que el gobierno nacional (la Secretaría de Energía), el Consejo Federal de Medio Ambiente, las provincias de Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Río Negro y Mendoza y el Defensor del Pueblo de la Nación fueran citados. Solicitaba, como medida precautoria, que las demandadas se abstuvieran de llevar a cabo actividades que afectaran el medio ambiente. La citación al Defensor del Pueblo así como también la medida precautoria solicitada fueron rechazadas por la Corte Suprema Argentina. Una vez que la demanda fue notificada, junto con las otras partes demandadas presentamos una excepción de defecto legal, solicitando que se desestimara la demanda dado que la demandante no había expresado un reclamo sobre el cual podía otorgarse una compensación. El tribunal hizo lugar a la petición y la demandante tuvo que presentar una demanda complementaria. Hemos pedido que el reclamo sea rechazado porque los defectos de la demanda indicados por la Corte Suprema Argentina no fueron corregidos, lo que ha sido desestimado. Sin embargo, también hemos pedido su rechazo por otras razones, y hemos citado al gobierno argentino, debido a su obligación de indemnizarnos por toda responsabilidad y mantenernos indemnes por hechos y reclamos emergentes con anterioridad al 1 de enero de 1991, de conformidad con la Ley de Privatización y el Decreto 546/1993. Dicha petición está actualmente en trámite.
Demandas en Dock Sud y Quilmes. Hemos sido demandados en los siguientes juicios sobre medio ambiente que han sido iniciados por residentes que viven cerca de Dock Sud, Provincia de Buenos Aires: (i) “Mendoza, Beatriz contra el Estado Nacional, et al” es un juicio que tramita ante la Corte Suprema Argentina, en el cual el Estado nacional, la Provincia de Buenos Aires, la Ciudad de Buenos Aires, 14 municipalidades y 44 empresas (incluyéndonos) son demandados. Los demandantes han pedido una indemnización no determinada por daño ambiental colectivo de la cuenca de los ríos Matanza y Riachuelo y por daños a la salud y a la propiedad, que sostienen haber sufrido. La Corte Suprema Argentina se declaró competente para decidir solamente el conflicto relacionado con los daños ambientales colectivos, incluyendo la prevención de contaminación futura, reparación de los daños ambientales ya causados y la indemnización monetaria por daños ambientales irreparables, y ha pedido a las demandadas que presenten informes específicos. En particular, ha solicitado al gobierno argentino, a la Provincia de Buenos Aires, a la Ciudad de Buenos Aires y a Cofema que presenten un plan con objetivos ambientales. Contestamos la demanda y pedimos la citación del gobierno argentino, basado en sus obligaciones de indemnidad conforme con la Ley de Privatización y el Decreto Nº 546/1993. En julio de 2008, la Corte Suprema Argentina decidió que la Autoridad de Cuenca (Ley 26.168) estará a cargo de la ejecución del plan de remediación, así como también de tomar las medidas preventivas en el área. El Estado Nacional, así como también la Provincia y la Ciudad de Buenos Aires serán los responsables de dicha ejecución. Estableció, además, la competencia exclusiva del Juzgado Federal de Primera Instancia de Quilmes para decidir estas cuestiones y determinó que cualquier acción futura que tuviera por objeto la recomposición ambiental de la cuenca sería rechazada (litispendencia). Adicionalmente, la Corte Suprema Argentina se declaró competente para determinar si existe responsabilidad atribuible a cualquiera de las partes involucradas y, en ese caso, su extensión; (ii) “Cicero, María Cristina contra Antivari S.A.C.I., et al, sobre indemnización por daños y perjuicios” en el cual los demandantes, residentes de Villa Inflamable, Dock Sud, también demandan la reparación ambiental de Dock Sud y Ps. 33 millones como indemnización por daños y perjuicios por lesiones físicas y daños a la propiedad contra muchas empresas que tienen operaciones allí, incluyéndonos. Nosotros contestamos la demanda pidiendo su rechazo por otras razones, y hemos citado al gobierno argentino, debido a su obligación de indemnizarnos por toda responsabilidad y mantenernos indemnes por hechos y reclamos emergentes con anterioridad al 1 de enero de 1991, de conformidad con la Ley de Privatización y el Decreto 546/1993.
Asimismo, los ciudadanos que alegan residir cerca de Quilmes, en la provincia de Buenos Aires, han interpuesto una demanda mediante la cual solicitan la subsanación de daños y perjuicios ambientales y el pago de Ps.47 millones más intereses como indemnización por daños y perjuicios personales. Los demandantes fundamentan su reclamo, principalmente, en una pérdida de combustible que tuvo lugar en 1988 en un poliducto, que funcionaba desde La Plata hasta Dock Sud, operado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad de Estado La pérdida de combustible se pudo percibir en noviembre de 2002, lo cual tuvo como resultado la subsanación que ahora estamos realizando en el área afectada, bajo la supervisión de la autoridad ambiental de la provincia de Buenos Aires. Hemos solicitado una prórroga del plazo para contestar a la demanda a efectos de contar con más tiempo para evaluar determinados documentos presentados ante el tribunal por los demandantes. También hemos notificado al gobierno argentino que vamos a responder el escrito al momento de presentar la respuesta a la demanda a efectos de solicitar que nos mantenga indemnes por toda responsabilidad y por cualquier hecho vinculado a esta demanda, de acuerdo con lo estipulado en la Ley de Privatización. El gobierno argentino negó ser responsable de mantenernos indemnes en este caso, y nosotros hemos demandado al gobierno argentino para obtener una decisión judicial declarando la nulidad de dicha decisión administrativa. Adicionalmente, se han iniciado otros 23 reclamos judiciales en nuestra contra basados en argumentos similares, los cuales representan aproximadamente Ps. 5 millones. En estos casos, consideramos que el gobierno argentino cuestionará su obligación de mantenernos indemnes al alegar que los daños y perjuicios no fueron causados por la pérdida de 1988.
Demandas sobre cuestiones ambientales por la Refinería La Plata. El 6 de junio de 2007, se nos notificó una nueva demanda en la cual nueve residentes de las cercanías de la Refinería La Plata reclaman: (i) la interrupción de la contaminación y de otros daños que sostienen son atribuibles a la refinería; y (ii) la limpieza de los canales adyacentes, Río Santiago y Río de la Plata (agua, sedimentos y acuíferos, incluidos dentro de la refinería), o, si la limpieza fuera imposible, una indemnización por daños y perjuicios ambientales y personales. Los demandantes también han pedido indemnización por daños y perjuicios a las personas y a la propiedad por Ps. 51,4 millones, o un monto a ser determinado a partir de las pruebas producidas en la etapa de producción de prueba. Entendemos que la mayoría de los daños y perjuicios que invoca la demandante, si fueren probados, pueden ser atribuidos a hechos ocurridos antes de nuestra privatización y serían, por lo tanto, responsabilidad del gobierno argentino de acuerdo con la Ley de Privatización. No obstante ello, existe la posibilidad de un fallo que pudiera condenarnos a pagar los gastos de reparación de esas responsabilidades, en cuyo caso podríamos pedir al gobierno argentino que reembolse los gastos de reparación por obligaciones existentes con anterioridad al 1 de enero de 1991, en virtud de la Ley de Privatización. Adicionalmente, creemos que este reclamo se superpone parcialmente con el pedido hecho por un grupo de vecinos de la Refinería La Plata el 29 de junio de 1999, citado en los párrafos precedentes. Consiguientemente, entendemos que los casos deberán ser acumulados parcialmente en la medida que los reclamos se superponen. Hemos contestado la demanda pidiendo su rechazo por otras razones, y hemos citado al gobierno argentino, debido a su obligación de indemnizarnos por toda responsabilidad y mantenernos indemnes por hechos y reclamos emergentes con anterioridad al 1 de enero de 1991, de conformidad con la Ley de Privatización y el Decreto 546/1993. La contaminación que pueda existir podría derivarse de incontables fuentes, incluyendo la descarga de desperdicios inútiles durante muchos años por otras plantas industriales y por buques.
Adicionalmente, tenemos conocimiento de una acción que aún no nos ha sido notificada, en la cual la demandante pide el cese de la contaminación y la limpieza de los canales junto a la Refinería La Plata, en Río Santiago, y otros sectores cerca de la costa, (eliminación de barro, drenaje de pantanos y restablecimiento de la biodiversidad, entre otros factores) y si esa limpieza no fuere posible, una indemnización de Ps. 500 millones o un monto a ser determinado de acuerdo con la prueba producida durante la etapa de producción de prueba. Creemos que este reclamo se superpone parcialmente con los pedidos hechos por un grupo de vecinos de la Refinería La Plata, el 29 de junio de 1999, y con la demanda notificada el 6 de junio de 2007, mencionada en los párrafos precedentes. Consiguientemente, entendemos que si fuéramos citados en este proceso o en cualquier otro proceso relacionado con las mismas cuestiones, los casos deberán ser acumulados en la medida en que los reclamos se superponen. Con respecto a los reclamos que no serían incluidos en los procesos anteriores, en este momento no podemos calcular el valor futuro de esos reclamos. Adicionalmente, creemos que la mayoría de los daños y perjuicios que alegaría la demandante si fueren probados, pueden ser atribuidos a hechos ocurridos con anterioridad a nuestra privatización y podrían, por lo tanto, ser responsabilidad del gobierno argentino, de acuerdo con la Ley de Privatización.
Concesiones hidrocarburíferas – reclamos provinciales. Fuimos notificados de la Resolución N° 433/08 emitida por la Dirección de Hidrocarburos, Ministerio de Producción de la Provincia de Río Negro en relación a la fiscalización del cumplimiento de las obligaciones del concesionario de explotación de las áreas hidrocarburíferas Barranca de los Loros, Bajo del Piche, El Medanito y Los Caldenes, todas ellas ubicadas en la Provincia de Río Negro. En dicha resolución se sostiene que corresponde imputarnos, entre otras, el incumplimiento de ciertas obligaciones en su carácter de concesionario de explotación y afectaciones al medio ambiente.
Teniendo en cuenta lo mencionado en el párrafo anterior, y la Ley de Hidrocarburos, se nos intimó a presentar nuestro descargo bajo apercibimiento de declarar la caducidad de las concesiones antes enunciadas. Sin embargo, la Ley de Hidrocarburos otorga al concesionario y/o permisionario el derecho previamente a la declaración de caducidad por las causales previstas, a subsanar las eventuales transgresiones en el plazo que fije, previa intimación correspondiente. En este orden, con fecha 29 de mayo de 2008 presentamos una impugnación contra la Resolución N° 433/2008, en tanto dicho acto administrativo no nos otorga el derecho mencionado precedentemente. Adicionalmente, el 13 de junio de 2008, presentamos el correspondiemte descargo, rechanzando las imputaciones efectuadas.
Contingencias remotas no previsionadas
Nuestra gerencia, en consulta con sus abogados externos, cree que las siguientes contingencias, aunque importantes en forma individual, son remotas:
Pedido de investigación del Congreso a la CNDC. El 7 de noviembre de 2003, algunos ex miembros del Congreso de la Nación, Arturo Lafalla, Ricardo Falú y otros, presentaron una denuncia ante la CNDC contra nosotros por abuso de posición dominante en el mercado de GLP mayorista durante el año 2002 y parte del año 2003. La presunta conducta consistía en la venta de GLP a granel en el mercado local a precios superiores que a los de la paridad de exportación, restringiendo la disponibilidad del producto en el mercado local. El 15 de diciembre de 2003, la CNDC decidió dar traslado a la denuncia, y pidió explicaciones en los términos del Artículo 29 de la Ley de Defensa de la Competencia. El 21 de enero de 2004 presentamos nuestras explicaciones de acuerdo con el Artículo 29 de la Ley de Defensa de la Competencia sosteniendo que no se había cometido violación alguna. En este punto, la CNDC puede aceptar nuestras explicaciones o instruir el sumario. Nosotros sostuvimos que no restringimos la oferta de GLP en el mercado local, y que durante el período investigado la totalidad de la demanda interna de GLP podría haber sido abastecida por nuestros competidores, y que por lo tanto, nuestra participación de mercado no puede calificarse de posición dominante. A la fecha de la presentación de esta declaración la CNDC no ha tomado ninguna otra medida.
En virtud de las disposiciones de la Resolución Nº 189/99, mencionada precedentemente, ciertos terceros han reclamado una indemnización por presuntos daños y perjuicios sufridos por ellos como consecuencia de nuestra conducta sancionada. Hemos rechazado esos reclamos y presentamos nuestras defensas.
Controversias por regalías de la Provincia del Neuquén. El 20 de febrero de 2006, la Provincia del Neuquén publicó en el Boletín Oficial los Decretos Nº 225/06 y 226/06 (los “Decretos”). Los Decretos establecen que las regalías por la venta local de hidrocarburos producidos dentro de la Provincia de Neuquén deben ser calculadas usando los precios internacionales de mercado como referencia, aumentando así los montos de las regalías que nosotros debemos pagar. El cálculo de las regalías de hidrocarburos, de acuerdo con el Artículo 75 inciso 12 de la Constitución Nacional, se rige por la legislación federal, y los Decretos, en nuestra opinión, contradicen el principio de supremacía de la Constitución Nacional. Nosotros iniciamos una acción declarativa de certeza ante la Corte Suprema Argentina con el objetivo de obtener la anulación de los Decretos y el dictado de una medida cautelar que prohíba a la Provincia de Neuquén el inicio de un reclamo de regalías fundado en las disposiciones contenidas en los Decretos. El 31 de octubre de 2006, la Corte Suprema Argentina emitió una medida cautelar ordenando a la Provincia del Neuquén abstenerse de aplicarnos los Decretos. El 29 de noviembre de 2007, la Provincia de Neuquén emitió el Decreto Nº 2200/07 revocando los Decretos y posteriormente solicitó a la Corte Suprema Argentina que retire esta medida cautelar contra los Decretos en consideración. Hemos presentado una solicitud por escrito ante la Corte Suprema Argentina para que se mantenga la continuidad de la medida cautelar concedida dado que la Provincia del Neuquén no ha retirado expresamente su solicitud. El asunto actualmente se encuentra pendiente ante la Corte Suprema Argentina.
El 31 de agosto de 2004, la Provincia del Neuquén inició ante el Tribunal Federal de la Provincia de Neuquén (el “Tribunal Federal”) una demanda contra Atalaya Energy y 19 empresas de hidrocarburos, incluyéndonos, reclamando el cumplimiento del Artículo 6 de la Ley de Defensa de la Competencia para el cálculo de las regalías con relación a los hidrocarburos producidos dentro de la Provincia de Neuquén. El Artículo 6 de la Ley Nº 25.561 establece que las retenciones a las exportaciones en ningún caso reducirán los precios a boca de pozo para el cálculo y pago de las regalías por hidrocarburos. De acuerdo con la lectura de la Provincia de Neuquén del Artículo 6 de la Ley Nº 25.561, las empresas que producen hidrocarburos en la Provincia de Neuquén no deben hacer ninguna reducción sobre la base de las retenciones a las exportaciones para el cálculo de las regalías correspondientes a los hidrocarburos vendidos en el mercado local. El Tribunal Federal emitió una medida cautelar ordenando a las empresas petroleras calcular y pagar regalías sobre la base de los precios internacionales. Nosotros presentamos una apelación contra dicha medida cautelar. El 5 de octubre de 2005 el Tribunal Federal hizo lugar a nuestra apelación. Adicionalmente, el Tribunal Federal aclaró que el Artículo 6 de la Ley Nº 25.561 debía ser aplicado solamente al cálculo de regalías relacionadas con hidrocarburos exportados. La Provincia de Neuquén apeló esta decisión ante la Cámara Nacional de Apelaciones, la cual declaró que carecía de competencia y derivó el caso a la Corte Suprema Argentina. En el año 2006 la Corte Suprema Argentina también se declaró incompetente y devolvió las actuaciones al Tribunal Federal. Nosotros pedimos también a la Corte Suprema Argentina que ordenara al Tribunal Federal abstenerse de continuar las actuaciones. La Corte Suprema Argentina rechazó esa petición y nosotros presentamos un escrito solicitando la revocación de esa decisión. El 14 de mayo de 2007, el juez emitió un dictamen declarando que el Tribunal Federal no era competente para intervenir en nuestro caso de controversia de regalías y la causa se transfirió a los tribunales administrativos de la provincia de Neuquén. El 17 de mayo de 2007 presentamos nuestra apelación sobre la base de que el juez no había considerado la jurisprudencia reciente del Tribunal Federal (el caso de los Decretos de Neuquén) en la que reconocía que las controversias por regalías son una cuestión federal válida. El 29 de julio de 2007 el juez rechazó nuestra posición in limine pero aceptó nuestro recurso de apelación. Hemos presentado un pedido ante el Tribunal Federal solicitando competencia sobre el litigio por regalías, a la luz de la reciente jurisprudencia arriba mencionada.
Otras controversias por derechos aduaneros. Durante los años 2006 y 2007 las delegaciones de la Administración General de Aduanas en Neuquén, Comodoro Rivadavia y Puerto Deseado nos informaron que se han iniciado determinados procedimientos sumarios contra nosotros sobre la base de presuntas declaraciones formales erróneas sobre entregas de petróleo a futuro (compromisos de entregas de petróleo crudo a futuro) en los permisos de carga presentados ante esas agencias. Aunque nuestra gerencia, sobre la base del dictamen de sus asesores legales, cree que el reclamo no tiene fundamento legal, las posibles multas impuestas podrían ser sustanciales.
Controversia por regalías de Mendoza: Luego de las demandas iniciadas por la provincia de Mendoza, a efectos de que se aplique el precio de mercado internacional en las operaciones del mercado local sobre la base de la interpretación del Artículo 6 de la Ley Nº 25.561 (similar a la demanda interpuesta por Neuquén mencionada arriba), presentamos un recurso administrativo. Nuestra solicitud actualmente se encuentra pendiente de resolución.
Controversia sobre inversiones en concesiones de la Provincia del Neuquén. El 22 de noviembre de 2007 recibimos la Nota Nº 172/07 de la Secretaría de Energía y Minería de la Provincia de Neuquén (“SEEyM”), que argumentaba la existencia de importantes incumplimientos en nuestras inversiones según el Contrato de Prórroga para la Concesión Loma de la Lata – Sierra Barrosa, celebrado el 5 de diciembre de 2000 (el “Contrato de Prórroga”). La Nota disponía que,: (i) expliquemos inmediatamente las razones de la sub-inversión detectada, bajo apercibimiento de aplicar sin mas trámite la caducidad de la prórroga de la concesión, (ii) este grave antecedente implica necesariamente demoras en las negociaciones para futuras prórrogas de concesiones, (iii) las actuaciones serán remitidas a la Legislatura Provincial para que los legisladores puedan evaluar este “incidente” al momento de analizar la eventual prórroga de los contratos, y (iv) se reservaron derechos legales para la instauración de acciones legales tendientes a “la reparación integral de los graves perjuicios ocasionados”.
El Acuerdo de Prórroga establece tres etapas de inversión por nuestra parte: (i) una primera etapa desde el 1 de julio del año 2000 hasta el 31 de diciembre del año 2005, durante la cual la inversión comprometida ascendía a US$ 3.500 millones, (ii) un segundo período, desde el 1 de enero de 2006 al 31 de diciembre de 2011, que contempla una inversión comprometida de US$ 2.500 millones, y (iii) un último período desde el 1 de enero de 2012 al 31 de diciembre de 2017, durante el cual nosotros acordamos invertir la cantidad de US$ 2.000 millones. El monto total de la inversión comprometida es de US$ 8.000 millones, y bajo el Acuerdo de Prórroga cualquier diferencia no importante en una etapa puede ser cumplida y compensada en la siguiente fase.
Además de la inobservancia por parte de la SEEyM del Artículo 80 de la Ley de Hidrocarburos, el cual requiere que la autoridad de aplicación notifique a los titulares de permisos y concesiones sobre los presuntos incumplimientos, otorgándoles un plazo razonable para subsanar las violaciones, en nuestro entendimiento que:
- Hemos realizado las inversiones acordadas bajo el Acuerdo de Prórroga para el primero de los tres períodos (finalizado el 31 de diciembre de 2005), el cual es el objeto de la Nota Nº 172/07, calculadas en dólares estadounidenses o en pesos (aunque nosotros creemos que deberían ser calculadas en pesos).
- Durante casi dos años desde la finalización del primer período, hemos hecho inversiones en la Provincia del Neuquén por aproximadamente US$1.830 millones (por un monto acumulado de US$ 5.350 millones desde el año 2000), el cual excede ampliamente la diferencia pretendida por la provincia en la Nota Nº 172/07 y demuestra que completamos el cumplimiento de las inversiones requeridas para el primer período (US$2.500 millones en relación a los años 2006-2011), y
- Las obligaciones de inversión son convertibles en pesos a un tipo de cambio de uno a uno por efecto de las regulaciones de emergencia dictadas en el año 2002 (incluyendo el Artículo 1 del Decreto 214/02) y a la luz de la realidad económica, porque el volumen y el alcance de las inversiones que podían hacerse al momento de celebrarse el Contrato de Prórroga difieren drásticamente del monto posible después de la devaluación del año 2002. Ello sin perjuicio de la posibilidad de invocar la teoría de la imprevisión bajo la ley argentina debido al importante cambio en las circunstancias, ya que en el Contrato de Prórroga no se renunció al derecho de invocar dicha doctrina.
Nosotros hemos impugnado la Nota Nº 172/07 a través de procesos judiciales y procedimientos administrativos y entendemos que el reclamo realizado por la Provincia del Neuquén carece de mérito. Sin embargo, si la provincia prevaleciere, ello podría tener un efecto negativo importante para nosotros.
Información adicional
El 21 de enero de 2005 se nos notificó el inicio de un arbitraje por parte de Empresa Nacional de Electricidad S.A. (“ENDESA”) para resolver una controversia relacionada con la presunta violación de una cláusula contractual en un contrato de exportación firmado en junio de 2000. La cláusula se relaciona con mayores entregas de gas natural y ENDESA ha pedido el pago de una penalidad contractual resultante de nuestro presunto incumplimiento en la entrega de las cantidades requeridas. La duración del contrato es de 15 años. El reclamo de ENDESA ascendía a US$ 353,8 millones, en tanto afirmaba que había existido una conducta ilícita intencional de nuestra parte. Posteriormente, las partes celebraron (i) un acuerdo para la modificación del contrato de suministro de gas con el fin de adaptarlo a las restricciones de exportación impuestas por el gobierno argentino (la “Enmienda”) y (ii) un acuerdo para la terminación del arbitraje (el “Acuerdo de Terminación”), ambos sujetos a la aprobación de la Secretaría de Energía. El 31 de agosto de 2007 fuimos notificados de la aprobación de la Secretaría de Energía. Posteriormente, las partes informaron al tribunal la terminación del arbitraje por mutuo acuerdo. Hemos pagado a ENDESA US$ 8 millones conforme el Acuerdo de Terminación y ENDESA ha renunciado a cualquier reclamo por el pasado. Por último, el Acuerdo de Terminación ajustó la compensación semestral acordada en la Enmienda en relación con deficiencias en entregas de gas natural.
El 11 de agosto de 2006, recibimos la Nota SE Nº 1009 (la “Nota”) por parte de la Secretaría de Energía, que revisaba el progreso de las reservas en Área Ramos en la Cuenca Noroeste, con relación a la autorización de exportación otorgada mediante Resolución SE Nº 169/97 (la “Autorización de Exportación”). La Autorización de Exportación se aplica al contrato de exportación de gas natural a largo plazo celebrado entre nosotros y GasAtacama Generación, por un volumen máximo diario de 530.000 m³/día. La Nota determinó que como resultado de la disminución de las reservas de gas natural contempladas en la Autorización de Exportación, el suministro del mercado local estaba en riesgo. La Nota, preventivamente, estableció que los volúmenes máximos diarios de gas natural autorizados para exportación en virtud de la Autorización de Exportación debían reducirse al 20%, afectando el contrato de exportación. Presentamos una respuesta a la Nota el 15 de septiembre de 2006, indicando nuestros argumentos y defensas.
YPF Holdings
La siguiente es una breve descripción de ciertas responsabilidades ambientales y de otras responsabilidades relacionadas con YPF Holdings, una sociedad constituida de conformidad con las leyes de Delaware.
En relación con la venta de una ex subsidiaria de Maxus, Diamond Shamrock Chemical 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 (la “Fecha de Venta”) incluyendo responsabilidades ambientales relacionadas con plantas químicas y emplazamientos de descarga de residuos utilizados por Chemicals antes de la Fecha de Venta.
Al 30 de junio de 2008, el total de previsiones para contingencias medioambientales y otros reclamos asciende a aproximadamente Ps. 589 millones. La gerencia de YPF Holdings cree que ha hecho previsiones adecuadas para todas las contingencias ambientales y de otro tipo, que son posibles y que pueden ser razonablemente calculadas sobre la base de la información disponible hasta ese momento. Sin embargo, muchas de esas contingencias están sujetas a importantes incertidumbres, incluyendo la finalización de estudios en curso, el descubrimiento de nuevos hechos o la emisión de órdenes por parte de autoridades reguladoras, que podrían resultar en agregados significativos a esas previsiones en el futuro. Es posible que se hagan otros reclamos, y con el tiempo es probable que se produzca información adicional sobre reclamos adicionales o existentes (tal como los resultados de las investigaciones que están en curso, el dictado de fallos del tribunal o la firma de acuerdos de arreglo). Las previsiones de YPF Holdings por contingencias ambientales y otras contingencias descriptas a continuación se basan exclusivamente en la información disponible actualmente y por ello, YPF Holdings, Maxus y Tierra pueden tener que incurrir en gastos que pueden ser considerables, adicionales de las previsiones ya efectuadas.
En las siguientes consideraciones concernientes a sitios de plantas y sitios de terceros, las referencias a YPF Holdings incluyen, según corresponda y sólo para una fácil referencia, referencias a Maxus y a Tierra. Según se indica más arriba, Tierra también es subsidiaria de YPF Holdings y ha asumido algunas obligaciones de Maxus.
Newark, New Jersey. En 1990 el Tribunal de Distrito de los Estados Unidos de New Jersey emitió un auto de consentimiento, previamente acordado por la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (la “EPA”), el Departamento de Protección Ambiental de New Jersey (el “DEP”) y Occidental, como sucesora de Chemicals, para la ex planta de químicos agrícolas de Newark, New Jersey, de Chemicals. Las medidas acordadas han sido completadas y pagadas por Tierra en virtud del acuerdo de indemnidad con Occidental descrito precedentemente. Las operaciones y el mantenimiento del remedio construido son continuos y al 30 de junio de 2008, YPF Holdings ha previsionado aproximadamente Ps. 46 millones en relación con esas actividades.
Río Passaic/Bahía Newark, New Jersey. Maxus, actuando en nombre de Occidental, negoció un acuerdo con la EPA bajo el cual Tierra ha llevado a cabo más pruebas y estudios para caracterizar los sedimentos y biota contaminados en una porción de seis millas del Río Passaic cerca del sitio de la planta de New Jersey, Newark, antes indicada. Mientras continúan algunos trabajos, esos estudios fueron sustancialmente terminados en el 2005. Además, la EPA y otras agencias están tratando el tema de la porción más baja de 17 millas del Río Passaic bajo (incluyendo la porción de seis millas ya estudiada) en un esfuerzo conjunto de colaboración federal, estadual, local y del sector privado, denominado como el Proyecto de Restauración del Río Passaic Bajo (PRRP). Tierra, junto con ciertas otras entidades, ha acordado participar y financiar una investigación de reparación y en un estudio de factibilidad (RIFS) en conexión con el PRRP. Las partes están discutiendo la posibilidad de más trabajos con la EPA. Las compañías han acordado su participación en los costos de la realización de los estudios mencionados (RIFS) en función de ciertas consideraciones.
Tierra, actuando en nombre de Occidental y conforme a una orden administrativa de 2004 y con el consentimiento de EPA, se encuentra también llevando a cabo RIFS por separado para caracterizar contaminación en los sedimentos y evaluar las reparaciones alternativas en la Bahía Newark y partes del Río Hackensack, el Arthur Kill y el Kill van Kull. La EPA ha emitido cartas a otras compañías en relación con la contaminación de la Bahía de Newark. En la actualidad, Tierra mantiene reuniones con dichas partes, para intentar formar la coalición de un grupo de compañías similar a la del Río Passaic, de modo de compartir los costos de los trabajos en la Bahía Newark.
En diciembre de 2005, el DEP emitió una directiva para Tierra, Maxus y Occidental ordenándoles pagar los gastos del Estado de New Jersey por el desarrollo de un Plan de Drenaje para Control de Fuentes centrado en sedimentos supuestamente contaminados con dioxina en la porción baja de seis millas del Río Passaic, arriba mencionado. El DEP calcula que el desarrollo de ese Plan cuesta aproximadamente US$ 2,3 millones. El DEP ha informado a los destinatarios de la directiva que no deberán responder a la misma hasta que se les notifique lo contrario. También en diciembre de 2005, el DEP y el Fondo de Indemnizaciones por Derrames de New Jersey demandaron a YPF Holdings, Tierra, Maxus y varias sociedades vinculadas, además de Occidental, en relación con la contaminación con dioxina supuestamente emanada de la ex planta Newark de Chemicals y que supuestamente contaminó la porción baja de 17 millas del Río Passaic, Bahía de Newark, otros cursos de agua cercanos y áreas circundantes. Las demandadas han presentado escritos y/o hecho presentaciones en respuesta. El Tribunal recientemente ha denegado nuestros pedidos de desestimación presentados por Occidental Chemical Corporation, Tierra y Maxus. Hemos presentado un pedido para que se desestime la acción considerando la falta de jurisdicción con respecto a nuestra compañía, el que ha sido denegado. Deduciremosun recurso de apelación contra dicha resolución. Ver “–Litigios – La demanda de New Jersey”.
En junio de 2007, la EPA publicó un borrador de Estudio Centrado en la Factibilidad (“FFS”), que delinea varias alternativas para una acción reparadora en las ocho millas más bajas del Río Passaic. Éstas van desde la inacción (lo cual podría resultar en un menor costo, comparativamente) hasta un drenaje extensivo y confinamiento (que de acuerdo con el borrador FFS, EPA estimó que podría costar entre US$ 0,9 y US$ 2,3 miles de millones) y todas son descriptas por EPA como tecnologías probadas incluidas que pudieran desarrollarse en el corto plazo, sin investigaciones extensivas. Tierra, junto con las otras partes del grupo del PRRP, envió a la EPA comentarios sobre el borrador de FFS, al igual que lo hicieron otras partes interesadas. En septiembre de 2007 la EPA anunció su intención de tomarse más tiempo en la consideración de los comentarios, emitir una propuesta de plan para ser comentado por el público a mediados de 2008 y para seleccionar un plan de limpieza en el último trimestre de 2008. Tierra planea responder a cualquier otra propuesta de la EPA según resulte adecuado en ese momento.
En agosto de 2007 la Administración Nacional Atmosférica Oceánica (“NOAA”), como uno de los Fiduciarios Federales de Recursos Naturales, envió una carta a las partes del grupo de PRRP, incluyendo a Tierra y Occidental, solicitando que el grupo celebrase un convenio para realizar una evaluación en colaboración de los daños ocasionados a los recursos naturales en el Río Passaic y la Bahía de Newark. El grupo del PRRP ha respondido a través de sus abogados en común para pedir que las discusiones relacionadas con ese acuerdo se pospongan hasta el año 2008, debido en parte a la propuesta pendiente de la EPA del FFS. Tierra planea continuar participando en el grupo del PRRP con relación a este tema. En enero de 2008, la NOAA envió una carta a YPF Holdings, CLH Holdings Inc., a nosotros y a otras empresas, designándolas como partes potencialmente responsables (“PRP”).
En junio de 2008, la EPA, Occidental y Tierra firmaron una Orden Administrativa de Consentimiento (el "Acuerdo") mediante la cual Tierra, actuando en nombre de Occidental, se comprometió a realizar acciones de remoción de sedimentos del Río Passaic en las cercanías de la antigua planta de Diamond Alkali. La tarea antes mencionada comprenderá la remoción de aproximadamente 200.000 yardas cúbicas de sedimentos, a través de dos fases. La primera fase comprende acciones sobre aproximadamente 40.000 yardas cúbicas de sedimento, debiendo cumplimentarse la misma en el plazo máximo de treinta meses. La segunda fase comprende la remoción de aproximadamente 160.000 yardas cúbicas de sedimento, cuyo plazo de cumplimiento comenzará luego de finalizada la primera fase y sin haberse determinado a la fecha de los estados contables un plazo estimado de finalización. De acuerdo al AOC, la EPA ha requerido la constitución de una garantía financiera a través de un fondo fiduciario (trust) por US$ 80 millones para la realización de los trabajos de remoción de sedimentos, de los cuales US$ 2 millones deberán ser aportados dentro de los 90 días de la fecha de comienzo del Acuerdo, y posteriormente US$ 10 millones por semestre hasta alcanzar los US$ 80 millones antes mencionados. El monto total requerido como garantía podría aumentar o disminuir durante el plazo de realización de los trabajos requeridos por el AOC si los costos estimados de completamiento de los mismos cambiaren. Al llevar a cabo estas tareas, junto con las dioxinas necesariamente se removerán contaminantes no producidos por la antigua planta de Diamond Alkali, tales como PCBs y mercurio. No obstante haber reconocido los costos estimados por la totalidad de los trabajos antes mencionados, YPF Holdings y sus subsidiarias podrían intentar recuperar los costos correspondientes a terceras partes responsables de dicha contaminación, en la medida que existan contaminantes cuyo origen no fuera de la antigua planta de Diamond Alkali, según se menciona anteriormente. Sin embargo, a la fecha de estos estados contables no es posible predecir la probabilidad de éxito de este recupero, ni el monto potencialmente recuperable. Las tareas de remoción establecidas en el Acuerdo serán llevadas a cabo conjuntamente con las demás investigaciones y trabajos de remediación antes descriptos, incluyendo aquellos relacionados con el FFS en las ocho millas más bajas del Río Passaic, el RIFS que abarca la porción baja de 17 millas del mismo río, y los RIFS relacionados con la contaminación en la Bahía de Newark, y partes del Río Hackensack, el Arthur Kill y el Kill van Kull.
Al 30 de junio de 2008, se ha previsionado un importe total de Ps. 274 millones el cual comprende el costo de estos estudios, la estimación más razonable de las erogaciones en las que YPF Holdings podría incurrir en actividades de remediación, teniendo en cuenta los estudios realizados por TS, los costos estimados correspondientes al Acuerdo como asimismo otros asuntos relacionados al río Passaic y a la Bahía de Newark. Sin embargo, es posible que otros trabajos, incluyendo medidas de remediación adicionales o distintas a las consideradas, podrían ser requeridas. Adicionalmente, el desarrollo de nueva información o la imposición de penalidades o acciones de remediación que difieran de los escenarios evaluados por YPF Holdings podrían resultar en la necesidad de incurrir por parte de dicha sociedad en costos adicionales superiores a los actualmente previsionados.
Condados de Hudson y Essex, New Jersey. Hasta los años ´70, Chemicals operó una planta procesadora de mineral de cromo en Kearny, New Jersey (la “Planta Kearny”). Tierra, en nombre de Occidental, está dando una garantía financiera por un monto de US$ 20 millones para la realización del trabajo asociado con los temas descriptos a continuación.
En mayo de 2005 el DEP tomó dos medidas en relación con los sitios de cromo en los Condados de Hudson y Essex. En primer lugar, el DEP emitió una directiva a Maxus, Occidental y otros dos fabricantes de cromo (los “Requeridos”) ordenándoles hacer los arreglos para la limpieza de los residuos de mineral de cromo en tres sitios en Jersey City y la realización de un estudio mediante el pago al DEP de un total de US$ 19,5 millones. En segundo lugar, el DEP inició un juicio contra Occidental y otras dos entidades ante el tribunal estadual en el Condado de Hudson pretendiendo, entre otras cosas, la limpieza de varios sitios donde presuntamente se hallan ubicados residuos de mineral de cromo, el reembolso de costos pasados en los que incurrió el estado en esos sitios (incluyendo más de US$ 2,3 millones de dólares presuntamente gastados para investigaciones y estudios) y con respecto a determinados costos en 18 sitios, indemnización de daños y perjuicios por triplicado. El DEP sostiene que las demandadas son responsables solidaria y mancomunadamente, sin tener en cuenta la culpa, por gran parte de los daños invocados. Las partes han entablado conversaciones (incluyendo la mediación) con relación a un posible arreglo. Sin embargo, no existe garantía de que esas conversaciones serán exitosas.
En virtud de un pedido del DEP, en la segunda mitad de 2006, Tierra y otras partes determinadas analizaron los sedimentos en una parte del Río Hackensack, cerca de la anterior Planta Kearny. Se envió al DEP un informe de dichos resultados para sus comentarios. Se espera que se determine qué trabajos adicionales, si los hubiera, se requerirán una vez que el DEP haya analizado los resultados de estas pruebas.
En noviembre de 2005, varios grupos ambientalistas enviaron un aviso de intención de demandar al propietario de la propiedad adyacente a la anterior Planta Kearny y a otras cinco partes, incluyendo a Tierra, bajo la Ley de Conservación y Recuperación de Recursos. Las partes han celebrado un convenio que trata las preocupaciones de los grupos ambientalistas, y esos grupos han aceptado, al menos por ahora, no iniciar el juicio.
Al 30 de junio de 2008, YPF Holdings ha previsionado un total de aproximadamente Ps. 98 millones en relación con las cuestiones antes mencionadas relacionadas con el cromo. Los niveles de acción del cromo en el suelo en el Estado de New Jersey no han finalizado y el DEP continúa estudiando los niveles de acción propuestos. El costo del tratamiento de estas cuestiones relacionadas con el cromo podría aumentar significativamente, dependiendo de los niveles finales de acción en el suelo, la respuesta del DEP a los informes de Tierra y otros acontecimientos.
Painesville, Ohio. Desde alrededor de 1912 hasta 1976, Chemicals operó plantas de fabricación en Painesville, Ohio (las “Obras Painesville”). Las operaciones en aquel lugar involucraron a través de los años varios sitios de plantas separadas pero contiguos en un área de alrededor de 1.300 acres. Él área principal de preocupación históricamente ha sido la ex planta procesadora de mineral de cromo de Chemicals (la “Planta de Cromo”). La Agencia de Protección Ambiental de Ohio (“OEPA”) ha aprobado determinadas obras, incluyendo la reparación de sitios específicos dentro del área de las “Obras Painesville” y trabajos asociados con los planes de desarrollo (el “Trabajo de Reparación”). El Trabajo de Reparación ha comenzado. A medida que la OEPA apruebe proyectos adicionales para el sitio de las ex Obras Painesville podrá ser necesario hacer reserva de montos adicionales. YPF Holdings ha previsionado un total de aproximadamente Ps. 24 millones al 30 de junio de 2008 para su participación estimada en el costo de realizar la investigación de reparación y estudio de factibilidad, el Trabajo de Reparación y otras actividades de operación y mantenimiento en este sitio.
Sitios de terceros. En virtud de convenios de arreglo con la Autoridad del Puerto de Houston (el “Puerto”) y otras partes, Tierra y Maxus están participando (en nombre de Occidental) en la reparación de propiedades que están junto a la ex planta de Chemicals en Greens Bayou, donde se fabricó dicloro-difenil-tricloroetano (“DDT”) y otros químicos. Además, las partes arribaron a un acuerdo recientemente con los Fiduciarios federales y estatales de los Recursos Naturales para llegar a un arreglo en conexión con reclamos por daños a recursos naturales. Al 30 de junio de 2008, YPF Holdings ha previsionado aproximadamente Ps. 51 millones por su participación estimada en futuras actividades de reparación asociadas con la planta de Greens Bayou.
En junio de 2005, la EPA nombró a Maxus como una PRP en el Sitio de Milwaukee Solvay Coque y Gas en Milwaukee, Wisconsin. El fundamento de esta designación es la presunta situación de Maxus como sucesora de Pickands Mather & Co. y de Milwaukee Solvay Coke Co., compañías que la EPA ha afirmado que son ex propietarias u operadoras de ese sitio. Las obras preliminares en conexión con los RIFS con respecto a este sitio comenzaron durante la segunda mitad de 2006. YPF Holdings ha previsionado aproximadamente Ps. 1 millón al 30 de junio de 2008 para su participación estimada en los costos de los RIFS. Maxus carece de información suficiente para determinar la exposición o costos adicionales, si los hubiere, que podría tener con relación a este sitio.
Maxus asume ciertas responsabilidades atribuibles a Occidental, como sucesora de Chemicals, con respecto al Malone Service Company Superfund Site en el Condado de Galveston, Texas. Este sitio era un sitio de disposición de desperdicios donde se sostiene que Chemicals ha enviado desechos antes de septiembre de 1986.
Chemicals también ha sido nombrada como PRP por la EPA en virtud de la Ley Ómnibus de Responsabilidad, Indemnización y Respuesta Ambiental de 1980, con sus modificaciones con respecto a una cantidad de sitios de terceros donde se sostiene que se ubicaron o se dispuso de sustancias peligrosas provenientes de plantas de Chemicals. Numerosos PRPs han sido designados en casi todos esos sitios. En varios de ellos Chemicals no tiene exposición alguna conocida. Al 30 de junio de 2008 YPF Holdings había previsionado aproximadamente Ps. 7 millones en relación con su participación estimada en los costos relacionados con el Sitio de Milwaukee Solvay Coque y Gas, el Malone Service Company Superfund Site, y los demás sitios mencionados anteriormente.
“Agente Naranja” y Litigio VCM. En 2002 Occidental demandó a Maxus y a Tierra ante un tribunal del Estado de Dallas. Texas buscaba una declaración sobre la obligación de Maxus y Tierra bajo el contrato en virtud del cual Maxus vendió Chemicals a Occidental, de defender e indemnizar a Occidental por determinadas obligaciones históricas de Chemicals, incluyendo reclamos relacionados con el “Agente Naranja” y con monómero de cloruro de vinilo (VCM), no obstante el hecho de que dicho contrato contiene un plazo límite de 12 años para las obligaciones de defensa e indemnidad con respecto a la mayoría de los litigios. Tierra fue desestimada como parte y la cuestión fue llevada a juicio en mayo de 2006. El tribunal decidió que el período de 12 años de plazo límite no se aplicaba y falló contra Maxus. Esta decisión fue confirmada por el Tribunal de Apelaciones en febrero 2008. La apelación de Maxus ante la Corte Suprema de Texas fue rechazada. La decisión exigirá que Maxus acepte la responsabilidad por diversas cuestiones, en las cuales ha negado a indemnizar a Occidental desde 1998, lo cual podría resultar en gastos de importancia además de las previsiones actuales de YPF Holdings para esta cuestión. Esta decisión también requerirá que Maxus reembolse a Occidental por los costos anteriores de estas cuestiones. Maxus considera que sus previsiones actuales son adecuadas para estos costos anteriores y actualmente está evaluando la decisión de la Corte Suprema. Al 30 de junio de 2008 YPF Holdings reservó aproximadamente Ps. 45 millones con respecto a esta cuestión.
Litigio Turtle Bayou. En marzo de 2005 Maxus aceptó defender a Occidental, como sucesora de Chemicals, con respecto a una acción que pretendía el pago de costos por la reparación del sitio de disposición de desperdicios de Turtle Bayou en el Condado Liberty, Texas. Recientemente se emitió el fallo en esta acción, y Maxus interpuso un pedido de reconsideración, el cual fue parcialmente exitoso. Como resultado, la decisión del tribunal exige que Maxus pague, en nombre de Occidental, aproximadamente el 16% de los costos incurridos por uno de los demandantes. Maxus ha apelado. Al 30 de junio de 2008 YPF Holdings ha previsionado Ps. 11 millones con respecto a esta cuestión.
YPF Holdings, incluyendo sus subsidiarias, es parte en otros juicios diversos, cuyo resultado no se espera que tenga efecto negativo de importancia sobre nuestra situación financiera. YPF Holdings ha efectuado previsiones para contingencias legales en situaciones en que es posible una pérdida y ésta puede ser razonablemente calculada.
YPF Holdings ha celebrado varios acuerdos operativos y de inversión asociados con la exploración y desarrollo de sus propiedades de petróleo y gas. Tales compromisos no son significativos excepto por aquellos vinculados con el “Proyecto Neptuno”. El total de compromisos relacionados con el desarrollo de dicho proyecto ubicado en las cercanías de Atwater Valley Area, bloques 573, 574, 575, 617 y 618, es de US$ 19.3 millones para el tiempo restante de 2008 y una obligación de pago mínimo de transporte por ductos de aproximadamente US$ 3.1million, US$ 5 millones para el 2009, US$ 4 millones para el 2010, US$ 3.1 millones para el 2011, US$ 2.4 millones para el 2012 y US$ 8.4 millones para el 2013 en adelante.
Política de dividendos
Repsol YPF y Petersen Energía han acordado adoptar una política de dividendos en virtud de la cual podamos distribuir el 90% de nuestras utilidades en concepto de dividendos, a partir de nuestro ingreso neto del año 2007. También han acordado votar a favor de nuestra solicitud de distribución de dividendos adicionales de US$850 millones, además de la distribución de nuestro ingreso neto de acuerdo con lo mencionado anteriormente, pagables durante los años 2008 y 2009. Consecuentemente, hemos efectuado pago de dividendos por un monto de Ps. 4.232 millones en febrero de 2008 y Ps. 2.557 millones en mayo de 2008.
DE LA OFERTA Y LA COTIZACIÓN
Descripción de las obligaciones negociables
Introducción
En oportunidad de la emisión de cada serie de obligaciones negociables, y según sea informado en el respectivo suplemento de precio, podremos celebrar un convenio de fideicomiso (el “Contrato de Fideicomiso”), en virtud del artículo 13 de la Ley de Obligaciones Negociables, con una entidad financiera o firma intermediaria que se desempeñará como fiduciario (el “Fiduciario”). El Fiduciario, u otra entidad que designemos oportunamente a tales efectos, podrá también desempeñar las funciones de coagente de registro (en tal carácter, el “Coagente de Registro”), principal agente de pago (en tal carácter, el “Principal Agente de Pago” y junto con los demás agentes de pago conforme al Contrato de Fideicomiso, los “Agentes de Pago”) y agente de transferencia (en tal carácter, un “Agente de Transferencia”, y junto con cualquier otro agente de transferencia conforme al Contrato de Fideicomiso, los “Agentes de Transferencia”). En dicho contrato, si lo hubiera, se designará también un agente de registro (en tal carácter, el “Agente de Registro”), que podrá ser Agente de Pago, Agente de Transferencia y representante del Fiduciario en Argentina (en tal carácter, el “Representante del Fiduciario en Argentina”).
Las obligaciones negociables podrán ser emitidas periódicamente en una o más series. Las obligaciones negociables de todas las series en un mismo momento en circulación en virtud de este Programa están limitadas a un monto de capital total de US$ 1.000.000.000 (o su equivalente en otras monedas); teniendo en cuenta que, sujeto a la previa aprobación de la CNV, podremos modificar el Programa para aumentar el capital total de obligaciones negociables que pueden ser emitidas en el marco del Programa en cualquier momento sin el consentimiento de los tenedores de obligaciones negociables. Los términos específicos de cada emisión de obligaciones negociables, incluidos, entre otros, la fecha de emisión, precio de emisión, capital, moneda de denominación y pago, vencimiento, tasa de interés o fórmula de tasa de interés, si hubiera y, de ser aplicable, las disposiciones sobre rescate, amortización e índices, serán establecidos para cada una de tales emisiones en las obligaciones negociables, según se describe en el respectivo suplemento de precio. Respecto de cualquier obligación negociable en particular, la descripción de las obligaciones negociables contenida en el presente está enteramente condicionada por referencia, y en tanto fuera contraria queda reemplazada, por dicha obligación negociable y el respectivo suplemento de precio.
Las obligaciones negociables revestirán el carácter de obligaciones negociables simples no convertibles en acciones en virtud de la Ley de Obligaciones Negociables, y tendrán derecho a los beneficios allí establecidos y estarán sujetas a los requisitos de procedimiento dispuestos en dicha ley y resolución. Salvo que en el respectivo suplemento de precio se especifique de distinto modo, las obligaciones negociables constituirán obligaciones simples, incondicionales y no subordinadas, con garantía común, con al menos igual prioridad de pago en todo momento que todo otro endeudamiento no garantizado y no subordinado, presente y futuro (salvo las obligaciones que gocen de preferencia por ley o de puro derecho). De así especificarlo el respectivo suplemento de precio, podremos emitir obligaciones negociables garantizadas por un convenio de cesión, privilegio u otra garantía respecto de los bienes allí especificados que tendrán prioridad de pago, con el alcance de la garantía, sobre todo nuestro otro endeudamiento no garantizado, presente y futuro (salvo las obligaciones que gozan de preferencia por ley o de puro derecho). Si así lo especificara el respectivo suplemento de precio, podremos emitir obligaciones negociables subordinadas que estarán en todo momento sujetas al pago de nuestro endeudamiento garantizado y, en tanto allí se establezca en tal sentido, parte de nuestro endeudamiento no garantizado y no subordinado (así como las obligaciones que gocen de preferencia por ley o de puro derecho). Véase “De la Oferta y la Cotización—Rango”.
Salvo que fuera rescatada con anterioridad, una obligación negociable vencerá en la fecha especificada en el suplemento de precio correspondiente (el “Vencimiento Estipulado”), que tendrá lugar no antes de los siete días de su fecha de emisión, o el plazo mínimo requerido oportunamente de acuerdo a la normativa de la CNV.
Cada obligación negociable podrá estar denominada en cualquier moneda (una “Moneda Especificada”) según se especifique en el respectivo suplemento de precio. Salvo que se detalle de distinto modo en el respectivo suplemento de precio, los pagos respecto de cada obligación negociable se efectuarán en la Moneda Especificada aplicable; teniendo en cuenta que en ciertas circunstancias, según detalle el respectivo suplemento de precio, los pagos respecto de una obligación negociable podrán efectuarse en una moneda que no sea la Moneda Especificada de denominación, con el alcance permitido por las leyes de Argentina.
Cada obligación negociable devengará intereses, si correspondiera, a la tasa de interés o según la fórmula de tasa de interés establecida en el respectivo suplemento de precio. Salvo que se indique de distinto modo en el respectivo suplemento de precio, cada obligación negociable podrá devengar intereses a una tasa fija (una “Obligación Negociable a Tasa Fija”) o a una tasa determinada por referencia a una tasa de interés u otra fórmula de tasas de interés (una “Obligación Negociable a Tasa Variable”) o podrá no devengar intereses (una “Obligación Negociable sin Cupón de Interés”). Véase “—Tasas de Interés”.
Las obligaciones negociables también podrán emitirse con capital y/o intereses pagaderos en una o más monedas distintas de la moneda en la que estén denominadas (“Obligaciones Negociables de Moneda Dual”) o relacionadas con un índice y/o una fórmula (“Obligaciones Negociables Indexadas”), en caso de estar permitido por las leyes de Argentina. Las Obligaciones Negociables de Moneda Dual y las Obligaciones Negociables Indexadas podrán ser emitidas con intereses devengados a una tasa fija o variable o sin devengar intereses o una combinación de tales condiciones, en cuyo caso, cuando el contexto así lo permita, se aplicarán a tales Obligaciones Negociables de Moneda Dual u Obligaciones Negociables Indexadas las disposiciones relacionadas con las Obligaciones Negociables a Tasa Fija, Obligaciones Negociables a Tasa Variable, Obligaciones Negociables sin Cupón de Interés o combinación de ellas, respectivamente. Las referencias en el presente a obligaciones negociables denominadas en una Moneda Especificada incluirán, salvo que el contexto requiera lo contrario, Obligaciones Negociables de Moneda Dual pagaderas en dicha Moneda Especificada.
Las obligaciones negociables podrán ser emitidas como Obligaciones Negociables con Descuento de Emisión Original. Una “Obligación Negociable con Descuento de Emisión Original”, incluyendo cualquier Obligación Negociable sin Cupón de Interés, es una obligación negociable que se emite a un precio inferior a su valor nominal, y que dispone que al momento de su caducidad de plazos, rescate o recompra, el monto pagadero al tenedor de tal obligación negociable se determinará de conformidad con los términos y condiciones de dicha obligación negociable, y será un monto inferior al monto pagadero al Vencimiento Estipulado de dicha obligación negociable. Véase “Información Adicional — Carga Tributaria”. Incluiremos un resumen de todas las consideraciones especiales referidas a los impuestos federales de los Estados Unidos que resulten pertinentes para una determinada emisión de Obligaciones Negociables con Descuento de Emisión Original en el suplemento de precio correspondiente.
Salvo que se especifique de distinto modo en el respectivo suplemento de precio, las obligaciones negociables no estarán sujetas a un fondo de amortización y no podrán ser rescatadas antes de su Vencimiento Estipulado, salvo en caso de ciertos cambios referidos a impuestos argentinos. Véase “—Rescate y Recompra”.
De estar especificado en el respectivo suplemento de precio respecto de una serie de obligaciones negociables, periódicamente podremos sin el consentimiento de los tenedores de obligaciones negociables en circulación crear y emitir obligaciones negociables adicionales de dicha serie con los mismos términos y condiciones que las obligaciones negociables de dicha serie en todo aspecto (salvo la fecha de emisión, el precio de emisión, las leyendas aplicables y, de corresponder, el primer pago de intereses) y las obligaciones negociables adicionales formarán en última instancia una única serie con las obligaciones negociables de la serie respectiva que anteriormente se encontraba en circulación.
Forma y Denominación
Introducción
Salvo que la ley aplicable y el suplemento de precio correspondiente (dentro del marco del presente Programa) permitan lo contrario, las obligaciones negociables serán emitidas en forma de títulos nominativos sin cupones de interés (las “Obligaciones Negociables Nominativas”). De conformidad a lo dispuesto por la Ley N° 24.587 y el Decreto Nº 259/96, las sociedades argentinas no pueden emitir títulos valores al portador o en forma nominativa endosable. Conforme a ello, y en la medida en que dicha ley esté vigente y nos resulte aplicable, sólo emitiremos Obligaciones Negociables nominativas no endosables en el marco del presente Programa. De ser nominados en el respectivo Suplemento de Precio, el Agente de Registro y el Coagente de Registro mantendrán un registro (el “Registro”), donde se asentarán los nombres y domicilios de tenedores de obligaciones negociables, los números del título y otros datos respecto de la emisión, transferencia y canje de las obligaciones negociables. En caso de que correspondiera, no se cobrarán cargos por el registro de la transferencia o canje de las obligaciones negociables, pero se podrá exigir el pago de una suma suficiente para cubrir cualquier impuesto u otra carga pública pagadera al respecto.
El respectivo suplemento de precio detallará las denominaciones mínimas y las demás denominaciones de las obligaciones negociables, sujeto a la normativa aplicable de la CNV.
Las Obligaciones Negociables Nominativas serán emitidas en la forma descripta a continuación, salvo que se especifique lo contrario en el respectivo suplemento de precio, sujeto a la normativa aplicable de la CNV.
Las Obligaciones Negociables Nominativas del mismo tramo e igual plazo inicialmente vendidas en cumplimiento de la Regulación S estarán representadas por una o más Obligaciones Negociables Nominativas globales (en conjunto, una “Obligación Negociable Global de la Regulación S”), la cual será (a) depositada, según fuere el caso, en el Fiduciario en la Ciudad de Nueva York, en su carácter de custodio de The Depository Trust Company (“DTC”) o en la entidad que oportunamente se designe a tales efectos, y será registrada a nombre de un representante de DTC, en favor de Euroclear y/o Clearstream, o (b) depositada en un depositario común de Euroclear y/o Clearstream y registrada a nombre de dicho depositario común o su representante a favor de Euroclear y Clearstream (DTC o dicho otro depositario, denominado el “Depositario”).
Las Obligaciones Negociables Nominativas del mismo tramo o igual plazo inicialmente vendidas dentro de Estados Unidos y que reúnan las condiciones para ser vendidas en base a la Norma 144A estarán representadas por una o más Obligaciones Negociables Nominativas globales (en conjunto, una “Obligación Negociable Global de Circulación Restringida” y, junto con la Obligación Negociable Global de la Regulación S, las “Obligaciones Negociables Globales”), que serán depositadas al ser emitidas en la entidad que oportunamente se designe a tales efectos o en el Fiduciario en la Ciudad de Nueva York, en su carácter de custodio de DTC, y registradas a nombre de DTC o un representante de DTC para ser acreditadas en una cuenta de un participante directo o indirecto en DTC según se describe en el presente. Las Obligaciones Negociables Globales de Circulación Restringida (y las Obligaciones Negociables Cartulares (según se define en el presente) emitidas en su canje) estarán sujetas a ciertas restricciones sobre transferencias establecidas bajo el título “De la Oferta y la Cotización — Restricciones a la Transferencia”.
Hasta transcurridos cuarenta días de completarse la distribución (según certifique al Fiduciario, si lo hubiere, el respectivo colocador) de todas las obligaciones negociables de un tramo identificable (el “Período de Circulación Restringida”), una participación beneficiaria en una Obligación Negociable Global de la Regulación S podrá ser transferida a una persona que la reciba en forma de una participación en una Obligación Negociable Global de Circulación Restringida del mismo tramo e igual plazo, pero únicamente al recibir el Fiduciario, si lo hubiere, o la persona que oportunamente designemos, una certificación escrita del cedente donde conste que dicha transferencia se realiza a una persona que, según el leal saber y entender del cedente, compra para sí o en beneficio de terceros respecto de los que tiene facultades exclusivas de decisión en materia de inversión, y que dicha persona y cada una de dichas personas es un comprador institucional calificado dentro del significado de la Norma 144A, en cada caso en una operación que cumpla los requisitos de la Norma 144A y de acuerdo con todas las leyes de títulos valores aplicables de los estados de Estados Unidos (una “Certificación de la Obligación Negociable Global de Circulación Restringida”). Después del último día del Período de Circulación Restringida, este requisito de certificación dejará de aplicarse a tales transferencias. Las participaciones beneficiarias en una Obligación Negociable Global de Circulación Restringida podrán ser transferidas a una persona en la forma de una participación en una Obligación Negociable Global de la Regulación S del mismo tramo e igual vencimiento, ya sea antes, después o al producirse el cierre del Período de Circulación Restringida, pero solamente al recibir el Fiduciario, si lo hubiera, una certificación escrita del cedente donde conste que dicha transferencia se realiza de acuerdo con la Norma 903 o la Norma 904 de la Regulación S o (de estar disponible) la Norma 144 de la Ley de Títulos Valores Estadounidense (una “Certificación de la Obligación Negociable Global de la Regulación S”). Cualquier participación beneficiaria en una Obligación Negociable Global que sea transferida a una persona que la recibe en la forma de una participación en otra Obligación Negociable Global de igual tramo e idéntico vencimiento dejará, al tener lugar la transferencia, de constituir una participación en dicha Obligación Negociable Global y se convertirá en una participación en dicha otra Obligación Negociable Global y, en consecuencia, a partir de allí estará sujeta a todas las restricciones sobre transferencias y demás procedimientos aplicables a participaciones beneficiarias en dicha otra Obligación Negociable Global en tanto permanezca revistiendo tal carácter.
Obligaciones Negociables Globales
Una Obligación Negociable Global no podrá ser transferida salvo en forma total por su Depositario a un representante de dicho Depositario o por un representante de tal Depositario a éste o a otro representante de éste, o por el Depositario o cualquiera de tales representantes a un sucesor del Depositario o un representante de dicho sucesor.
Al emitirse una Obligación Negociable Global, DTC, Euroclear o Clearstream, según fuera el caso, acreditarán en su registro escritural y sistema de transferencia, los respectivos montos de capital de las obligaciones negociables representadas por dicha Obligación Negociable Global en las cuentas de entidades que mantengan cuentas en DTC, Euroclear o Clearstream, según fuera el caso (“participantes”). Las cuentas a acreditar serán designadas por los colocadores de tales obligaciones negociables o por nosotros, si dichas Obligaciones Negociables fueran ofrecidas y vendidas directamente por nosotros. La titularidad de participaciones beneficiarias en una Obligación Negociable Global estará limitada a participantes o personas que puedan mantener participaciones a través de participantes. La titularidad de participaciones en dichas Obligaciones Negociables Globales constará, y la transferencia de tal titularidad se efectuará únicamente a través de registros que mantenga DTC, Euroclear o Clearstream, según sea el caso (respecto de las participaciones de los participantes), o los participantes o personas que ejerzan la tenencia a través de los participantes (con respecto a las participaciones de personas que no sean participantes). Las leyes de algunos estados requieren la entrega física de títulos valores de dichos títulos en forma definitiva. Tales limitaciones y dichas leyes pueden afectar la capacidad para transferir participaciones beneficiarias en una Obligación Negociable Global.
Mientras un Depositario, o su representante, sea el tenedor de una Obligación Negociable Global, dicho Depositario o su representante, según fuera el caso, será considerado el único tenedor o titular registral de las obligaciones negociables representadas por dicha Obligación Negociable Global a todos los efectos que pudieran corresponder. Salvo lo establecido en el presente bajo el título “—Obligaciones Negociables Cartulares”, los titulares de participaciones beneficiarias en una Obligación Negociable Global no tendrán derecho a que las obligaciones negociables estén representadas por dicha Obligación Negociable Global registrada a su nombre, no recibirán ni tendrán derecho a recibir la entrega física de obligaciones negociables de dicha serie en forma de título definitivo y no serán considerados sus titulares o tenedores.
Los pagos de capital y prima (si hubiera) e intereses sobre las obligaciones negociables registradas a nombre o mantenidas por un Depositario o su representante serán efectuados a dicho Depositario o su representante, según fuera el caso, como el titular registral o el tenedor de la Obligación Negociable Global que represente tales obligaciones negociables. Ni nosotros, ni el Fiduciario, si lo hubiera, ni ningún Agente de Pago, tendrán responsabilidad u obligación alguna por ningún aspecto de los registros o los pagos efectuados a cuenta de participaciones beneficiarias en una Obligación Negociable Global ni por mantener, supervisar o revisar los registros relacionados con dichas participaciones beneficiarias.
Consideramos que DTC, Euroclear o Clearstream, según fuera el caso, al recibir un pago de capital o prima (si hubiera) o de intereses respecto de una Obligación Negociable Global, acreditará inmediatamente las cuentas de participantes con pagos por los montos proporcionales a sus respectivas participaciones beneficiarias en el capital de dicha Obligación Negociable Global según conste en los registros de DTC, Euroclear o Clearstream, según fuera el caso. También prevemos que los pagos de participantes a titulares de participaciones beneficiarias en dicha Obligación Negociable Global mantenida a través de dichos participantes se regirán por las instrucciones vigentes y prácticas habituales, como es el caso en la actualidad de títulos valores mantenidos por cuentas de comitentes al portador o registrados a nombre del operador, y serán responsabilidad de dichos participantes.
Obligaciones Negociables Cartulares
Las participaciones en una Obligación Negociable Global depositada en DTC o Euroclear y/o Clearstream serán canjeadas por Obligaciones Negociables Cartulares solamente si (i) en el caso de una Obligación Negociable Global depositada en DTC, DTC notificara a nosotros y al Fiduciario, si lo hubiere, que no tiene intención o no puede continuar desempeñándose como depositario de dicha Obligación Negociable Global, o en cualquier momento DTC dejara de ser una “cámara de compensación” registrada bajo la Ley del Mercado de Valores Estadounidense y no designáramos un depositario sucesor así registrado dentro de los 90 días de dicha notificación, o (ii) en el caso de una Obligación Negociable Global depositada en Euroclear y/o Clearstream, si el(los) sistema/s de compensación a través del/los cual(es) se realiza la compensación y liquidación estuviera(n) cerrado(s) por un período ininterrumpido de 14 días (salvo feriados, oficiales o de otro tipo) o anunciaran su intención de dejar de operar permanentemente o de hecho así lo hiciera(n), (iii) hubiera ocurrido y se mantuviera vigente un Supuesto de Incumplimiento, o (iv) a nuestra sola consideración, notificaramos al Fiduciario, si lo hubiere, por escrito que Obligaciones Negociables Cartulares serán entregadas en canje por dicha Obligación Negociable Global. En el caso de Obligaciones Negociables Cartulares emitidas en canje de una Obligación Negociable Global de Circulación Restringida, dichos títulos llevarán y estarán sujetos a una leyenda referida en “Restricciones a la Transferencia”.
Según fuere el caso, ni el Fiduciario (si lo hubiera), ni ningún Agente de Transferencia, o quien sea designado a tal efecto en el suplemento de precio correspondiente, estará obligado a registrar la transferencia o canje de Obligaciones Negociables Cartulares en el período de 15 días anterior a cualquier fecha de pago de intereses, o durante el período de 30 días anterior a cualquier fecha establecida para el pago de capital o registro de transferencia o canje de Obligaciones Negociables Cartulares previamente llamadas a rescate u ofrecidas para su recompra.
Las Obligaciones Negociables Cartulares podrán ser presentadas para el registro de su transferencia o para su canje por nuevas Obligaciones Negociables Cartulares de denominaciones autorizadas, según fuere el caso, en las oficinas fiduciarias del Fiduciario (si lo hubiera), o en las oficinas de cualquier Agente de Transferencia, o quien sea designado a tal efecto en el suplemento de precio correspondiente. Con la transferencia, canje o reemplazo de Obligaciones Negociables Cartulares que lleven una leyenda de circulación restringida, o ante la solicitud específica de eliminar dicha leyenda, entregaremos únicamente Obligaciones Negociables Cartulares que lleven dicha leyenda, o nos negaremos a eliminarla, según fuera el caso, salvo que se nos entregue prueba satisfactoria, que podrá incluir una opinión de asesores legales de Nueva York, que razonablemente pudiera requerir, en el sentido que ni la leyenda ni las restricciones sobre transferencias allí establecidas son necesarias para asegurar el cumplimiento de las disposiciones de la Ley de Títulos Valores Estadounidense. En el caso de una transferencia de un monto menor al capital de cualquier Obligación Negociable Cartular, se emitirá una nueva Obligación Negociable Cartular a favor del cesionario respecto del monto transferido y otra Obligación Negociable Cartular a favor del cedente respecto de la porción no transferida. Según correspondiere, tales nuevas obligaciones negociables estarán disponibles dentro de los tres Días Hábiles en las oficinas del Fiduciario, si lo hubiera, o en las oficinas de cualquier Agente de Transferencia, o de quien sea designado a tal efecto en el suplemento de precio correspondiente.
No se cobrarán cargos por el registro de transferencia o canje de obligaciones negociables; sin embargo, tanto nosotros como el Fiduciario, si lo hubiere, podremos exigir el pago de una suma suficiente para cubrir cualquier impuesto de sellos u otra carga pública pagadera al respecto.
Reemplazo de Obligaciones Negociables
Las obligaciones negociables total o parcialmente destruidas, extraviadas o robadas serán reemplazadas contra entrega al Fiduciario, si lo hubiere, o a la entidad que oportunamente designemos, de las obligaciones negociables o entrega a nosotros y al Fiduciario (si lo hubiere) de prueba, a satisfacción de ambos, del extravío, robo o destrucción total. En el caso de extravío, robo o destrucción total de una obligación negociable, se podrá exigir una indemnización al tenedor de dicha obligación negociable antes de emitirse una obligación negociable de reemplazo, a satisfacción nuestra y, si lo hubiere, del Fiduciario. Al emitirse una nueva obligación negociable, podremos requerir el pago de una suma suficiente para cubrir cualquier impuesto u otra carga pública que corresponda y cualquier otro gasto (incluidos los honorarios y los gastos del Fiduciario, si lo hubiere, sus asesores legales y sus agentes) al respecto.
Rango
Las obligaciones negociables constituirán obligaciones negociables simples no convertibles en acciones en virtud de la Ley de Obligaciones Negociables, y tendrán derecho a los beneficios allí establecidos y estarán sujetas a sus requisitos de procedimiento. El Artículo 29 de la Ley de Obligaciones Negociables establece que en caso de incumplimiento por nuestra parte en el pago de cualquier monto adeudado conforme a una obligación negociable de cualquier serie, el tenedor de dicha obligación negociable tendrá derecho a accionar por vía ejecutiva para obtener el pago de cualquier monto adeudado conforme a las obligaciones negociables.
Salvo que se especifique de distinto modo en el respectivo suplemento de precio, las obligaciones negociables constituirán obligaciones simples, incondicionales y no subordinadas, con nuestra garantía común, y tendrán en todo momento por lo menos igual prioridad de pago que todas las demás deudas no garantizadas y no subordinadas, presentes y futuras (salvo las obligaciones que gozan de preferencia por ley o de puro derecho, inclusive, entre otros, las acreencias por impuestos y de índole laboral).
De así especificarlo el respectivo suplemento de precio, podremos emitir obligaciones negociables garantizadas por un convenio de cesión, privilegio u otra garantía respecto de los bienes allí especificados y tendrán prioridad de pago, con el alcance de la garantía, sobre toda su otra deuda no garantizada, presente y futura (salvo las obligaciones que gozan de preferencia por ley o de puro derecho).
Si así lo especificara el respectivo suplemento de precio, podremos emitir obligaciones negociables subordinadas. Además de la prioridad de ciertos otros créditos descripta en los párrafos anteriores, las obligaciones negociables subordinadas estarán en todo momento, sujetas al pago de nuestra deuda garantizada y, en tanto allí se establezca en tal sentido, parte de nuestra deuda no garantizada y no subordinada (así como las obligaciones que gozan de preferencia por ley o de puro derecho).
Tasas de Interés
Introducción
Salvo que se especifique de distinto modo en el respectivo suplemento de precio, cada Obligación Negociable a Tasa fija u Obligación Negociable a Tasa Variable devengará intereses a partir (e incluyendo) la fecha de emisión o cualquier otra fecha (la “Fecha de Inicio del Período de Intereses”) especificada en el respectivo suplemento de precio o desde la última fecha de pago de intereses (o, si dicha obligación negociable es una Obligación Negociable a Tasa Variable y el Período de Redeterminación de Intereses fuera diario o semanal, a partir del día siguiente a la última Fecha de Registro Regular) (según se define más adelante) hasta la que se hubieran pagado o debidamente dispuesto el pago de intereses sobre dicha obligación negociable a la tasa fija anual, o a la tasa anual determinada según la fórmula de tasas de interés, allí establecida y en el respectivo suplemento de precio, hasta el pago o la disposición del pago de su capital. Los intereses se pagarán en la o las fechas especificadas en el respectivo suplemento de precio (una “Fecha de Pago de Intereses”) y al Vencimiento Estipulado o en caso de caducidad de plazos, rescate o recompra, según se especifica bajo el título “Pago de Capital e Intereses”, más adelante.
Cada obligación negociable a interés devengará intereses (a) a una tasa fija o (b) a una tasa variable determinada por referencia a una tasa de interés base (incluida la LIBOR (una “Obligación Negociable a Tasa LIBOR”), la Tasa del Tesoro (una “Obligación Negociable a Tasa del Tesoro”) o cualquier otra tasa de interés que se consigne en el respectivo suplemento de precio), la cual podrá ser ajustada agregando o restando el Margen y/o multiplicando por el Multiplicador del Margen. El “Margen” es la cantidad de puntos básicos especificada en el respectivo suplemento de precio aplicable a la tasa de interés de dicha obligación negociable, y el “Multiplicador del Margen” es el porcentaje especificado en el respectivo suplemento de precio como aplicable a la tasa de interés de dicha obligación negociable. Una Obligación Negociable a Tasa Variable también podrá reunir una o ambas de las siguientes condiciones según se especifique en el suplemento de precio aplicable: (a) una limitación numérica máxima a la tasa de interés, o tope, sobre la tasa de interés que podrá devengarse durante cualquier período de intereses (una “Tasa Máxima”), y (b) una limitación numérica mínima a la tasa de interés, o piso, sobre la tasa de interés que podrá devengarse durante cualquier período de intereses (una “Tasa Mínima”).
Las siguientes definiciones generales se emplean en este capítulo:
“Día Hábil” significa, salvo que el respectivo suplemento de precio defina lo contrario, cualquier día, salvo sábados o domingos, que no sea feriado oficial ni un día en que los bancos comerciales están autorizados u obligados por ley, norma o decreto del poder ejecutivo a cerrar en la Ciudad de Nueva York o en la Ciudad de Buenos Aires; teniendo en cuenta que, respecto de obligaciones negociables denominadas en una Moneda Especificada que no sea el dólar estadounidense, que tampoco sea un día en que los bancos comerciales están autorizados u obligados por ley, norma o decreto del poder ejecutivo a cerrar en el principal centro financiero del país que emite la Moneda Especificada (si la Moneda Especificada fuera el euro, el día que también sea un día en que está abierto el sistema TARGET- Sistema Transeuropeo Automatizado de Transferencias Rápidas con Liquidación Bruta en Tiempo Real (una “Fecha de Liquidación del Sistema TARGET”), y teniendo en cuenta, asimismo, que respecto de una Obligación Negociable a Tasa LIBOR, que también sea un Día Hábil Bancario en Londres.
“Día Hábil Bancario en Londres” significa cualquier día en que se realizan operaciones de depósitos en dólares estadounidenses en el mercado interbancario de Londres.
“Vencimiento del Índice” significa, respecto de una Obligación Negociable a Tasa Variable, el período hasta el vencimiento del instrumento u obligación sobre la que se basa la fórmula de tasas de interés, según especifique el respectivo suplemento de precio.
La entidad que oportunamente designemos a tales efectos, o el Fiduciario, si así oportunamente lo acordamos, se desempeñará como el agente de cálculo (el “Agente de Cálculo”) respecto de las Obligaciones Negociables a Tasa Variable.
Obligaciones Negociables a Tasa Fija
Las Obligaciones Negociables a Tasa Fija devengarán intereses a partir (e incluyendo) la Fecha de Inicio del Período de Intereses especificada en el respectivo suplemento de precio, a la o las tasas anuales especificadas (la “Tasa de Interés Fija”), pagaderos por período vencido en la Fecha de Pago de Intereses de cada año y en el Vencimiento Estipulado o en caso de rescate, recompra o caducidad de plazos, en la fecha en que se produzca tal rescate, recompra o caducidad de plazos. El primer pago de intereses se realizará en la Fecha de Pago de Intereses inmediata siguiente a la Fecha de Inicio del Período de Intereses y, si el período a partir de la Fecha de Inicio del Período de Intereses hasta la Fecha de Pago de Intereses fuera diferente al período comprendido entre las Fechas de Pago de Intereses posteriores, será igual al “Monto Discriminado Inicial” especificado en el respectivo suplemento de precio. Si el Vencimiento Estipulado no fuera una Fecha de Pago de Intereses, los intereses desde la Fecha de Pago de Intereses anterior, inclusive (o la Fecha de Inicio del Período de Intereses, según fuera el caso) hasta el Vencimiento Estipulado, exclusive, será igual al “Monto Discriminado Final” especificado en el respectivo suplemento de precio.
Obligaciones Negociables a Tasa Variable
Introducción
El respectivo suplemento de precio relacionado con una Obligación Negociable a Tasa Variable designará una tasa de interés base (la “Tasa de Interés Base”) para dicha Obligación Negociable a Tasa Variable. La Tasa de Interés Base para cada Obligación Negociable a Tasa Variable será: (a) LIBOR, en cuyo caso dicha obligación negociable será una Obligación Negociable a Tasa LIBOR; (b) la Tasa del Tesoro, en cuyo caso dicha obligación negociable será una Obligación Negociable a Tasa del Tesoro; o (c) otra tasa de interés base establecida en el suplemento de precio que corresponda. El suplemento de precio de una Obligación Negociable a Tasa Variable también especificará, de ser aplicable, el Agente de Cálculo, el Vencimiento del Índice, el Margen y/o el Multiplicador del Margen, la Tasa Máxima, la Tasa Mínima, las Fechas de Registro Regular y la Tasa de Interés Inicial, las Fechas de Pago de Intereses, las Fechas de Cálculo, las Fechas de Determinación de Intereses, el Período de Redeterminación de Intereses y las Fechas de Redeterminación de Intereses (cada una, según se define más adelante) respecto de dicha obligación negociable.
La tasa de interés de cada Obligación Negociable a Tasa Variable será recalculada y tendrá vigencia en forma diaria, semanal, mensual, trimestral, semestral o anual o con cualquier otra frecuencia según especifique el respectivo suplemento de precio (cada uno, un “Período de Redeterminación de Intereses”); teniendo en cuenta, no obstante, que (a) la tasa de interés vigente desde la fecha de emisión hasta la primera Fecha de Redeterminación de Intereses respecto de una Obligación Negociable a Tasa Variable será la tasa de interés inicial según se establezca en el respectivo suplemento de precio (la “Tasa de Interés Inicial”), y (b) salvo que se especifique de distinto modo en el respectivo suplemento de precio, la tasa de interés vigente para los diez días inmediatamente anteriores al Vencimiento Estipulado de una obligación negociable será la vigente el décimo día anterior a dicho Vencimiento Estipulado. Las fechas en las que se calculará nuevamente la tasa de interés (cada una, una “Fecha de Redeterminación de Intereses”) estarán especificadas en el respectivo suplemento de precio. Si cualquier Fecha de Redeterminación de Intereses para cualquier Obligación Negociable a Tasa Variable no fuera un Día Hábil respecto de dicha Obligación Negociable a Tasa Variable, la Fecha de Redeterminación de Intereses para dicha Obligación Negociable a Tasa Variable será pospuesta al primer día que fuera Día Hábil respecto de dicha Obligación Negociable a Tasa Variable, salvo que, en el caso de una Obligación Negociable a Tasa LIBOR, si dicho Día Hábil estuviera comprendido en el mes calendario posterior, dicha Fecha de Redeterminación de Intereses será el Día Hábil inmediato anterior.
Salvo que el respectivo suplemento de precio establezca de distinto modo, las “Fechas de Determinación de Intereses” serán las consignadas a continuación. La Fecha de Determinación de Intereses correspondiente a una Fecha de Redeterminación de Intereses para una Obligación Negociable a Tasa LIBOR (la “Fecha de Determinación de Intereses a Tasa LIBOR”) será el segundo Día Hábil anterior a dicha Fecha de Redeterminación de Intereses. La Fecha de Determinación de Intereses correspondiente a una Fecha de Redeterminación de Intereses para una Obligación Negociable a Tasa del Tesoro (la “Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro”) será el día de la semana en la que recayera dicha Fecha de Redeterminación de Intereses y en la que normalmente habría subastas de letras del Tesoro. Las letras del Tesoro son vendidas generalmente en subasta pública el lunes de cada semana, salvo que fuera feriado oficial, en cuyo caso la subasta generalmente se realiza el siguiente martes, salvo que dicha subasta pudiera realizarse el viernes anterior. Si, como resultado de un feriado oficial, se realiza una subasta el viernes anterior, ese viernes será la Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro correspondiente a la Fecha de Redeterminación de Intereses de la semana inmediata posterior. Si una subasta recayera en cualquier Fecha de Redeterminación de Intereses para una Obligación Negociable a Tasa del Tesoro, dicha Fecha de Redeterminación de Intereses será en cambio el primer Día Hábil inmediatamente posterior a la fecha de dicha subasta.
Todos los porcentajes resultantes de los cálculos referidos en este prospecto serán redondeados, de ser necesario, al cienmilésimo de un punto porcentual más cercano, redondeando hacia arriba los cinco millonésimos de un punto porcentual (por ejemplo, redondeando 9,876545% (o 0,09876545) a 9,87655% (o 0,0987655)), y todos los montos en la Moneda Especificada utilizados o resultantes de dichos cálculos serán redondeados al centavo más cercano (redondeando hacia arriba la mitad del centavo) o al equivalente más cercano en Monedas Especificadas que no sean el dólar estadounidense.
Además de cualquier Tasa Máxima que pudiera ser aplicable a cualquier Obligación Negociable a Tasa Variable según las disposiciones anteriores, la tasa de interés sobre Obligaciones Negociables a Tasa Variable en ningún caso será mayor que la tasa de interés máxima permitida por la ley aplicable.
A solicitud del tenedor de cualquier Obligación Negociable a Tasa Variable, el Agente de Cálculo suministrará la tasa de interés en ese momento vigente y, de estar determinada, la tasa de interés que entrará en vigencia en la próxima Fecha de Redeterminación de Intereses respecto de dicha Obligación Negociable a Tasa Variable. La determinación del Agente de Cálculo de cualquier tasa de interés será definitiva y obligatoria salvo error manifiesto.
El Agente de Cálculo, o quien sea designado a efectos de determinar la tasa de interés en el respectivo suplemento de precio, nos notificará y notificará al Fiduciario, si lo hubiere, de la tasa de interés y el monto de intereses para cada período de intereses y la respectiva Fecha de Pago de Intereses, a la brevedad posible luego de su determinación pero siempre dentro de los cuatro Días Hábiles siguientes y, en el caso de obligaciones negociables admitidas al régimen de cotización de la Bolsa de Valores de Luxemburgo para su negociación en el mercado Euro MTF, no más allá del primer día del respectivo Período de Redeterminación de Intereses. Dicha notificación se hará de acuerdo con las disposiciones de las Obligaciones Negociables relacionadas con las notificaciones a tenedores de Obligaciones Negociables. Véase “De la Oferta y la Cotización —Notificaciones”. El monto de intereses y la Fecha de Pago de Intereses podrá ser modificada posteriormente (o podrán celebrarse acuerdos alternativos por vía de ajuste) sin notificación en caso de una prórroga o reducción del Período de Redeterminación de Intereses.
La forma en la que se determinará la tasa de interés de cualquier Obligación Negociable a Tasa Variable que no sea una Obligación Negociable a Tasa LIBOR o una Obligación Negociable a Tasa del Tesoro se consignará en el respectivo suplemento de precio.
Obligaciones Negociables a Tasa LIBOR
Las Obligaciones Negociables a Tasa LIBOR devengarán intereses a las tasas de interés (calculadas con referencia a la LIBOR y el Margen y/o el Multiplicador del Margen, si hubiera, sujeto a la Tasa Máxima o a la Tasa Mínima, si hubiera) y serán pagaderos en las fechas especificadas en el anverso de la Obligación Negociable a Tasa LIBOR y en el suplemento de precio que corresponda.
Salvo que se indicara de distinto modo en el suplemento de precio correspondiente, el Agente de Cálculo determinará la LIBOR respecto de cualquier Fecha de Redeterminación de Intereses de acuerdo con las siguientes disposiciones. En la Fecha de Determinación de Intereses a Tasa LIBOR correspondiente, la LIBOR se determinará sobre la base de lo siguiente, según lo especificado en el suplemento de precio pertinente:
(a) las tasas ofrecidas para depósitos en la Moneda Especificada con el Vencimiento del Índice especificado, a partir de la Fecha de Redeterminación de Intereses inmediata siguiente que aparecen en la pantalla designada como página “LIBOR01” o “LIBOR02”, según corresponda, en el Reuters Monitor Money Rates Service (u otra página que pueda reemplazar la página LIBOR en ese servicio a los fines de exhibir las tasas interbancarias de Londres ofrecidas por los principales bancos para depósitos en la Moneda Especificada) (“Página LIBOR de la Pantalla Reuters”), a las 11.00 horas, hora de Londres de dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa LIBOR. Si por lo menos dos de las tasas ofrecidas aparecen en la Página LIBOR de la Pantalla Reuters, LIBOR respecto de dicha Fecha de Redeterminación de Intereses será la media aritmética de dichas tasas ofrecidas, según lo determinado por el Agente de Cálculo. Si se ofrecieran menos de dos tasas, la LIBOR para dicha Fecha de Redeterminación de Intereses será determinada según se describe en el punto (c) más adelante; o
(b) las tasas ofrecidas para depósitos en la Moneda Especificada con el Vencimiento del Índice especificado, a partir de la Fecha de Redeterminación de Intereses inmediata siguiente que aparece en la pantalla designada como página “BBAM1” en el Servicio Bloomberg (u otra página que pueda reemplazarla en ese servicio a los fines de exhibir las tasas interbancarias de Londres ofrecidas por los principales bancos para depósitos en la Moneda Especificada) (“Página Bloomberg”), a las 11.00 horas, hora de Londres, en dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa LIBOR. Si no aparecieran estas tasas, la LIBOR respecto de dicha Fecha de Redeterminación de Intereses será determinada según se describe en el punto (c) más adelante;
Si no se especificara una Página LIBOR de la Pantalla Reuters ni una Página Bloomberg en el suplemento de precio correspondiente, la tasa LIBOR será determinada como si se hubiera especificado una Página LIBOR de la Pantalla Reuters.
(c) Respecto de una Fecha de Determinación de Intereses a Tasa LIBOR en la que se exhiban menos de dos tasas ofrecidas para el Vencimiento del Índice correspondiente en la Página LIBOR de la Pantalla Reuters, según se describe en el punto (a) anterior, o en la que no aparezcan tasas en la Página Bloomberg según se describe en el punto (b) anterior, como corresponda, la LIBOR se determinará sobre la base de las tasas, a aproximadamente las 11.00 horas, hora de Londres, de dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa LIBOR en las que se ofrezcan depósitos en la Moneda Especificada que tengan el Vencimiento del Índice especificado a bancos de primera línea en el mercado interbancario de Londres por cuatro bancos principales en el mercado interbancario de Londres seleccionados por el Agente de Cálculo, o quien sea designado a efectos de determinar la tasa de interés en el respectivo suplemento de precio (previo a consultarnos), a partir del segundo Día Hábil inmediato siguiente a dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa LIBOR y en un monto de capital equivalente por lo menos a US$ 1.000.000 (o su equivalente aproximado en una Moneda Especificada que no sea dólares estadounidenses) que, según nuestro criterio, sea representativa de una operación única en dicho mercado a ese momento (un “Monto Representativo”). El Agente de Cálculo, o quien sea designado a efectos de determinar la tasa de interés en el respectivo suplemento de precio, solicitará a la oficina principal de Londres de cada uno de dichos bancos una cotización de su tasa. Si hubiera por lo menos dos cotizaciones, la LIBOR respecto de dicha Fecha de Redeterminación de Intereses será la media aritmética de dichas cotizaciones. Si hubiera menos de dos cotizaciones, la tasa LIBOR respecto de dicha Fecha de Redeterminación de Intereses será la media aritmética de las tasas cotizadas a las 11.00 horas aproximadamente, hora de la Ciudad de Nueva York, de dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa LIBOR por tres bancos principales en la Ciudad de Nueva York elegidos por el Agente de Cálculo, o quien sea designado a efectos de determinar la tasa de interés en el respectivo suplemento de precio (luego de consultarnos), para préstamos en la Moneda Especificada a bancos europeos de primera línea, que tengan el Vencimiento del Índice especificado comenzando en la Fecha de Redeterminación de Intereses y en un Monto Representativo; teniendo en cuenta, sin embargo que, si cotizaran menos de tres bancos seleccionados por el Agente de Cálculo, según lo mencionado en esta oración, la LIBOR respecto de dicha Fecha de Redeterminación de Intereses será la LIBOR vigente en dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa LIBOR.
Obligaciones Negociables a Tasa del Tesoro
Las Obligaciones Negociables a Tasa del Tesoro devengarán intereses a las tasas de interés (calculadas con referencia a la Tasa del Tesoro y al Margen y/o Multiplicador del Margen, si hubiera, sujeto a la Tasa Máxima o Tasa Mínima, si hubiera) y serán pagaderos en las fechas especificadas en el suplemento de precio correspondiente. Salvo que se indicara de distinto modo en el suplemento de precio correspondiente, la “Fecha de Cálculo” respecto de una Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro será el décimo día posterior a dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro, o si ese día no fuera Día Hábil, el Día Hábil inmediato siguiente.
Salvo que se indicara de distinto modo en el suplemento de precio correspondiente, “Tasa del Tesoro” significa, respecto de cualquier Fecha de Redeterminación de Intereses, la tasa para la subasta, en la Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro correspondiente, de obligaciones directas de los Estados Unidos (“Letras del Tesoro”) con el Vencimiento del Índice especificado en el suplemento de precio correspondiente, según aparezca dicha tasa en (i) la página “RTRTSY1” o “RTRTY2”, según corresponda, de Reuters Monitor Money Rates Service (u otras páginas que puedan reemplazarla en ese servicio), o (ii) la página “BTMM” o “PX1”, según corresponda, del Servicio Bloomberg (u otras páginas que puedan reemplazarla en ese servicio). En el caso de que dicha tasa no figurara a las 15.00 horas, hora de la Ciudad de Nueva York, de la Fecha de Cálculo correspondiente a dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro, entonces la Tasa del Tesoro para dicha Fecha de Redeterminación de Intereses será la tasa para esa fecha publicada en la Actualización Diaria H.15 bajo el título “títulos del gobierno de los Estados Unidos – Letras del Tesoro – Subasta alta”. En el caso de que estas tasas no aparecieran o fueran publicadas antes de las 15.00 horas, hora de la Ciudad de Nueva York, de la Fecha de Cálculo correspondiente a dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro, entonces la Tasa del Tesoro para dicha Fecha de Redeterminación de Intereses será la “Tasa de Inversión” (expresada como un rendimiento equivalente al bono, sobre la base de un año de 365 o 366 días, según corresponda, y aplicado sobre una base diaria) según lo anunciado por el Departamento del Tesoro de los Estados Unidos para la subasta realizada en dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro, disponible actualmente en Internet en: http://www.publicdebt.treas.gov/AI/OFBills. En el caso de que los resultados de la subasta de Letras del Tesoro que tengan Vencimiento del Índice en el suplemento de precio correspondiente no sean publicados o informados según lo establecido anteriormente a las 15.00 horas, hora de la Ciudad de Nueva York, de dicha Fecha de Cálculo o si no se llevara a cabo dicha subasta en dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro, entonces la Tasa del Tesoro será calculada por el Agente de Cálculo, o quien sea designado a efectos de determinar la tasa de interés en el respectivo suplemento de precio, y será la tasa para dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro para la emisión de Letras del Tesoro con un vencimiento remanente lo más cercano posible al Vencimiento del Índice especificado (expresado como un rendimiento equivalente al bono, sobre la base de un año de 365 o 366 días, según corresponda, y aplicado sobre una base diaria) según lo publicado en H.15(519), bajo el título “títulos del gobierno de los Estados Unidos – Letras del Tesoro (mercado secundario)”. En el caso de que estas tasas no figuraran o no fueran publicadas a las 15.00 horas, hora de la Ciudad de Nueva York, de dicha Fecha de Cálculo correspondiente a dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro, entonces la Tasa del Tesoro para dicha Fecha de Redeterminación de Intereses será la tasa para dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro para la emisión de Letras del Tesoro con un vencimiento remanente lo más cercano posible al Vencimiento del Índice especificado según lo publicado en la Actualización Diaria H.15 u otra fuente electrónica reconocida utilizada a los fines de exhibir dicha tasa, bajo el título “títulos del gobierno de los Estados Unidos – Letras del Tesoro (mercado secundario)”. En el caso de que estas tasas no figuraran o no fueran publicadas antes de las 15.00 horas, hora de la Ciudad de Nueva York, de la Fecha de Cálculo correspondiente a dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro, la Tasa del Tesoro será calculada por el Agente de Cálculo, o quien sea designado a efectos de determinar la tasa de interés en el respectivo suplemento de precio, y constituirá un rendimiento al vencimiento (expresada como un rendimiento equivalente al bono sobre la base de un año de 365 o 366 días, según corresponda, aplicado sobre una base diaria) de la media aritmética de las tasas compradoras del mercado secundario, antes de las 15.30 horas aproximadamente, hora de la Ciudad de Nueva York, de dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro, cotizadas por tres colocadores de primera línea de títulos del gobierno de los Estados Unidos elegidos por el Agente de Cálculo, o por quien sea designado a efectos de determinar la tasa de interés en el respectivo suplemento de precio, con nuestra aprobación (que no podrá denegarse sin motivo suficiente) para la emisión de Letras del Tesoro con un vencimiento remanente lo más cercano posible al Vencimiento del Índice especificado; teniendo en cuenta que, si los colocadores elegidos, según lo mencionado, por el Agente de Cálculo, o por quien sea designado a efectos de determinar la tasa de interés en el respectivo suplemento de precio con nuestra aprobación (que no podrá denegarse sin motivo suficiente) no estuvieran cotizando tasas según lo mencionado en esta oración, la Tasa del Tesoro para dicha Fecha de Redeterminación de Intereses será la Tasa del Tesoro vigente en dicha Fecha de Determinación de Intereses a Tasa del Tesoro.
Pago de Capital e Intereses
Introducción
Los intereses (y capital, prima y Montos Adicionales, si hubiera, pagadero en otra oportunidad que no sea al Vencimiento Estipulado o luego de la caducidad de plazos, rescate o recompra) serán pagaderos en fondos de inmediata disponibilidad a la persona a cuyo nombre se encuentre registrada una obligación negociable al cierre de actividades en la Fecha de Registro Regular inmediatamente anterior a cada Fecha de Pago de Intereses, independientemente de la cancelación de dichas obligaciones negociables al momento de su transferencia o canje posterior a dicha Fecha de Registro y antes de dicha Fecha de Pago de Intereses; sujeto a que, los intereses pagaderos al Vencimiento Estipulado o al momento de la caducidad de plazos o rescate o recompra serán pagaderos a la persona a quien se adeude el capital; sujeto, además, a que, si y en la medida en que no cumplamos con el pago de intereses (y Montos Adicionales, si hubiera) adeudados en dicha Fecha de Pago de Intereses, dichos intereses en mora (y Montos Adicionales, si hubiera) serán pagados a la persona a cuyo nombre estuvieran registradas dichas obligaciones negociables al cierre de una fecha de registro posterior a la que establezcamos al efecto mediante notificación que enviemos por correo a los tenedores de las obligaciones negociables, o en su representación, como mínimo 15 días antes de dicha fecha de registro posterior, no pudiendo tener lugar dicha fecha de registro menos de 15 días antes de la fecha de pago de los intereses en mora. Conforme se especifique en el suplemento de precio correspondiente, los intereses (y los Montos Adicionales, si hubiera) también podrán ser pagaderos en especie mediante la emisión de obligaciones negociables adicionales o de otro modo. Salvo cuando se especificara de distinto modo en el suplemento de precio correspondiente, el primer pago de intereses sobre cualquier obligación negociable originalmente emitida entre una Fecha de Registro Regular y una Fecha de Pago de Intereses será efectuado en la Fecha de Pago de Intereses siguiente a la primera Fecha de Registro Regular siguiente al titular registral al cierre de actividades de la Fecha de Registro Regular siguiente. Salvo que se indicara de distinto modo en el respectivo suplemento de precio y obligación negociable, la “Fecha de Registro Regular” respecto de cualquier obligación negociable será la fecha que opere 15 días calendario previos a cada Fecha de Pago de Intereses, sea o no Día Hábil.
El pago de capital y cualquier prima, intereses, Montos Adicionales y otros montos sobre cualquier Obligación Negociable Nominativa o respecto de ella al Vencimiento Estipulado, o en caso de caducidad de plazos, rescate o recompra, será efectuado en fondos de inmediata disponibilidad a la persona a cuyo nombre se encuentre registrada dicha obligación negociable al momento de su entrega en las oficinas fiduciarias del Fiduciario, si lo hubiere, la oficina del Agente de Pago situada en la Ciudad de Buenos Aires, o en la oficina especificada de cualquier otro Agente de Pago o la oficina que a tales efectos se establezca en el suplemento de precio correspondiente, siempre que la Obligación Negociable Nominativa sea presentada al Agente de Pago puntualmente para que éste realice dichos pagos en tales fondos de acuerdo con sus procedimientos habituales. Los pagos de capital y cualquier prima, intereses, Montos Adicionales y otros montos sobre las Obligaciones Negociables Nominativas o respecto de ellas a ser efectuados en otra oportunidad que no sea el Vencimiento Estipulado o al momento del rescate o recompra serán efectuados mediante cheque enviado por correo en la fecha de vencimiento de dichos pagos o antes al domicilio de la persona con derecho a ellos según aparezca en el Registro; teniendo en cuenta que (a) el Depositario correspondiente, como tenedor de las Obligaciones Negociables Globales, tendrá derecho a recibir los pagos de intereses mediante transferencia cablegráfica en fondos de inmediata disponibilidad, (b) un tenedor de US$ 1.000.000 (o su equivalente aproximado en una Moneda Especificada que no sea dólares estadounidenses) de capital o valor nominal total de obligaciones negociables tendrá derecho a recibir los pagos de intereses mediante transferencia cablegráfica en fondos de inmediata disponibilidad a una cuenta que mantenga dicho tenedor en un banco ubicado en los Estados Unidos o Argentina según pueda haber sido designado en la forma apropiada por dicha persona al Fiduciario, si lo hubiera, o a la entidad que oportunamente se designe a tales efectos, por escrito a más tardar 15 días antes de la fecha de vencimiento de dicho pago, y (c) en tanto el tenedor de una Obligación Negociable Nominativa emitida y denominada en una Moneda Especificada que no sea dólares estadounidenses optara por recibir el pago de capital e intereses al Vencimiento Estipulado o al momento de su rescate o recompra en dicha Moneda Especificada, dicho pago, salvo en las circunstancias que se describen en el suplemento de precio correspondiente, será efectuado mediante transferencia cablegráfica en fondos de inmediata disponibilidad a una cuenta especificada por escrito como mínimo 15 días antes del Vencimiento Estipulado por el tenedor al Fiduciario, si lo hubiese, o a nosotros, conforme se establezca en el suplemento de precio correspondiente. Salvo cuando se revocara dicha designación, la designación efectuada por dicho tenedor respecto de dichas obligaciones negociables continuará vigente respecto de los pagos futuros de dichas obligaciones negociables pagaderas a tal tenedor.
Los pagos de intereses sobre cualquier Obligación Negociable a Tasa Fija u Obligación Negociable a Tasa Variable respecto de cualquier Fecha de Pago de Intereses incluirán los intereses devengados hasta dicha Fecha de Pago de Intereses, exclusive; teniendo en cuenta, sin embargo, que salvo que se especifique de distinto modo en el suplemento de precio correspondiente, si las Fechas de Redeterminación de Intereses respecto de cualquier Obligación Negociable a Tasa Variable fueran diarias o semanales, los intereses pagaderos sobre dicha obligación negociable en cualquier Fecha de Pago de Intereses, con la excepción de intereses pagaderos en la fecha en que deba pagarse el capital de dicha obligación negociable, incluirán intereses devengados hasta el día siguiente de la Fecha de Registro Regular inmediata anterior, exclusive.
Respecto de una Obligación Negociable a Tasa Variable, los intereses devengados desde la fecha de emisión o desde la última fecha en la cual se hubieran pagado intereses se calculan multiplicando el capital o valor nominal de dicha Obligación Negociable a Tasa Variable por un factor de interés devengado. Dicho factor de interés devengado se computa sumando el factor de interés calculado por cada día desde la fecha de emisión o desde la última fecha en la que se hubieran pagado intereses hasta pero excluyendo la fecha para la cual se calculan los intereses devengados. Salvo que se especificara de distinto modo en el respectivo suplemento de precio y obligación negociable, el factor de interés (expresado como un decimal) para cada día se computa dividiendo la tasa de interés (expresada como un decimal) aplicable a dicha fecha por 360, en el caso de las Obligaciones Negociables a Tasa LIBOR, o por la cantidad real de días en el año, en el caso de Obligaciones Negociables a Tasa del Tesoro.
Salvo que se indicara de distinto modo en el suplemento de precio correspondiente, los intereses sobre las Obligaciones Negociables a Tasa Fija serán calculados sobre la base de un año de 360 días con 12 meses de 30 días cada uno y, en el caso de un mes incompleto, la cantidad de días transcurridos.
Salvo que se indicara de distinto modo en el suplemento de precio correspondiente, si cualquier Fecha de Pago de Intereses (que no sea al Vencimiento Estipulado) para cualquier Obligación Negociable a Tasa Variable fuera a operar un día que no sea Día Hábil en las ubicaciones pertinentes especificadas en el suplemento de precio y el lugar de pago, dicha Fecha de Pago de Intereses será el primer Día Hábil siguiente a dicho Día Hábil (con la excepción de que, en el caso de una Obligación Negociable a Tasa LIBOR, si dicho Día Hábil operara en el mes calendario próximo siguiente, dicha Fecha de Pago de Intereses será el primer Día Hábil anterior a dicho Día Hábil). Si el Vencimiento Estipulado para cualquier Obligación Negociable a Tasa Fija u Obligación Negociable a Tasa Variable o la Fecha de Pago de Intereses de cualquier Obligación Negociable a Tasa Fija operara un día que no sea Día Hábil en los lugares pertinentes especificados en el suplemento de precio y el lugar de pago, el pago de capital (y prima, si hubiera) e intereses sobre dicha obligación negociable se realizará el primer Día Hábil siguiente en el lugar de pago con la misma vigencia y efecto como si se realizara en la fecha de vencimiento y no se devengarán intereses sobre dicho pago desde y después de dicha fecha de vencimiento.
Restricciones Cambiarias
Si, en cualquier fecha de pago respecto de cualquier serie de obligaciones negociables denominadas en una Moneda Especificada que no sea pesos argentinos, no tuviéramos acceso a dicha Moneda Especificada con motivo de cualquier restricción o prohibición cambiaria existente en ese momento, procuraremos efectuar el pago de todos los montos que correspondan en virtud de dicha serie de obligaciones negociables en la Moneda Especificada, ya sea (i) mediante la compra a valor de mercado de cualquier serie de bonos soberanos argentinos denominados en dólares estadounidenses u otros títulos valores o bonos públicos o privados emitidos en Argentina, y posterior transferencia y venta de dichos instrumentos fuera del país a cambio de la Moneda Especificada, con el alcance que permita la ley aplicable, o (ii) mediante cualquier otro procedimiento legal razonable existente en Argentina, en cada caso, en dicha fecha de pago. Todos los costos e impuestos que deban pagarse en relación con los procedimientos referidos en los puntos (i) e (ii) anteriores estarán a nuestro cargo.
Si el capital o cualquier prima, intereses, Montos Adicionales u otras sumas respecto de cualquier obligación negociable debiera pagarse en una Moneda Especificada que no sea dólares estadounidenses y dicha Moneda Especificada no se encontrara disponible como consecuencia de la imposición de controles cambiarios u otras circunstancias ajenas a nuestro control, o dejara de utilizarse por el gobierno del país emisor de dicha moneda o para la liquidación de operaciones por parte de entidades públicas de la comunidad bancaria internacional o dentro de ella, con el alcance que permite la ley argentina, tendremos derecho a cumplir con nuestras obligaciones para con el tenedor de dichas obligaciones negociables efectuando tal pago en dólares estadounidenses. El monto de dólares estadounidenses a ser recibido por los tenedores de dichas obligaciones negociables se basará en la cotización de oferta en firme promedio expresada en dólares estadounidenses, para la moneda extranjera o moneda compuesta en que se denomine dicha obligación negociable, recibida por el Agente de Cambio, a las 11.00 hs. aproximadamente, hora de la Ciudad de Nueva York, del segundo Día Hábil anterior a la fecha de pago pertinente, de tres agentes cambiarios de reconocido prestigio en la Ciudad de Nueva York, elegidos por el Agente de Cambio y aprobados por la Compañía, para la compra por parte del agente de cotización para la liquidación en dicha fecha de pago del monto total de la Moneda Especificada pagadera en dicha fecha de pago respecto de dichas obligaciones negociables. Todos los costos de la conversión de moneda serán soportados por los tenedores de dichas obligaciones negociables mediante la deducción de los pagos respectivos. En caso de que la cotización del tipo de cambio no estuviera disponible el segundo Día Hábil inmediatamente anterior a la fecha de pago correspondiente, la tasa a la que se conviertan a dólares estadounidenses los montos adeudados se determinará sobre la base de las cotizaciones de cambio del mercado más recientemente disponibles. Todo pago efectuado bajo dichas circunstancias en dólares estadounidenses, cuando el pago requerido se adeudara en una Moneda Especificada que no sean dólares estadounidenses, no constituirá un Supuesto de Incumplimiento (según se define más adelante) conforme a las obligaciones negociables. Salvo especificación en contrario incluida en el suplemento de precio aplicable, el Fiduciario será el agente de cambio (el “Agente de Cambio”) de las obligaciones negociables denominadas en una Moneda Especificada que no sea dólares estadounidenses.
Rescate y Recompra
Rescate por Cuestiones Impositivas
En forma adicional a las disposiciones sobre rescate que puedan especificarse en el suplemento de precio aplicable respecto de las obligaciones negociables de cualquier serie, si en cualquier fecha después de la emisión de las obligaciones negociables de cualquier serie como resultado de cualquier cambio o modificación de las leyes o reglamentaciones de Argentina o cualquier subdivisión política o autoridad fiscal de Argentina, o cualquier cambio en la aplicación, administración o interpretación oficial de dichas leyes, regulaciones o normativa, quedaremos obligados a pagar Montos Adicionales según lo establecido o referido en “—Pago de Montos Adicionales” y determinaremos de buena fe que dicha obligación no puede eludirse tomando las medidas razonables a nuestra disposición, las obligaciones negociables de dicha serie podrán ser rescatadas en su totalidad (y no parcialmente), a nuestra opción, en cualquier momento enviando una notificación con una anticipación de entre 30 y 60 días a los tenedores de dicha serie de obligaciones negociables, a su valor nominal, con más los intereses devengados sobre ellas hasta la fecha fijada para su rescate (la “Fecha de Rescate”). Además, pagaremos a los tenedores de las obligaciones negociables de dicha serie en la Fecha de Rescate los Montos Adicionales que deban pagarse en esa fecha. A fin de dar efecto a un rescate de las obligaciones negociables de cualquier serie en virtud de este párrafo, si así se dispusiera en el respectivo suplemento de precio, tendremos que entregar al Fiduciario, si lo hubiera, o a la entidad que oportunamente designemos a tales efectos, por lo menos 45 días antes de la Fecha de Rescate (i) un certificado firmado por dos miembros del Directorio donde conste que, empleando las medidas razonables disponibles, no nos es posible eludir la obligación de pago de dichos Montos Adicionales y (ii) una opinión de un asesor legal independiente de reconocido prestigio donde conste que estamos o fuéramos a estar obligados a pagar dichos Montos Adicionales como resultado de tal cambio o modificación. Los avisos de rescate no podrán enviarse antes de los 60 días previos a la primera fecha en que quedaríamos obligados a pagar dichos Montos Adicionales de haber un pago respecto de las obligaciones negociables de dicha serie pendiente a esa fecha.
Rescate a nuestra opción
Si se especificara en el suplemento de precio correspondiente, sujeto al cumplimiento de todas las leyes y regulaciones pertinentes, habiendo enviado notificación (salvo que se indique de otro modo en el suplemento de precio correspondiente, dentro del marco del presente Programa) con una anticipación de entre 30 y 60 días a los tenedores de las obligaciones negociables de acuerdo con las disposiciones que rigen el envío de notificación establecidas más adelante (notificación que será irrevocable) y al Fiduciario, si lo hubiere, y, de corresponder, a la CNV, podríamos rescatar la totalidad o únicamente algunas de las obligaciones negociables en ese momento en circulación en las fechas (la o las “Fechas de Rescate Opcional”) y en los montos (el o los “Montos de Rescate Opcional”) especificados o determinados en la forma que se indique en el suplemento de precio aplicable, junto con los intereses devengados (si hubiera) a la fecha fijada para el rescate (la que, en el caso de Obligaciones Negociables a Tasa Variable, debe ser una Fecha de Pago de Intereses). En el caso de rescate de únicamente parte de las obligaciones negociables de una serie, dicho rescate será por un monto de capital que constituirá el “Monto de Rescate Mínimo” o un “Monto de Rescate Superior”, ambos según lo indicado en el suplemento de precio aplicable. En el caso de un rescate parcial de Obligaciones Negociables Cartulares, dichas obligaciones negociables serán seleccionadas proporcionalmente como máximo 60 días antes de la fecha fijada para su rescate y se notificará un listado de las obligaciones negociables llamadas a rescate de acuerdo con las disposiciones que oportunamente rijan el envío de notificaciones en el suplemento de serie correspondiente o en el Contrato de Fideicomiso, si lo hubiere, con una anticipación mínima de 30 días respecto de dicha fecha. En el caso de un rescate parcial de obligaciones negociables que estén representadas por una Obligación Negociable Global, las obligaciones negociables pertinentes serán seleccionadas de acuerdo con las normas del sistema o sistemas de compensación pertinentes, según el caso. Si las obligaciones negociables hubieran ingresado al régimen de cotización de la Bolsa de Valores de Luxemburgo para su negociación en el mercado Euro MTF o cotizaran en cualquier otra bolsa de valores y las normas de la Bolsa de Valores de Luxemburgo o dicha otra bolsa de valores lo exigieran, según corresponda, dispondremos una única publicación en el año en el que hubiera habido un rescate parcial de las obligaciones negociables, en un diario reconocido de amplia circulación en Luxemburgo o según lo especificado por dichas otras bolsas de valores, un aviso especificando el monto de capital total de obligaciones negociables en circulación y un listado de las obligaciones negociables retiradas para su rescate y no entregadas.
Rescate a opción del Tenedor
Si lo especificara el suplemento de precio pertinente, luego de que el tenedor de cualquier obligación negociable nos enviara (salvo que se indicara de distinto modo en el suplemento de precio pertinente, dentro del marco del presente Programa) notificación con una anticipación de entre 30 y 60 días, de acuerdo con las disposiciones que rigen el envío de notificación establecidas más adelante, notificación que será irrevocable, sujeto al cumplimiento de todas las leyes y regulaciones pertinentes, al momento del vencimiento de dicha notificación, rescataremos dicha obligación negociable sujeto y de acuerdo con los términos especificados en el suplemento de precio correspondiente en la Fecha de Rescate Opcional y al Monto de Rescate Opcional especificado o determinado en la forma establecida en el suplemento de precio pertinente, en su totalidad pero no en parte, junto con intereses devengados (si hubiera) a la fecha fijada para el rescate.
Únicamente el tenedor registral de una Obligación Negociable Global puede ejercer el derecho a su amortización. Con el objeto de asegurar que dicha entidad puntualmente ejercerá un derecho a la amortización de una obligación negociable en particular, los titulares beneficiarios de dichas obligaciones negociables deben impartir instrucciones al intermediario u otro participante directo o indirecto a través del cual mantengan una participación en dicha obligación negociable para que notifique a DTC, Euroclear o Clearstream, según el caso, su intención de ejercer un derecho de amortización. Las distintas empresas tienen plazos diferentes para aceptar instrucciones de sus clientes y, en consecuencia, cada titular beneficiario debería consultar al intermediario u otro participante directo o indirecto a través del cual mantenga una participación en una obligación negociable con el objeto de determinar el plazo dentro del cual debe enviarse dicha instrucción con el objeto de notificar puntualmente a DTC, Euroclear o Clearstream, según el caso.
Rescate ante un Supuesto de Nacionalización
Si ocurriera un Supuesto de Nacionalización y se mantuviera vigente, mediante notificación escrita a nosotros por parte del Fiduciario, si lo hubiere, o tenedores de por lo menos el 25% del total del monto de capital de las obligaciones negociables en circulación de una serie, de acuerdo con las disposiciones que rigen el envío de notificaciones establecidas más adelante, notificación que será irrevocable, rescataremos, sujeto al cumplimiento de todas las leyes y regulaciones pertinentes, con una anticipación de entre 30 y 60 días posteriores a dicha notificación, la totalidad de las obligaciones negociables de dicha serie según lo establecido en el suplemento de serie correspondiente o en el Contrato de Fideicomiso, si lo hubiere, a su valor nominal junto con los intereses devengados (y Montos Adicionales, si hubiera) a la fecha fijada para el rescate.
Se considerará que ha tenido lugar un “Supuesto de Nacionalización” respecto de cualquier serie de obligaciones negociables si cualquier gobierno o autoridad gubernamental (incluyendo, a título enunciativo, el gobierno nacional o gobiernos provinciales) hubiera secuestrado, nacionalizado, expropiado, o de otro modo incautado nuestros Bienes o Capital Social o de cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas, hubiera asumido la custodia o el control de cualquiera de nuestros Bienes o de nuestras Subsidiarias Significativas o cualquiera de nuestros negocios, operaciones o Capital Social o de nuestras Subsidiarias Significativas o hubiera tomado medidas que nos impidieran tanto a nosotros como a cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas o a nuestros funcionarios o de cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas llevar a cabo nuestros negocios u operaciones o los de nuestras Subsidiarias Significativas, por un período superior a los 30 días, en cada caso, individualmente o en conjunto, originando un efecto sustancial adverso sobre nuestra situación financiera o de otra naturaleza, ingresos, operaciones o negocios o los de nuestras Subsidiarias Significativas, consideradas en su conjunto, o sobre nuestra capacidad de cumplir nuestras obligaciones conforme a las obligaciones negociables de dicha serie o el Contrato de Fideicomiso, si lo hubiere.
Rescate de Obligaciones Negociables con Descuento de Emisión Original
Salvo que se indicara de distinto modo en el suplemento de precio pertinente, en caso de caducidad de plazos o rescate antes del vencimiento de una Obligación Negociable con Descuento de Emisión Original, el monto que deba pagarse sobre ella en lugar del monto de capital adeudado al Vencimiento Estipulado será el monto (el “Valor Nominal Amortizado”) equivalente a la suma de (i) el precio de emisión (según lo definido en “Información Adicional — Carga Tributaria”) de dicha obligación negociable y (ii) el producto del rendimiento devengado especificado en el suplemento de precio pertinente (capitalizado anualmente) y el precio de emisión desde la fecha de emisión (inclusive) hasta la Fecha de Rescate Opcional (exclusive) (o, en el caso de un rescate anticipado por cuestiones impositivas, la fecha fijada para el rescate) y calculado de acuerdo con los principios de cálculo del rendimiento de bonos estadounidenses generalmente aceptados, y, en todos los casos, el Valor Nominal Amortizado no superará el monto de capital de dicha obligación negociable adeudado al momento de su Vencimiento Estipulado.
Procedimiento para el Pago al Momento del Rescate
Si se hubiera enviado notificación de rescate en la forma establecida en el presente y en el suplemento de precio pertinente, las obligaciones negociables de una serie a ser rescatadas, vencerán y serán pagaderas en la fecha de rescate especificada en dicha notificación, y contra presentación y entrega de las obligaciones negociables en el lugar o lugares especificados en dicha notificación, serán pagadas y rescatadas por nosotros en los lugares, en la forma y moneda allí especificada, y al precio de rescate allí establecido, junto con los intereses devengados y Montos Adicionales, si hubiera, a la fecha de rescate. A partir de la fecha de rescate, si los fondos para el rescate de obligaciones negociables llamadas a rescate se hubieran puesto a disposición a tal fin en nuestras oficinas o, si hubiere sido designado un Fiduciario, en sus oficinas en la fecha de rescate, las obligaciones negociables llamadas a rescate dejarán de devengar intereses (y, en el caso de Obligaciones Negociables con Descuento de Emisión Original, dejará de aumentar el Valor Nominal Amortizado pagadero al respecto), y el único derecho de los tenedores de dichas obligaciones negociables será el de recibir el pago del precio de rescate, junto con los intereses devengados y Montos Adicionales, si hubiera, a la fecha de rescate, según lo mencionado anteriormente.
Cancelación
Las obligaciones negociables que rescatemos íntegramente serán canceladas de inmediato y no podrán ser emitidas nuevamente ni revendidas.
Oferta de Recompra
El suplemento de precio correspondiente podrá disponer que, ante ciertos acontecimientos allí descriptos, se nos exija que realicemos una oferta para recomprar obligaciones negociables de la correspondiente serie a un precio establecido en y de acuerdo con las condiciones del suplemento de precio respectivo.
Compra de Obligaciones Negociables
Tanto nosotros como nuestras Subsidiarias y Sociedades Vinculadas podremos en cualquier momento comprar o de otro modo adquirir cualquier obligación negociable mediante la compra o a través de acuerdos privados en el mercado abierto o de otra forma a cualquier precio, y podremos venderlas o enajenarlas en cualquier momento; teniendo en cuenta que, para determinar en cualquier momento si los tenedores del monto de capital requerido de obligaciones negociables en circulación han formulado o no una solicitud, demanda, autorización, instrucción, notificación, consentimiento o dispensa en los términos del correspondiente suplemento de precio o del Contrato de Fideicomiso, si lo hubiere, las obligaciones negociables que mantengamos nosotros o cualquiera de nuestras Subsidiarias o Sociedades Vinculadas no se computarán y se considerarán fuera de circulación.
Pago de Montos Adicionales
Todos los pagos respecto de las obligaciones negociables, incluyendo, a título enunciativo, pagos de capital e intereses, serán efectuados por nosotros sin retención o deducción alguna en concepto o a cuenta de impuestos, aranceles, imposiciones u otras cargas públicas, actuales o futuras, de cualquier naturaleza, vigentes en la fecha del presente Prospecto aplicable o gravados o determinados en el futuro por o en representación de Argentina o autoridad de dicho país, salvo cuando nos veamos obligados por ley a deducir o retener dichos impuestos, gravámenes u otras cargas públicas. En caso de que se gravaran o determinaran cualquiera de tales impuestos, aranceles, gravámenes u otras cargas públicas, pagaremos los montos adicionales (“Montos Adicionales”) que sean necesarios de manera que los montos netos a recibir por los tenedores de las obligaciones negociables de cada serie luego de dicha retención o deducción respecto de ese impuesto u obligación sean iguales a los respectivos montos de capital e intereses que habrían recibido respecto de las obligaciones negociables de dicha serie de no haberse practicado dicha retención o deducción; con la salvedad de que no se exigirá el pago de dichos Montos Adicionales respecto de retenciones o deducciones sobre ningún título valor a un tenedor de las obligaciones negociables de dicha serie, o a un tercero en su representación, por o a cuenta de (a) impuestos u obligaciones que se hubieran determinado en razón de que el tenedor de dichas obligaciones negociables sea residente argentino o tenga alguna relación con Argentina que no sea la mera tenencia de dichas obligaciones negociables o el cobro de capital e intereses al respecto; o (b) impuestos u obligaciones que se hubieran determinado en razón de la presentación por parte del tenedor de una obligación negociable para el pago en una fecha que ocurra treinta días después de la fecha en que dicho pago venciera y resultara pagadero o la fecha en que se hubieran proporcionado fondos para su pago, lo que ocurra en último término, salvo que dicho tenedor hubiera tenido derecho a dichos Montos Adicionales presentando dicha obligación negociable para su pago el último día de dicho período de 30 días; o (c) impuestos que no hubieran sido determinados si no fuera por el incumplimiento del tenedor o titular beneficiario de dichas obligaciones negociables de algún requisito de certificación, identificación, información, documentación o cualquier otro requisito de presentación de información (dentro de los 30 días corridos desde la solicitud escrita que enviemos al tenedor) cuando dicho cumplimiento (i) sea exigido en cualquier momento con posterioridad a la emisión de las obligaciones negociables de cualquier serie como resultado de una modificación en la ley aplicable, reglamentación, práctica administrativa o un tratado aplicable como condición previa para la exención de impuestos argentinos o la reducción de la tasa a deducir o retener; y (ii) no resulte más oneroso para el tenedor o titular beneficiario que un requisito de certificación, identificación, información, documentación o cualquier otro requisito de presentación de información comparable impuesto bajo la normativa impositiva, reglamentación, y práctica administrativa estadounidense (como por ejemplo los formularios del IRS 1001, W-8 y W-9 o cualquier formulario comparable que los reemplace); o (d) cualquier impuesto sucesorio, sobre la herencia, legado, ventas, transferencias, bienes personales o impuesto o arancel similar u otra carga pública; o (e) impuestos pagaderos de otra forma que no sea mediante retención sobre el pago de capital, prima, si hubiera, o intereses sobre las obligaciones negociables; o (f) cualquier combinación de los puntos (a) a (e) inclusive. Tampoco se pagarán Montos Adicionales respecto de cualquier pago a un tenedor de una obligación negociable que sea un fiduciario, sociedad de personas, u otra que no sea el titular beneficiario exclusivo de dicho pago, en la medida en que un beneficiario o fiduciante respecto de dicho fiduciario o un socio de dicha sociedad de personas o titular beneficiario no habrían tenido derecho a dichos Montos Adicionales de haber sido el tenedor de dichas obligaciones negociables. Toda referencia en el presente o en las obligaciones negociables a capital y/o intereses se considerará también como una referencia a cualquier Monto Adicional que pueda ser pagadero conforme a los compromisos descriptos en este párrafo.
Asimismo, pagaremos cualquier impuesto de sellos, sobre la emisión, de registro, sobre la documentación u otros impuestos y aranceles similares, incluidos intereses y punitorios respecto de la creación, emisión y oferta de las obligaciones negociables, excluyendo los impuestos y aranceles determinados por cualquier jurisdicción fuera de Argentina, con la excepción de los resultantes o aquellos que deban pagarse en relación con la ejecución de dichas obligaciones negociables luego de que tenga lugar y durante la continuidad de un Supuesto de Incumplimiento respecto de las obligaciones negociables sobre las cuales tuvo lugar el incumplimiento. Además pagaremos e indemnizaremos a los tenedores por todas las tasas de justicia u otras imposiciones y aranceles, incluidos intereses y punitorios, pagados por cualquiera de ellos en cualquier jurisdicción en relación con cualquier acto permitido a los tenedores para exigir el cumplimiento de sus obligaciones conforme a las obligaciones negociables.
En caso de que pagáremos cualquier Impuesto sobre los Bienes Personales respecto de obligaciones negociables en circulación, acordamos renunciar al derecho que pudiera asistirnos según las leyes argentinas para procurar el reembolso de los tenedores o titulares directos de las obligaciones negociables sobre cualquiera de los montos pagados. Véase “Información Adicional — Carga Tributaria —Impuestos Argentinos”.
Compromisos
Salvo que se indicara de distinto modo en el suplemento de precio pertinente, según los términos de las obligaciones negociables de cada serie, nos comprometemos y acordamos, y en la medida especificada más adelante, dispondremos que nuestras Subsidiarias se comprometan y acuerden realizar los siguientes actos, mientras las obligaciones negociables de tales series permanezcan en circulación:
Pago de Capital e Intereses
Pagaremos en tiempo y forma el capital, intereses, prima y eventuales Montos Adicionales sobre las obligaciones negociables de dicha serie de acuerdo con los términos de las obligaciones negociables de dicha serie y, si lo hubiera, el correspondiente Contrato de Fideicomiso.
Mantenimiento de Oficinas o Agencias
Mantendremos en la Ciudad de Buenos Aires y en cada lugar de pago especificado para una serie de obligaciones negociables, una oficina o agencia (considerando e incluyendo a tales fines la oficina del Agente de Pago o Agente de Transferencia, en tanto resultara de aplicación) donde las obligaciones negociables de dicha serie podrán ser presentadas o entregadas para su pago o donde podrán ser entregadas para el registro de su transferencia o canje y donde se nos podrá enviar las notificaciones e intimaciones respecto de las obligaciones negociables de dicha serie y el Contrato de Fideicomiso, si lo hubiere.
Mantenimiento de Personería Jurídica
Realizaremos y dispondremos que cada una de nuestras Subsidiarias Significativas realice los siguientes actos: (a) mantener vigente su personería jurídica así como todos los registros necesarios a tal fin, y (b) realizar todos los actos razonables para mantener todos los derechos, preferencias, titularidad de sus bienes, franquicias y derechos similares necesarios o convenientes en la conducción habitual de los negocios, nuestras actividades u operaciones y las de nuestras Subsidiarias Significativas; quedando entendido, no obstante, que este compromiso no prohibirá ninguna operación nuestra o de cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas que esté permitida de otro modo según el compromiso asumido bajo el título “—Fusiones por Absorción, Consolidaciones, Ventas, Alquileres” y el presente compromiso no exigirá que mantengamos dicho derecho, preferencia, título de propiedad o franquicias ni se mantenga la personería jurídica de cualquier Subsidiaria Significativa si su Directorio determinara de buena fe que (i) su mantenimiento o preservación ya no es necesario o aconsejable en la conducción de nuestros negocios y de nuestras Subsidiarias considerados en conjunto, y (ii) su pérdida no fuera ni sería adversa en ningún aspecto sustancial para los tenedores de obligaciones negociables de la correspondiente serie.
Mantenimiento de Bienes
Mantendremos y dispondremos que cada una de nuestras Subsidiarias Significativas mantenga todos los Bienes tangibles utilizados o útiles en el desarrollo de sus negocios o los de cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas, en buen estado de uso, conservación y mantenimiento y provistos con todo el equipamiento necesario, y dispondremos que se realicen todas las reparaciones, renovaciones, reemplazos y mejoras de dichos Bienes que fueran necesarios, todo ello, según consideremos necesario para que en todo momento la actividad desarrollada en relación con ellos pueda ser llevada a cabo en forma adecuada y favorable; teniendo en cuenta que este compromiso no impedirá que suspendamos la operación o mantenimiento de cualquiera de tales Bienes si determinásemos de buena fe que tal suspensión es necesaria o conveniente en la conducción de nuestros negocios y de los negocios de nuestras Subsidiarias considerados en conjunto y no resulta adversa en ningún aspecto sustancial para los tenedores de obligaciones negociables de la correspondiente serie.
Pago de Impuestos y Otros Créditos
Pagaremos o cancelaremos o dispondremos que se paguen o cancelen antes de que sean declarados en mora, disponiendo que cada una de nuestras Subsidiarias Significativas también lo haga, (i) todos los impuestos, tasas y cargas gubernamentales gravadas o fijadas a nosotros o cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas, y (ii) todos los créditos legítimos por provisión de mano de obra, materiales y suministros que, en caso de permanecer impagos, podrían por ley convertirse en un Gravamen sobre nuestros Bienes o los Bienes de cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas; estipulándose que no estaremos obligados a pagar o cancelar o disponer el pago o cancelación de tales impuestos, tasas, cargas o créditos cuyo monto, aplicabilidad o validez estuvieran siendo controvertidos de buena fe mediante procedimientos adecuados.
Mantenimiento de Seguros
Mantendremos y dispondremos que cada una de nuestras Subsidiarias Significativas mantenga asegurados en todo momento todos sus Bienes que son de naturaleza asegurable, contra pérdidas o daños en compañías aseguradoras responsables, a nuestro criterio, de la misma forma que habitualmente se aseguran Bienes de iguales características por empresas de igual posición y propietarias de Bienes similares de acuerdo con prácticas comerciales razonables.
Obligación de No Gravar
No constituiremos, incurriremos, asumiremos ni permitiremos la existencia de ningún Gravamen, y no permitiremos que ninguna de nuestras Subsidiarias Significativas constituya, incurra, asuma o permita la existencia de ningún Gravamen, directa o indirectamente, sobre ninguno de sus Bienes presentes o futuros en garantía de Endeudamiento, salvo que, en el mismo momento o con anterioridad, la totalidad de las obligaciones negociables fueran igual y proporcionalmente garantizadas, a excepción de los siguientes:
- cualquier Gravamen sobre cualquier Bien existente a la fecha del presente Prospecto;
- Gravámenes de locadores, operarios, transportistas, depositarios, mecánicos, proveedores de materiales, técnicos u otros Gravámenes similares originados en el curso habitual de los negocios (excluyendo, para mayor aclaración, Gravámenes en relación con cualquier Endeudamiento por sumas de dinero obtenidas en préstamo) que no estuvieran vencidos por un período de más de 30 días, o que estuvieran siendo controvertidos de buena fe por procedimientos adecuados;
- cualquier Gravamen sobre cualquier Bien en garantía de Endeudamiento incurrido o asumido únicamente con el objeto de financiar todo o parte del costo de adquisición, construcción, desarrollo o mejoras de dicho Bien, el cual fuera constituido sobre dicho Bien simultáneamente o dentro de los 120 días de su adquisición, o de la finalización de su construcción, desarrollo o mejora;
- cualquier Gravamen sobre cualquier bien existente en el momento de su adquisición y no creado en relación con tal adquisición;
- cualquier Gravamen sobre cualquier Bien de propiedad de una sociedad u otra Persona, que exista en el momento de la adquisición de dicha sociedad u otra Persona por parte nuestra o cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas y que no fuera creado en relación con dicha adquisición;
- cualquier Gravamen en dinero en efectivo, equivalentes de efectivo o títulos valores negociables creado en garantía de Obligaciones de Cobertura nuestras o de cualquier Subsidiaria Significativa;
- cualquier Gravamen en garantía de Financiación de Proyectos o cualquier garantía de igual naturaleza por cualquier sociedad controlante directa o indirecta de la correspondiente Subsidiaria de Financiación de Proyectos; teniendo en cuenta que dicho Gravamen no resulta de aplicación a ninguno de nuestros Bienes o los de cualquier Subsidiaria Significativa que no sean los Bienes de la correspondiente Subsidiaria de Financiación de Proyectos relacionados con el proyecto correspondiente y participaciones de capital en la Subsidiaria de Financiación de Proyectos que no mantenga activos significativos a excepción de los relacionados con el correspondiente proyecto o en cualquiera de sus sociedades controlantes directas o indirectas que no mantenga activos significativos a excepción de las participaciones directas o indirectas en dicha Subsidiaria de Financiación de Proyectos;
- cualquier Gravamen sobre cualquier Bien en garantía de una prórroga, renovación o refinanciación de Endeudamiento garantizado por un Gravamen referido en los puntos (a), (c), (d), (e), (f) o (g) precedentes, si dicho nuevo Gravamen estuviera limitado al Bien objeto del anterior Gravamen inmediatamente antes de dicha prórroga, renovación o refinanciación y si no aumentara el capital del Endeudamiento garantizado por el anterior Gravamen inmediatamente antes de dicha prórroga, renovación o refinanciación;
- cualquier Gravamen por impuestos, contribuciones, cargas o reclamos públicos, u otro Gravamen de origen legal, en cada caso, en relación con montos que no deban pagarse hasta la fecha o respecto de los cuales se estuvieran presentando oposiciones de buena fe y para los que se hubieran constituido las reservas requeridas por las Normas Contables Profesionales Vigentes;
(j) Gravámenes incurridos o depósitos efectuados para garantizar el cumplimiento de licitaciones, ofertas, contratos comerciales, locaciones, obligaciones legales, fianzas y cauciones, garantías de cumplimiento, de pago anticipado, contratos de compra, construcción o ventas y otras obligaciones de naturaleza similar incurridos en el curso habitual de los negocios;
(k) locaciones o sub-locaciones otorgadas a terceros, servidumbres, derechos de paso o restricciones sobre zonificación o edificación y otros embargos menores sobre bienes inmuebles e irregularidades del título de propiedad de dicho bien que en conjunto no limitaran sustancialmente el uso o el valor de dicho Bien ni surgiera el riesgo de pérdida del bien o pérdida de su titularidad;
(l) Gravámenes que surjan de una sentencia, la cual no de origen a un Supuesto de Incumplimiento, y para la cual se hubieran constituido las reservas requeridas por las Normas Contables Profesionales Vigentes y respecto de la cual, una acción legal hubiera sido entablada en legal forma para la revisión de dicha sentencia y la misma no hubiera sido resuelta en forma definitiva, o no hubiera vencido el período dentro del cual puedan iniciarse dichas acciones;
(m) Gravámenes incurridos o depósitos efectuados en relación con la remuneración de empleados, seguro de desempleo y otros tipos de beneficios u obligaciones de cargas sociales u otras obligaciones de naturaleza similar, en cada caso en el curso habitual de los negocios,
(n) Gravámenes que garanticen las obligaciones negociables o cualquier otro de nuestros títulos a los fines de la rescisión, de acuerdo con los términos del presente Prospecto o algún contrato de fideicomiso bajo el cual las obligaciones negociables o tales otros títulos fueran sido emitidos;
(o) Gravámenes que surjan de conformidad con el Artículo 9.343 del Código de Comercio Uniforme de Texas (Texas Uniform Commercial Code) o leyes similares de estados que no sean Texas, en relación con la compra por nuestra parte o cualquiera de nuestras Subsidiarias de petróleo y/o gas extraído desde dicho estado; y
(p) cualquier otro Gravamen sobre nuestros Bienes o los de cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas, si en la fecha de constitución o en la que se asume dicho Gravamen, el Endeudamiento garantizado por ello junto con otro Endeudamiento nuestro y de nuestras Subsidiarias Significativas garantizado por cualquier Gravamen en base a este apartado (p) tuviera un monto total pendiente no superior al 15% de nuestro activo consolidado total según lo reflejado en los estados contables consolidados más recientes preparados de conformidad con las Normas Contables Profesionales Vigentes y presentados ante la CNV.
Limitaciones sobre Operaciones de Venta con Alquiler Recíproco
No celebraremos, renovaremos o prorrogaremos ni permitiremos que ninguna de nuestras Subsidiarias Significativas celebre, renueve o prorrogue ninguna operación o serie de operaciones relacionadas según las cuales nosotros o cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas venda o transfiera cualquier Bien en relación con el alquiler o la liberación contra pagos en cuotas o como parte de un acuerdo que implique el alquiler o venta contra pagos en cuotas de dicho Bien al vendedor o cedente (la “Operación de Venta con Alquiler Recíproco”), salvo una Operación de Venta con Alquiler Recíproco que, si hubiera sido estructurada como un préstamo garantizado por un monto equivalente al de Deuda Atribuible con respecto a tal Operación de Venta con Alquiler Recíproco, hubiésemos podido o nuestras Subsidiarias Significativas hubieran podido celebrarla, , según los términos del compromiso asumido bajo el título “Obligación de No Gravar”.
Informes al Fiduciario
En el caso en que hubiésemos celebrado un Contrato de Fideicomiso en relación con una serie en particular bajo este Programa, si así se dispusiera en el respectivo suplemento de precio, entregaremos al Fiduciario:
(1) Tan pronto como estuvieran disponibles pero en todo caso dentro de los 120 días posteriores al cierre de cada uno de nuestros ejercicios económicos (o, si fuera posterior, la fecha en la que debiéramos entregar a la CNV los estados contables por el ejercicio económico correspondiente), una copia de nuestro balance consolidado auditado al cierre de dicho ejercicio y de nuestros estados de resultados y estados de evolución del patrimonio neto y estados de origen y aplicación de fondos consolidados por dicho ejercicio económico, preparados de acuerdo con las Normas Contables Profesionales Vigentes aplicadas en forma consistente en los períodos allí reflejados (salvo que expresamente se indicara en ellos lo contrario) y entregados en inglés y en castellano;
(2) Tan pronto como estuvieran disponibles pero en todo caso dentro de los 90 días posteriores al cierre de los primeros tres trimestres económicos de cada uno de nuestros ejercicios económicos (o, si fuera posterior, la fecha en la que debiéramos entregar a la CNV los estados contables por el período económico correspondiente), una copia de nuestro balance consolidado no auditado al cierre de cada uno de dichos trimestres y nuestros estados de resultados y estados de evolución del patrimonio neto y estados de origen y aplicación de fondos consolidados no auditados por dicho trimestre, preparados de acuerdo con las Normas Contables Profesionales Vigentes aplicadas en forma consistente en los períodos allí reflejados (salvo que expresamente se indicara en ellos lo contrario) y entregados en inglés y en castellano; y
(3) Tan pronto como estuviera disponible, pero en todo caso dentro de los 15 días desde la presentación ante la SEC, una versión en idioma inglés de nuestros estados contables anuales consolidados auditados preparados de conformidad con los PCGA Estadounidenses o IFRS (o, si no estuviéramos preparando estados contables consolidados de acuerdo con los PCGA Estadounidenses o IFRS, una conciliación de nuestros estados contables descriptos en el punto (1) precedente con los PCGA Estadounidenses o IFRS), junto con nuestro “Análisis de la Dirección de los resultados de las operaciones y la situación financiera”, en forma y contenido generalmente requeridos a emisoras privadas extranjeras sujeto a los requisitos de presentación de información del Artículo 13 o 15(d) de la Ley del Mercado de Valores Estadounidense; teniendo en cuenta que, todo documento que deba ser presentado al Fiduciario conforme a los puntos (1), (2) o (3) anterior que sea presentado ante la SEC y puesto a disposición del público a través del sistema EDGAR será considerado entregado al Fiduciario.
Cumplimiento de la Ley y Otros Acuerdos
Cumpliremos, y dispondremos que cada una de nuestras Subsidiarias cumplan, con todas las leyes, normas, regulaciones, órdenes e instrucciones aplicables de toda Entidad Pública con competencia sobre nosotros o nuestras Subsidiarias o sobre los negocios de nuestras Subsidiarias y todos los compromisos y obligaciones contenidos en los acuerdos de los que fueran parte, salvo cuando estuviéramos presentando oposiciones de buena fe y salvo que la ausencia de tal cumplimiento no tuviera un efecto sustancial adverso sobre la situación patrimonial y financiera o de otra naturaleza, sobre nuestras ganancias, operaciones o negocios y la de nuestras Subsidiarias, consideradas en conjunto.
Mantenimiento de Libros y Registros
Llevaremos libros, cuentas y registros de acuerdo con las Normas Contables Profesionales Vigentes, y dispondremos que cada una de nuestras Subsidiarias ubicadas en Argentina también lo haga.
Fusiones por Absorción, Consolidaciones, Ventas, Alquileres
No nos fusionaremos ni consolidaremos con ninguna Persona, ni cederemos, transferiremos ni alquilaremos nuestros Bienes sustancialmente en su totalidad a ninguna Persona, y no permitiremos que ninguna de nuestras Subsidiarias Significativas lo haga, ya sea en una operación o en una serie de operaciones, salvo que, inmediatamente después de dar efecto a dicha operación, (a) no hubiera ocurrido ni se mantuviera vigente un Supuesto de Incumplimiento ni ningún hecho que, luego de una notificación o del transcurso de un plazo o de ambas condiciones se convertiría en un Supuesto de Incumplimiento, (b) la Persona formada por dicha fusión o consolidación o la Persona que adquiera por cesión o transferencia o que alquile dichos bienes y activos (la “Persona Sucesora”) expresamente asumiera el pago en tiempo y forma del capital, intereses, prima, si hubiera, y Montos Adicionales, si hubiera, que pudieran resultar con motivo de la retención por parte de cualquier autoridad con facultad de recaudar impuestos a la que la Persona Sucesora estuviera o pudiera estar sujeta, sobre todas las obligaciones negociables de la serie correspondiente de acuerdo con sus términos, y el cumplimiento en tiempo y forma de todos los otros compromisos y obligaciones contraídos en las obligaciones negociables de la serie correspondiente, (c) la Persona Sucesora acuerde indemnizar a cada tenedor por todo impuesto, tasa o carga pública posteriormente impuesta a dicho tenedor por cualquier Entidad Pública únicamente como consecuencia de dicha fusión o consolidación, cesión, transferencia o alquiler respecto del pago de capital, intereses o prima, si la hubiera, sobre las obligaciones negociables de la serie correspondiente, y (d) la Persona Sucesora (salvo en el caso de alquileres, si hubiera), nos reemplazara y sustituyera con el mismo efecto como si hubiera sido nombrada en las obligaciones negociables de la serie correspondiente como nosotros.
Notificación de Incumplimiento
Enviaremos notificación escrita a los tenedores o al Fiduciario, si hubiere sido designado, inmediatamente y en todo caso dentro de los 10 días después de que tomemos conocimiento de cualquier Supuesto de Incumplimiento ocurrido o existente, acompañado, si correspondiera, por un certificado de funcionarios donde consten los detalles de dicho Supuesto de Incumplimiento y el acto que nos propongamos a realizar al respecto.
Rango
Nos aseguraremos de que las obligaciones negociables de la serie correspondiente constituyan obligaciones negociables simples no convertibles en acciones según la Ley de Obligaciones Negociables, y que en todo momento (a) tendrán derecho a los beneficios allí establecidos y estarán sujetas a sus requisitos de procedimiento, y (b) salvo que se indique de distinto modo en el respectivo suplemento de precio, constituyan nuestras obligaciones generales, no garantizadas y no subordinadas, con igual prioridad de pago que toda nuestra demás deuda no garantizada y no subordinada presente y futura (salvo las obligaciones con preferencia por ley o de puro derecho) y sin preferencia alguna entre sí.
Otros Actos
Emplearemos nuestros esfuerzos comercialmente razonables para realizar cualquier acto, cumplir cualquier condición o llevar a cabo cualquier otro acto (incluyendo la obtención de cualquier consentimiento, aprobación, autorización, exención, licencia, orden, registro o inscripción necesaria) requeridos en cualquier momento que, según las leyes y regulaciones aplicables, debieran ser realizados, cumplidos o llevados a cabo con el objeto de (a) posibilitar que lícitamente celebremos, ejerzamos nuestros derechos y llevemos a cabo y cumplamos nuestras obligaciones de pago conforme a las obligaciones negociables de la serie correspondiente, (b) asegurar que tales obligaciones sean legalmente vinculantes y exigibles, y (c) hacer que las obligaciones negociables de la serie correspondiente sean admisibles como medio de prueba en los tribunales de Argentina.
Ciertas Definiciones
A los fines de los compromisos y los supuestos de incumplimiento:
“Sociedad Vinculada” de cualquier Persona especificada, significa cualquier otra Persona que directa o indirectamente controle o esté controlada o bajo el control común directo o indirecto con dicha Persona especificada. A los fines de esta definición, el término "control" utilizado respecto de cualquier Persona especificada significa la facultad de dirigir o disponer la dirección de la administración y políticas de dicha Persona, directa o indirectamente, mediante la titularidad de acciones con derechos de voto, por contrato o de otra forma, interpretándose los términos "controlante" y "controlada" en consecuencia.
“Normas Contables Profesionales Vigentes” significa los principios de contabilidad generalmente aceptados en la República Argentina oportunamente vigentes.
“Deuda Atribuible” significa, respecto de una Operación de Venta con Alquiler Recíproco, el valor actual, descontado a la tasa de interés implícita en la Operación de Venta con Alquiler Recíproco (determinado de conformidad con las Normas Contables Profesionales Vigentes), del total de obligaciones del locatario, para pagos de alquiler durante el plazo restante de la locación en la Operación de Venta con Alquiler Recíproco.
“Persona Autorizada” significa cualquiera de nuestros funcionarios debidamente autorizado por escrito a realizar actos en nuestra representación.
“Capital Social” significa, respecto de cualquier Persona, todas y cada una de las acciones, cuotapartes, participaciones, opciones de suscripción, opciones de compra, derechos u otros equivalentes o derechos (cualquiera fuera su designación y tuvieran o no derechos de voto) en el capital de una sociedad y todas y cada una de las participaciones de titularidad equivalentes en una Persona (además de una sociedad), en cada caso en circulación actualmente o emitidas en el futuro, incluyendo acciones preferidas.
“Entidad Pública” significa cualquier persona jurídica pública o repartición pública creada por el gobierno federal, estadual o local o cualquier otra persona jurídica existente en la actualidad o creada posteriormente, o de propiedad o controlada actualmente o en el futuro, directa o indirectamente, por cualquier persona jurídica pública o repartición pública.
“Obligaciones de Cobertura” significa, respecto de cualquier Persona, las obligaciones de dicha Persona conforme a cualquier swap de tasas de interés, acuerdo de cambio de moneda extranjera, acuerdo de tasa de interés mínima, contrato de opciones o futuros u otros acuerdos o contratos similares diseñados para proteger a dicha Persona contra las variaciones de las tasas de interés, los tipos de cambio, o los precios de los commodities, en la medida que se encuentren registradas como pasivos en los estados contables consolidados más recientes preparados de conformidad con las Normas Contables Profesionales Vigentes y presentados ante la CNV.
“IFRS” son las siglas en inglés de las Normas Internaciones para la Presentación de Información Contable, según fueran publicadas por el International Accounting Standards Board.
“Endeudamiento” significa, respecto de cualquier Persona, sin duplicación (a) todas las obligaciones de dicha Persona (1) por sumas de dinero obtenidas en préstamo o (2) acreditadas por bonos, debentures, pagarés o instrumentos similares otorgados en relación con la adquisición de negocios, bienes o activos de cualquier naturaleza (salvo por cuentas comerciales a pagar u obligaciones corrientes que surjan del curso habitual de los negocios) o (3) de pago de dinero en relación con obligaciones conforme a cualquier leasing de bienes inmuebles o muebles que hubieran sido contabilizadas como una obligación de leasing conforme a las Normas Contables Profesionales Vigentes; (b) todas las obligaciones de dicha Persona emitidas o asumidas como el precio de compra diferido de bienes o servicios, todas las obligaciones de venta condicional y todas las obligaciones conforme a cualquier acuerdo de retención de dominio (excluyendo cuentas comerciales a pagar y otros pasivos devengados que surgieran en el curso habitual de los negocios); (c) todas las cartas de crédito, aceptaciones bancarias u operaciones de crédito similares, incluyendo obligaciones de reembolso respecto de ellas; (d) todas las Acciones sujetas a Rescate emitidas por dicha Persona (el monto de Endeudamiento correspondiente calculado como equivalente a cualquier preferencia en un proceso de liquidación iniciado por terceros más dividendos devengados e impagos); (e) todas las obligaciones adeudadas y exigibles conforme a Obligaciones de Cobertura de dicha Persona; y (f) garantías y demás obligaciones contingentes de dicha Persona respecto de Endeudamiento referido en los puntos (a) a (e) precedentes. A los efectos de determinar cualquier monto en particular de Endeudamiento según esta definición, tampoco se incluirán las garantías de Endeudamiento (u obligaciones respecto de cartas de crédito que respalden Endeudamiento) incluido de otro modo en la determinación de dicho monto. A los fines aclaratorios, Endeudamiento no incluirá ninguna obligación no especificada precedentemente, incluyendo cuentas comerciales a pagar en el curso habitual de los negocios.
“Gravamen” significa cualquier hipoteca, prenda, carga, garantía, imposición u otro gravamen o acuerdo preferencial que tenga el efecto de crear un derecho real de garantía, incluyendo, sin limitación, un derecho equivalente creado u originado según las leyes de cualquier país en el que fuéramos, o cualquiera de nuestras Subsidiarias fueran, propietarias de Bienes.
“Persona” significa cualquier persona física, sociedad anónima (incluyendo un fideicomiso comercial), sociedad de responsabilidad limitada, sociedad de personas, unión transitoria de empresas, asociación, sociedad por acciones, fideicomiso, asociación sin personería jurídica u otra entidad o gobierno o cualquier repartición o subdivisión política correspondiente.
“Financiación de Proyectos” significa Endeudamiento o una venta con alquiler recíproco de Bienes de una Subsidiaria cuyos fondos sean destinados a financiar una nueva adquisición, exploración, desarrollo o ampliación por dicha Subsidiaria o remodelaciones de los Bienes de dicha Subsidiaria que este garantizado por los Bienes de dicha Subsidiaria.
“Subsidiaria de Financiación de Proyectos” significa, respecto de cualquier Financiación de Proyectos, la Subsidiaria que sea el obligado principal en dicha Financiación de Proyectos.
“Acciones sujetas a Rescate” significa cualquier clase o serie de Capital Social que por sus términos o por otra vía debiera ser rescatada antes del vencimiento estipulado de las obligaciones negociables de cualquier serie o estuviera sujeta a rescate a opción de su tenedor en cualquier momento anterior al vencimiento estipulado de las obligaciones de cualquier serie.
“Bienes” significa cualquier activo, ingresos o cualquier otro bien, tangible o intangible, mueble o inmueble, incluyendo, entre otros, cualquier derecho a percibir ganancias.
“Subsidiaria Significativa” significa, en cualquier momento pertinente, cualquiera de nuestras Subsidiarias que sea una “subsidiaria significativa” dentro del significado de la Norma 1-02 de la Regulación S-X promulgada por la SEC, con vigencia a la fecha del presente prospecto.
“Subsidiaria” significa, respecto de cualquier Persona, toda sociedad, asociación u otra entidad comercial más de cuyo 50% de los derechos de voto de su Capital Social fuera en ese momento de titularidad o estuviera controlado, directa o indirectamente, por dicha Persona o una o más de las demás Subsidiarias de dicha Persona o por una combinación de ellas.
“Patrimonio Neto Total” significa nuestro patrimonio neto consolidado total, determinado de acuerdo con los PCGA Argentinos, según conste en nuestros estados contables más recientemente presentados a la CNV.
Supuestos de Incumplimiento
En tanto cualquiera de las obligaciones negociables de cualquier serie continúe en circulación, en caso de que hubiera ocurrido y se mantuviera vigente cualquiera de los siguientes supuestos (cada uno de ellos denominado un “Supuesto de Incumplimiento”) respecto de las obligaciones negociables de dicha serie:
(i) si no pagáramos el capital o prima adeudado sobre las obligaciones negociables de dicha serie; o
(ii) si no pagáramos los intereses o los Montos Adicionales adeudados sobre cualquier obligación negociable de dicha serie y dicho incumplimiento continuara durante un período de 30 días; o
(iii) si no cumpliéramos u observáramos cualquier término, compromiso u obligación del presente Prospecto detallados bajo el título “—Fusiones por Absorción, Consolidaciones, Ventas y Alquileres”; o
(iv) si no cumpliéramos u observáramos cualquiera de los demás términos, compromisos u obligaciones establecidos bajo las obligaciones negociables de dicha serie no descriptos de otro modo en los apartados (i), (ii) o (iii) precedentes, por un período de más de 30 días desde que el Fiduciario, si lo hubiera, o los tenedores de por lo menos el 25% del valor nominal total de las obligaciones negociables en circulación de dicha serie nos hubieran notificado por escrito dicho incumplimiento solicitándonos su reparación; o
(v) si nosotros o cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas (a) incurriéramos en incumplimiento en el pago del capital o intereses respecto de Endeudamiento por un monto de capital total igual o superior a US$ 50.000.000 (o su equivalente en ese momento) o 1% de nuestro Patrimonio Neto Total o más, el que sea mayor, con la excepción de las obligaciones negociables de dicha serie, cuando y según venciera y fuera exigible dicho Endeudamiento, si dicho incumplimiento se extendiera más allá del período de gracia, si hubiera, originalmente aplicable y el momento del pago de dicho monto no hubiera sido prorrogado expresamente o (b) no observáramos cualquiera de los demás términos y condiciones respecto de Endeudamiento por un monto de capital total igual o superior a US$ 50.000.000 (o su equivalente en ese momento) o 1% de nuestro Patrimonio Neto Total o más, el que sea mayor, que no sean las obligaciones negociables de dicha serie, si el efecto de dicho incumplimiento fuera originar que el monto de capital total de dicho Endeudamiento venza antes de su vencimiento establecido; o
(vi) si se nos tornara ilícito cumplir con cualquiera de nuestras obligaciones contraídas en el Contrato de Fideicomiso correspondiente a alguna serie de obligaciones negociables, si lo hubiera, o las obligaciones negociables de dicha serie, o cualquiera de nuestras obligaciones de pago en virtud de sus términos dejaran de ser válidas, vinculantes o exigibles; o
(vii) si el Contrato de Fideicomiso correspondiente a alguna serie de obligaciones negociables, si lo hubiera, por cualquier razón dejara de tener plena vigencia y efecto de acuerdo con sus términos o su efecto vinculante o exigibilidad fueran controvertidos por nosotros, o si negáramos tener más responsabilidad u obligaciones en virtud de los términos o en relación con dicho Contrato de Fideicomiso, si lo hubiera; o
(viii) si nuestro Directorio o nuestros accionistas adoptaran o aprobaran una resolución, o una entidad pública o tribunal competente dictara una resolución o fallo para nuestra liquidación o disolución, salvo según una fusión por absorción, consolidación u otra operación permitida de otro modo de acuerdo con los términos del presente Prospecto según se describe en el título “—Fusiones por Absorción, Consolidaciones, Ventas y Alquileres” y, en caso de dictarse tal sentencia o fallo, si no fueran desestimados dentro de los 30 días; o
(ix) si un tribunal judicial o arbitral dictaran contra nosotros o contra cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas una o más sentencias o laudos en firme no apelables ni sujetas a un recurso de nulidad que condenen al pago de dinero que supere el monto de US$ 50.000.000 (o el equivalente en ese momento) en total y tal pago no hubiera sido efectuado o de otro modo satisfecho y, en el caso de tal sentencia o laudo (a) algún acreedor hubiera iniciado un procedimiento de ejecución conforme a dicha sentencia o laudo y no fuera desestimado o suspendido dentro de los 30 días de haberse iniciado, o (b) transcurriera un plazo de 60 días sin que hubiera sido desestimado, dispensado o suspendido su ejecución; o
(x) si un tribunal competente dictara un fallo o resolución para (a) hacer lugar a un pedido de quiebra iniciado por terceros en nuestra contra o en contra de cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas conforme a la Ley Nº 24.522 de Argentina y sus modificatorias (la “Ley de Concursos y Quiebras”) o a cualquier otra ley en materia de quiebras, concursos u otra ley similar aplicable actualmente o que rija en el futuro, o (b) que se nos designe un administrador, liquidador, síndico o interventor o a cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas o para la totalidad o sustancialmente la totalidad de nuestros Bienes o cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas y, en cada caso, dicha resolución o fallo no fueran suspendidos y permanecieran vigentes por un período de 30 días corridos; o
(xi) si nosotros o cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas (a) presentáramos o presentasen respecto de nosotros mismos o respecto de sí un pedido de quiebra o concurso conforme a la Ley de Concursos y Quiebras o a cualquier otra ley aplicable en materia de quiebras, concursos u otra ley similar vigente actualmente o en el futuro, incluyendo, sin limitaciones, cualquier acuerdo preventivo extrajudicial, (b) aceptáramos la designación o la toma de posesión por parte de un administrador, liquidador, síndico o interventor para nosotros o cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas respecto de todos o sustancialmente la totalidad de nuestros Bienes o cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas, o (c) efectuáramos cualquier cesión en beneficio de los acreedores en general; o
(xii) si se acordara o declarara una suspensión de pagos respecto de cualquier porción de nuestro Endeudamiento o cualquiera de nuestras Subsidiarias Significativas; o
(xiii) si ocurriera cualquier hecho que, según las leyes de cualquier jurisdicción que corresponda, tuviera un efecto análogo a cualquiera de los hechos referidos en los puntos (x) o (xi) precedentes; o
(xiv) si tuviera lugar cualquier otro Supuesto de Incumplimiento contemplado con respecto a las obligaciones negociables de dicha serie;
entonces, de ocurrir tal Supuesto de Incumplimiento (salvo un Supuesto de Incumplimiento especificado en los puntos (x), (xi) o (xiiii) precedentes) y no ser subsanado respecto de cualquier serie de obligaciones negociables, el Fiduciario, si lo hubiera, o los tenedores de como mínimo el 25% del valor nominal total de las obligaciones negociables en circulación de dicha serie podrán declarar el vencimiento automático del capital de todas las obligaciones negociables de dicha serie, mediante notificación por escrito a nosotros (y al Fiduciario, si lo hubiera, si fuera realizado por los tenedores), con lo cual vencerá automáticamente el capital y los intereses devengados y los Montos Adicionales. En caso de ocurrir un Supuesto de Incumplimiento especificado en los párrafos (x), (xi) o (xiii) anteriores, vencerá automáticamente el capital y los intereses devengados y los Montos Adicionales de todas las obligaciones negociables de dicha serie en ese momento en circulación; teniendo en cuenta, no obstante, que luego de tal caducidad de plazos, se requerirá el voto afirmativo de los tenedores de no menos del 66,66% del valor nominal total de las obligaciones negociables de dicha serie en ese momento en circulación presentes en persona o por representación en una asamblea de tales tenedores que hubiera constituido quórum para, en ciertas circunstancias y con el alcance permitido por la Ley de Concursos y Quiebras y cualquier otra ley de quiebras, concursos u otras leyes similares que fueran aplicables, rescindir y anular tal caducidad de plazos si se hubieran subsanado o dispensado según disponga el presente Prospecto todos los Supuestos de Incumplimiento, a excepción del no pago del capital vencido.
Cotización
Podremos solicitar que las obligaciones negociables de una serie sean admitidas para su negociación en el mercado Euro MTF de la Bolsa de Valores de Luxemburgo y para que coticen en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y el MAE. Sin embargo, no podemos asegurar que estás solicitudes sean aceptadas. Podrán emitirse, en el marco de este Programa, obligaciones negociables que no coticen en ninguna bolsa de valores y el suplemento de precio correspondiente a una serie de obligaciones negociables especificará si las obligaciones negociables de esa serie cotizan o no en el mercado Euro MTF de la Bolsa de Valores de Luxemburgo, en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, en el MAE, o en cualquier otra bolsa de valores.
Derechos de Registro
Si estuviera especificado en el suplemento de precio correspondiente, podremos firmar un contrato de derechos de registro (un “Contrato de Derechos de Registro”) con los colocadores pertinentes respecto de una serie de obligaciones negociables. En ese contrato, acordaremos, en beneficio de los tenedores de dichas obligaciones negociables, presentar ante la SEC y emplear los esfuerzos comercialmente razonables para disponer que se apruebe una solicitud de autorización de oferta relativa a una oferta de canje de las obligaciones negociables por una emisión de obligaciones negociables registradas ante la SEC con términos idénticos a las obligaciones negociables (con la excepción de que las obligaciones negociables de canje no estarán sujetas a restricciones a la transferencia en Estados Unidos ni a ningún aumento de la tasa de interés según se describe más adelante) (las “Obligaciones Negociables de Canje”).
Después que la SEC declare la aprobación de la solicitud de autorización de la oferta de canje, ofreceremos las Obligaciones Negociables de Canje a cambio de las obligaciones negociables. La oferta de canje permanecerá abierta por la cantidad de días especificada en el suplemento de precio aplicable después de la fecha en que enviemos notificación de la oferta de canje a los tenedores de las obligaciones negociables. Por cada obligación negociable que se nos entregue conforme a la oferta de canje, el tenedor recibirá una Obligación Negociable de Canje de igual monto de capital. Se devengarán intereses sobre cada Obligación Negociable de Canje desde la última Fecha de Pago de Intereses en la se hubieran pagado intereses sobre las obligaciones negociables o, si no se hubieran pagado intereses sobre las obligaciones negociables, desde la fecha de emisión de las obligaciones negociables.
Si las correspondientes interpretaciones de los funcionarios de la SEC no permitieran que realicemos la oferta de canje, emplearemos nuestros esfuerzos comercialmente razonables para que se apruebe una solicitud anticipada de autorización de oferta en relación con las ventas de las obligaciones negociables y para mantener la solicitud anticipada de autorización de oferta vigente hasta el vencimiento del período referido en la Norma 144(k) de la Ley de Títulos Valores Estadounidense o período inferior que terminará cuando todas las obligaciones negociables comprendidas en la solicitud anticipada de autorización de oferta hayan sido vendidas. En el caso de dicha solicitud de autorización de oferta, suministraremos a cada tenedor de obligaciones negociables copias de un prospecto, notificaremos a cada tenedor de obligaciones negociables cuando haya sido aprobada la solicitud anticipada de autorización de oferta y llevaremos a cabo ciertos otros actos que permitan las ventas de las obligaciones negociables. Un tenedor de obligaciones negociables que las venda conforme a la solicitud anticipada de autorización de oferta en general deberá ser nombrado como tenedor de títulos vendedor en el prospecto correspondiente y deberá entregar un prospecto a los compradores, quedará sujeto a algunas de las disposiciones sobre responsabilidad civil de la Ley de Títulos Valores Estadounidense en relación con esas ventas y quedará obligado por las disposiciones del Contrato de Derechos de Registro que sean aplicables a dicho tenedor (incluyendo ciertas obligaciones de indemnización).
Si (i) la solicitud de autorización de oferta de canje no se presentara ante la SEC en la fecha establecida en el suplemento de precio pertinente o antes, (ii) no se aprobara la oferta de canje el día establecido en el suplemento de precio pertinente o antes, (iii) la oferta de canje no se completara el día establecido en el suplemento de precio pertinente o antes, o (iv) si fuera requerido por el Contrato de Derechos de Registro y no se aprobara una solicitud anticipada de autorización de oferta de las obligaciones negociables el día establecido en el suplemento de precio pertinente o antes o dejara de tener validez o no pudiera utilizarse en el plazo allí especificado, en ese caso, al tener lugar cada uno de los supuestos referidos en los puntos (i) a (iv) anteriores, la tasa de interés devengada por las obligaciones negociables afectadas será aumentada según lo especificado en el suplemento de precio correspondiente.
Si lleváramos a cabo una oferta de canje, tendremos derecho a cerrar la respectiva oferta de canje en la fecha especificada en el suplemento de precio pertinente, siempre que se hubieran aceptado todas las obligaciones negociables válidamente entregadas de acuerdo con los términos de la oferta de canje. Las obligaciones negociables no presentadas en la oferta de canje continuarán sujetas a los términos y condiciones especificados en el suplemento de precio correspondiente, incluyendo las restricciones a la transferencia.
El presente es un resumen de las disposiciones que puede incluir el Contrato de Derechos de Registro; no pretende ser una descripción completa de sus disposiciones y está condicionado en su totalidad a dicho Contrato de Derechos de Registro.
Si las obligaciones negociables fueran aceptadas para su negociación en el mercado Euro MTF de la Bolsa de Valores de Luxemburgo, la oferta de canje pertinente se realizará de acuerdo con sus requisitos. Si fuera requerido, se informará a la Bolsa de Valores de Luxemburgo y se publicará un aviso en un diario de Luxemburgo de amplia circulación en el caso de alguna variación en la tasa de interés pagadera sobre las obligaciones negociables y se anunciará el inicio de la oferta de canje y sus resultados. En tanto las obligaciones negociables sean aceptadas para su negociación en el mercado Euro MTF de la Bolsa de Valores de Luxemburgo, los documentos preparados para la oferta de canje y los servicios prestados a tal fin estarán disponibles a través de las oficinas del agente de cotización en Luxemburgo.
Asambleas, Modificación y Dispensa
Nosotros podremos, sin el voto o consentimiento de tenedores de obligaciones negociables de una serie, modificar los términos y condiciones de las obligaciones negociables de una serie con el objeto de:
- agregar a nuestros compromisos los demás compromisos, restricciones, condiciones o disposiciones que sean en beneficio de los tenedores de dichas obligaciones negociables;
- ceder cualquier derecho o poder que se nos confiera;
- garantizar las obligaciones negociables de cualquier serie de acuerdo con sus requisitos o de otra forma;
- acreditar nuestra sucesión por otra persona y la asunción por parte de dicho sucesor de nuestros compromisos y obligaciones en las obligaciones negociables en virtud de cualquier fusión por absorción, consolidación o venta de activos;
- establecer la forma o los términos y condiciones de cualquier nueva serie de obligaciones negociables con el alcance permitido por el presente;
- cumplir cualquier requerimiento de la CNV a fin de dar efecto y mantener la calificación del presente;
- cumplir con los requisitos de la SEC a fin de que el Contrato de Fideicomiso correspondiente a una serie de obligaciones negociables, si lo hubiera, califique según la Ley de Fideicomisos Estadounidense;
- realizar cualquier modificación que sea de naturaleza menor o técnica o para corregir o complementar alguna disposición ambigua, incompatible o defectuosa incluida en el Contrato presente o en dichas obligaciones negociables, siempre que dicha modificación, corrección o suplemento no afecten en forma adversa los derechos de los tenedores de las obligaciones negociables de dicha serie;
- realizar toda otra modificación, u otorgar alguna dispensa o autorización de cualquier incumplimiento o incumplimiento propuesto de cualquiera de los términos y condiciones de dichas obligaciones negociables, de forma tal que no afecte en forma adversa los derechos de los tenedores de las obligaciones negociables de dicha serie en cualquier aspecto sustancial; y
- realizar modificaciones o reformas a fin de aumentar el monto del Programa.
Nosotros podremos efectuar modificaciones y reformas a los términos y condiciones de las obligaciones negociables de una serie, así como podrán dispensar nuestro cumplimiento futuro o el incumplimiento anterior, mediante la adopción de una resolución en una asamblea de tenedores de una serie de obligaciones negociables según lo establecido más adelante; sin embargo, sin el consentimiento unánime de los tenedores de todas las obligaciones negociables de una serie afectada en forma adversa, tales modificaciones, reformas y dispensas no podrán:
- prorrogar la fecha de vencimiento para el pago de capital, prima, si hubiera, o de cualquier cuota de intereses sobre dicha obligación negociable;
- reducir el capital, la porción del capital pagadera en caso de caducidad de su plazo, la tasa de interés o la prima pagadera en caso de rescate o recompra de cualquiera de tales obligaciones negociables;
- reducir nuestra obligación de pagar Montos Adicionales sobre cualquiera de tales obligaciones negociables;
- acortar el período durante el cual no se nos permite rescatar cualquiera de tales obligaciones negociables o permitirnos rescatar tal obligación negociable si, sin ese permiso, no estuviera autorizada a hacerlo;
- cambiar las circunstancias bajo las cuales se pueden rescatar las obligaciones negociables de dicha serie;
- cambiar la Moneda Especificada en la cual debe pagarse cualquier obligación negociable o la prima o intereses sobre dicha obligación negociable o los lugares de pago requeridos;
- reducir el porcentaje del valor nominal total de tales obligaciones negociables necesario para modificar, reformar o complementar dichas obligaciones negociables, o para la dispensa del cumplimiento de ciertas de sus disposiciones o para dispensar ciertos incumplimientos;
- reducir el porcentaje del valor nominal total de obligaciones negociables en circulación requerido para la adopción de una resolución o el quórum requerido en cualquier asamblea de tenedores de dichas obligaciones negociables en la cual se adopta la resolución;
- modificar las disposiciones del presente relacionadas con asambleas de tenedores de dichas obligaciones negociables, modificaciones o dispensas según lo descripto precedentemente, salvo para aumentar dicho porcentaje o disponer que ciertas otras disposiciones del presente no puedan ser modificadas o dispensadas sin el consentimiento del tenedor de cada título afectado adversamente por tal acto;
- modificar las disposiciones de subordinación relacionadas con obligaciones negociables subordinadas de cualquier forma adversa para los tenedores de obligaciones negociables;
- modificar las disposiciones sobre garantía relacionadas con obligaciones negociables garantizadas de cualquier forma adversa para los tenedores de obligaciones negociables; o
- afectar el derecho de iniciar acciones judiciales para la ejecución de cualquier pago respecto de cualquiera de tales obligaciones negociables.
Las asambleas de tenedores de obligaciones negociables de una serie podrán ser convocadas por nuestro Directorio o nuestra Comisión Fiscalizadora, el Fiduciario, si lo hubiera, o cuando sea requerido por los tenedores que posean por lo menos 5% del valor nominal de las obligaciones negociables en circulación de dicha serie. Las asambleas celebradas a pedido escrito de tenedores de obligaciones negociables serán convocadas dentro de los 40 días de la fecha en la que recibamos tal solicitud escrita.
Las asambleas podrán ser ordinarias o extraordinarias. Las propuestas de modificación de los términos y condiciones de cualquier serie de obligaciones negociables serán consideradas y resueltas en asamblea extraordinaria. Cualquiera de tales asambleas se celebrará, si así correspondiera según lo establecido en la respectiva serie de obligaciones negociables, simultáneamente en la Ciudad de Buenos Aires y en la Ciudad de Nueva York mediante medios de telecomunicación que permitan a los participantes escucharse y hablar entre sí. La convocatoria a asamblea de tenedores de obligaciones negociables (la cual incluirá la fecha, lugar y hora de la asamblea, el orden del día y los requisitos de asistencia) será enviada, a costa nuestra, entre los 10 y 30 días anteriores a la fecha fijada para la reunión según se establece bajo el título “—Notificaciones”, y se publicará durante cinco días hábiles en Argentina en el Boletín Oficial, en un diario de amplia circulación en Argentina y en el Boletín de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires (si las obligaciones negociables cotizaran en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires). La primera y segunda convocatoria para el caso de no reunirse quórum en la primera reunión podrán ser realizadas en forma simultánea. No obstante, para asambleas que incluyan en el orden del día temas que requieran la aprobación unánime de los tenedores o la modificación de cualquiera de los términos y condiciones de las obligaciones negociables, la segunda convocatoria por falta de quórum en la primera será realizada no menos de ocho días antes de la fecha fijada para la nueva reunión, y será publicada durante tres días hábiles en el Boletín Oficial de Argentina, un diario de amplia circulación en Argentina y en el Boletín de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires (si las obligaciones negociables cotizaran en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires).
Para tener derecho a votar en una asamblea de tenedores, una persona deberá ser (i) un tenedor de una o más obligaciones negociables a la fecha de registro pertinente o (ii) una persona designada mediante un instrumento escrito como apoderado de dicho tenedor de una o más obligaciones negociables.
El quórum requerido en cualquier asamblea ordinaria convocada para adoptar una resolución estará constituido por personas que tengan o representen la mayoría del valor nominal total de las obligaciones negociables en circulación de una serie, y en cualquier asamblea celebrada en segunda convocatoria estará constituido por cualquier número de personas presentes en la segunda reunión. El quórum requerido en cualquier asamblea extraordinaria convocada para adoptar una resolución estará constituido por personas que tengan o representen como mínimo el 60% del valor nominal total de las obligaciones negociables en circulación de una serie y, en caso de celebrarse en segunda convocatoria, el quórum lo constituirán personas que tengan o representen como mínimo el 30% del valor nominal total de las obligaciones negociables en circulación. En la primera o segunda reunión de una asamblea debidamente convocada y en la cual se hubiera constituido quórum, toda resolución para modificar o enmendar o para dispensar el cumplimiento de cualquier disposición de las obligaciones negociables de cualquier serie (salvo las disposiciones a las que se hace referencia en el cuarto párrafo precedente) será considerada y válidamente adoptada de ser aprobada por las personas con derecho a votar la mayoría del valor nominal total de las obligaciones negociables de dicha serie en ese momento en circulación representadas y con derechos de voto en la asamblea. Todo instrumento entregado por o en representación de cualquier tenedor de una obligación negociable en relación con cualquier consentimiento de la mencionada modificación, enmienda o dispensa será irrevocable una vez otorgado y será concluyente y vinculante para todos los futuros tenedores de dicha obligación negociable. Toda modificación, enmienda o dispensa de los términos y condiciones de las obligaciones negociables de una serie será concluyente y vinculante para todos los tenedores de obligaciones negociables de dicha serie, sea que hubieran dado o no su consentimiento al respecto o hubieran estado presentes o no en cualquier asamblea, y para todas las obligaciones negociables de dicha serie.
Designaremos o, en el caso en que hubiésemos celebrado un Contrato de Fideicomiso para una serie respectiva, el Fiduciario designará, la fecha de registro para la determinación de los tenedores de obligaciones negociables de cualquier serie con derecho a votar en cualquier asamblea y notificaremos o, en el caso en que hubiésemos celebrado un Contrato de Fideicomiso para una serie respectiva, el Fiduciario notificará, a los tenedores de las obligaciones negociables de dicha serie en la manera establecida en el presente. El tenedor de una Obligación Negociable podrá, en cualquier asamblea de tenedores de una serie de obligaciones negociables en la cual dicho tenedor tuviera derecho a votar, emitir un voto por cada dólar estadounidense del monto de capital de las obligaciones negociables en poder de dicho tenedor en el que dichas obligaciones negociables estuvieran denominadas. Con independencia de lo expresado precedentemente, en las asambleas de tenedores de más de una serie de obligaciones negociables, un tenedor de una obligación negociable que no especifique pagos de intereses regulares, incluyendo, sin limitación, Obligaciones Negociables con Descuento de Emisión Original, tendrá derecho a un voto en cualquiera de dichas asambleas por cada dólar estadounidense del valor de rescate de dicha obligación negociable calculado a la fecha de dicha asamblea. Para obligaciones negociables denominadas en una o más Monedas Especificadas que no sea el dólar estadounidense, el equivalente en dólares estadounidenses de dichas obligaciones negociables se calculará a los tipos de cambio de la fecha de dicha asamblea o, en el caso de notificaciones o consentimientos escritos, en las fechas que designemos a tal efecto.
A los fines de las disposiciones precedentes, se considerará que cualquier obligación negociable autenticada y entregada se encuentra “en circulación” en cualquier fecha de determinación, salvo:
(i) las obligaciones negociables que, a dicha fecha, hubieran sido canceladas por nosotros, por la entidad que oportunamente designemos a tales efectos o el Fiduciario, si lo hubiere, o entregadas a nosotros, a la entidad que oportunamente designemos a tales efectos o al Fiduciario, si lo hubiere, para su cancelación;
(ii) las obligaciones negociables que hubieran sido llamadas a rescate o respecto de las cuales se hubiera realizado una oferta de recompra de acuerdo con sus términos o que se hubieran tornado vencidas y pagaderas a su vencimiento o de otro modo y respecto de las cuales se hubiera depositado en nosotros, en la entidad que oportunamente designemos a tales efectos o en el Fiduciario, si lo hubiere, una suma suficiente para pagar el capital, prima, intereses, Montos Adicionales u otros montos relacionados; o
(iii) las obligaciones negociables en lugar o en reemplazo de las cuales se hubieran autenticado y entregado otras obligaciones negociables;
teniendo en cuenta, sin embargo, que, para determinar si los tenedores del monto de capital requerido de obligaciones negociables en circulación de una serie se encuentran presentes en una asamblea de tenedores de obligaciones negociables de dicha serie a los fines del quórum o si han prestado su consentimiento o votado a favor de cualquier notificación, consentimiento, dispensa, modificación, reforma o complemento, no se computarán y no serán consideradas obligaciones negociables en circulación las obligaciones negociables de dicha serie en nuestro poder, directa o indirectamente, o en poder de cualquiera de nuestras Sociedades Vinculadas, inclusive cualquier Subsidiaria.
En el caso en que hubiéramos celebrado un Contrato de Fideicomiso, inmediatamente después del otorgamiento por nuestra parte y la del correspondiente Fiduciario de cualquier suplemento o modificación de dicho Contrato de Fideicomiso, cursaremos notificación al respecto a los tenedores de las obligaciones negociables y, de ser aplicable, a la CNV, describiendo en términos generales el contenido de dicho suplemento o modificación. Si no enviáramos dicha notificación a los tenedores de las obligaciones negociables dentro de los 15 días posteriores a la celebración de dicho suplemento o modificación, el correspondiente Fiduciario notificará a los tenedores, a costa nuestra. La falta de envío de dicha notificación por nuestra parte o la del Fiduciario, o cualquier vicio que pudiera existir en dicha notificación, no limitarán ni afectarán en forma alguna la validez de dicho suplemento o modificación.
En caso de que una serie de obligaciones negociables fuera admitida para su negociación en el mercado Euro MTF de la Bolsa de Valores de Luxemburgo o si cotizara en cualquier otra bolsa de valores, dichas asambleas de tenedores y las convocatorias pertinentes también cumplirán con las normas aplicables de la Bolsa de Valores de Luxemburgo o dicha bolsa de valores, según fuera aplicable.
Ejecución por parte de los Tenedores de Obligaciones Negociables
Salvo lo dispuesto en el siguiente párrafo, ningún tenedor de una obligación negociable de una serie tendrá derecho alguno ni podrá valerse de ninguna disposición de tales obligaciones negociables, para iniciar un juicio, acción o procedimiento conforme al derecho consuetudinario anglosajón o a equity, en virtud o en relación con las obligaciones negociables de dicha serie, o para designar un síndico o administrador, o para cualquier otro recurso en virtud de dichos documentos, a menos que (i) dicho tenedor nos hubiera notificado, o hubiera notificado previamente al Fiduciario, si lo hubiera, por escrito un incumplimiento de las obligaciones negociables; (ii) los tenedores de no menos del 25% del valor nominal total de las obligaciones negociables de dicha serie hubieran presentado una solicitud escrita al Fiduciario, si lo hubiera, para que inicie dicha acción, juicio o procedimiento en nombre propio como Fiduciario en virtud del Contrato de Fideicomiso de la respectiva serie, habiendo ofrecido al Fiduciario la indemnización razonable que éste requiera por los costos, gastos y obligaciones a incurrir en tal sentido; y (iii) el Fiduciario, si lo hubiera, transcurridos 60 días de la recepción de tal notificación, solicitud y oferta de indemnización, no hubiera iniciado tal acción, juicio o procedimiento y no hubiera recibido ninguna directiva incompatible con tal solicitud escrita de acuerdo con el Contrato de Fideicomiso de la respectiva serie.
Con independencia de cualquier disposición del Contrato de Fideicomiso correspondiente a una serie, si este hubiese sido celebrado, y de cualquier disposición de cualquier obligación negociable, el derecho de cualquier tenedor de obligaciones negociables a percibir el pago del capital y los intereses sobre dicha obligación negociable (y Montos Adicionales, si hubiera) en o con posterioridad a las respectivas fechas de vencimiento expresadas en dicha obligación negociable, o a entablar juicio, inclusive una acción ejecutiva individual según el Artículo 29 de la Ley de Obligaciones Negociables, para ejecutar cualquiera de dichos pagos en las respectivas fechas de vencimiento, no se verá limitado o afectado sin el consentimiento de dicho tenedor.
El titular beneficiario de obligaciones negociables representadas por una Obligación Negociable Global podrá obtener del depositario pertinente, ante su solicitud y sujeto a ciertas limitaciones establecidas en el Contrato de Fideicomiso correspondiente a una serie, si lo hubiere, un certificado representativo de su participación en la Obligación Negociable Global respectiva de conformidad con el Decreto Nº 677/2001. Este certificado permitirá al titular beneficiario iniciar acciones legales ante cualquier tribunal competente en Argentina, incluidas acciones ejecutivas, para obtener el pago de los montos vencidos en virtud de las obligaciones negociables.
Rescisión de Obligaciones
Salvo que se especifique de distinto modo en el suplemento de precio aplicable respecto de Obligaciones Negociables a Tasa Fija denominadas en dólares estadounidenses, podremos, a nuestra opción, elegir rescindir (1) todas sus obligaciones con respecto a las obligaciones negociables (“rescisión total”), excluyendo ciertas obligaciones, incluidas aquéllas respecto de cualquier fideicomiso creado a estos fines y obligaciones referentes a la transferencia y canje de las obligaciones negociables, el reemplazo de obligaciones negociables total o parcialmente destruidas, extraviadas o robadas, y el mantenimiento de oficinas de representación respecto de las obligaciones negociables o (2) rescindir nuestras obligaciones conforme a ciertos compromisos incluidos en el Contrato de Fideicomiso correspondiente a una serie, si lo hubiere, o en el correspondiente suplemento de precio, de manera que el incumplimiento de dichas obligaciones no constituya un supuesto de incumplimiento (“rescisión parcial”). A efectos de ejercer la rescisión total o parcial, debemos irrevocablemente depositar en el Fiduciario, si lo hubiere, o en quien sea designado a tales efectos en el correspondiente suplemento de precio, una suma de dinero u obligaciones del gobierno de los Estados Unidos, o una combinación de ambos, por los montos que sean suficientes para pagar el capital, prima, si hubiera, e intereses (y Montos Adicionales, si hubiera) respecto de las obligaciones negociables en ese momento en circulación en el Vencimiento Estipulado de las obligaciones negociables, y cumplir ciertas otras condiciones, incluyendo, entre otras, si así se acordase en el respectivo Contrato de Fideicomiso, o en el correspondiente suplemento de precio, la entrega al Fiduciario, si lo hubiera, o a quien sea designado a tales efectos en el correspondiente suplemento de precio, de una opinión de un asesor legal reconocido a nivel nacional en Estados Unidos (y, de así especificarlo el respectivo suplemento de precio, en Argentina) con experiencia en tales asuntos fiscales, a efectos de que el depósito y rescisión vinculada no ocasionen que los tenedores de las obligaciones negociables reconozcan ingresos, ganancias o pérdidas conforme a las leyes en materia impositiva de las jurisdicciones aplicables, así como otras cuestiones pertinentes.
Reintegro de Fondos; Prescripción
Los fondos depositados o pagados al Fiduciario, si lo hubiere, o a cualquier Agente de Pago, o a quien sea designado en el correspondiente suplemento de precio, para el pago del capital o intereses u otros montos que debieran pagarse en relación o respecto de cualquier obligación negociable (y Montos Adicionales, si hubiera) y que no se hubieran destinado y permanecieran sin ser reclamados durante dos años después de la fecha en la que el capital o intereses u otros montos se hubieran tornado vencidos y pagaderos, salvo disposición en contrario conforme a la normativa obligatoria aplicable en materia de bienes que revierten al Estado o abandonados o no reclamados, se nos reintegrará por el Fiduciario, si lo hubiere, o por dicho Agente de Pago, o por quien sea designado a tales efectos en el correspondiente suplemento de precio, y el tenedor de dicha obligación negociable, salvo disposición en contrario conforme a la normativa obligatoria aplicable en materia de bienes que revierten al Estado o abandonados o no reclamados, recurrirá a partir de ese momento exclusivamente a nosotros para cualquier pago que dicho tenedor tuviera derecho a cobrar, a partir de lo cual se extinguirá toda responsabilidad del Fiduciario o de cualquier Agente de Pago, en relación con dichas sumas de dinero.
Todos los reclamos que se nos hicieran por el pago de capital o intereses u otros montos que debieran pagarse en relación con cualquier obligación negociable (y Montos Adicionales, si hubiera) prescribirán, salvo que se realicen dentro de los diez años en el caso del capital y cuatro años en el caso de los intereses de (i) la primera fecha de vencimiento de dicho pago, o (ii) si el Fiduciario, si lo hubiere, o quien sea designado a tales efectos en el correspondiente suplemento de precio, no hubiera recibido el monto total a dicha fecha de vencimiento, la fecha en la que, habiéndose recibido el monto total según lo expresado, el Fiduciario, si lo hubiere, o quien sea designado a tales efectos en el correspondiente suplemento de precio, hubiera enviado notificación indicando que ha recibido el monto total a los tenedores de las obligaciones negociables, la fecha que fuera posterior.
Notificaciones
Las notificaciones a los tenedores de obligaciones negociables se considerarán válidamente efectuadas (i) cuando sean enviadas a dichos tenedores por correo de primera clase (o, en el caso de tenedores conjuntos, cuando sean enviadas al primero que figure en el Registro) a sus respectivas direcciones según figuran en el Registro, y se considerarán válidamente entregadas el cuarto Día Hábil posterior a la fecha de envío por correo, y en el caso de notificaciones cursadas a tenedores de obligaciones negociables domiciliados en Argentina, al momento de su recepción, (ii) mientras dichas obligaciones negociables coticen en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y el MAE, cuando se publiquen en la Ciudad de Buenos Aires en el Boletín de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, el MAE y en un diario de amplia circulación en la Argentina, y (iii) mientras dichas obligaciones negociables sean admitidas para su negociación en el mercado Euro MTF de la Bolsa de Valores de Luxemburgo, cuando se publiquen en un diario principal de amplia circulación en Luxemburgo (sin embargo, si no pudiera realizarse tal publicación, la notificación se considerará válidamente otorgada si se cursara de cualquier otra forma prevista por las normas de la Bolsa de Valores de Luxemburgo). Se prevé que las notificaciones en Luxemburgo se publicarán en el d´Wort y las notificaciones en la Ciudad de Buenos Aires se publicarán en La Nación o El Cronista Comercial. Toda notificación se considerará efectuada en la fecha de su publicación o, de haberse publicado más de una vez o en diferentes fechas, en la última fecha en la que se requiera tal publicación y se lleve a cabo según lo requerido. En el caso de Obligaciones Negociables Globales, las notificaciones serán enviadas a DTC, Euroclear o Clearstream, según corresponda, o a sus representantes (o sucesores), como sus tenedores, y dicha caja o cajas de valores las comunicarán a sus participantes de acuerdo con sus procedimientos de práctica.
Asimismo, deberemos disponer toda otra publicación de notificaciones periódicamente requerida por las leyes argentinas aplicables. Ni la falta de notificación ni cualquier defecto en la notificación efectuada a un tenedor en particular de una obligación negociable afectará la suficiencia de las notificaciones realizadas respecto de otras obligaciones negociables.
Indemnización respecto de la Moneda de Sentencia
En caso de que la sentencia o fallo dictado por cualquier tribunal determinara el pago de un monto con respecto a cualquier obligación negociable en una moneda (la "moneda de sentencia") distinta de la moneda (la “moneda de denominación") en la que están denominadas dichas obligaciones negociables o en la que debe efectuarse el pago, indemnizaremos al tenedor correspondiente por cualquier diferencia resultante o emergente de cualquier variación en los tipos de cambio vigentes entre la fecha en la que teóricamente debe convertirse el monto en la moneda de denominación a la moneda de sentencia a los fines de cumplir con lo dispuesto por dicha sentencia o fallo y la fecha de su efectivo pago. Esta indemnización constituirá una obligación separada e independiente de las otras obligaciones contenidas en los términos y condiciones de las obligaciones negociables, otorgará el derecho a iniciar acción legal separada e independiente, se aplicará independientemente de cualquier moratoria concedida oportunamente y continuará en plena vigencia y efecto independientemente de cualquier sentencia o fallo para el pago de una o varias sumas de dinero determinadas en relación con montos adeudados respecto de la obligación negociable correspondiente o conforme a dicha sentencia o fallo.
Ley Aplicable, Sentencias, Competencia, Traslado de Notificaciones, Renuncia de Inmunidad
En el suplemento de precio correspondiente a cada serie de obligaciones negociables se establecerá la ley aplicable a dichas obligaciones negociables. En este sentido, si así se estableciera en el suplemento de precio aplicable y en el Contrato de Fideicomiso de la serie respectiva, si lo hubiera, las obligaciones negociables se podrán regir y deberán ser interpretadas de acuerdo con las leyes del Estado de Nueva York, teniendo en cuenta, sin embargo, que todas las cuestiones relativas a la debida autorización, celebración, emisión y entrega de las obligaciones negociables por parte nuestra, y las cuestiones relativas a los requisitos legales necesarios para que las obligaciones negociables califiquen como tales conforme a la ley argentina, se regirán por la Ley de Obligaciones Negociables junto con la Ley de Sociedades Comerciales Nº 19.550 de Argentina y sus modificatorias y otras leyes y normas argentinas aplicables.
La Ley Orgánica del Poder Judicial (Judiciary Law) del Estado de Nueva York establece que la sentencia o fallo de una acción fundada en una obligación denominada en una moneda que no fuera el dólar estadounidense será emitida en la moneda extranjera de la obligación subyacente y convertida a dólares estadounidenses al tipo de cambio vigente en la fecha en que se dicte la sentencia o fallo.
Según sea establecido en el suplemento de precio correspondiente, nos someteremos irrevocablemente a la competencia no exclusiva de cualquier tribunal de estado o federal con asiento en Manhattan, Ciudad y Estado de Nueva York, cualquier tribunal argentino con asiento en la Ciudad de Buenos Aires, incluidos los juzgados de primera instancia en lo comercial y el Tribunal de Arbitraje General de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires según las disposiciones del Artículo 38 del Decreto Nº 677/2001, y cualquier tribunal competente en el lugar en que tiene constituido su domicilio social a efectos de cualquier acción o procedimiento que surja o se relacione con el Contrato de Fideicomiso, si lo hubiere, o las obligaciones negociables. Renunciaremos irrevocablemente, con el máximo alcance permitido por la ley, a interponer cualquier excepción con respecto a la determinación del fuero en que tramite cualquiera de tales acciones o procedimientos iniciados en tal tribunal, y a oponer como defensa la inconveniencia de fuero para tramitar tal procedimiento o acción. Hemos acordado asimismo que la sentencia en firme que dicte dicho tribunal en relación con dicha acción o procedimiento será definitiva y vinculante para nosotros y podrá ser ejecutada en cualquier tribunal a cuya jurisdicción estemos sujetos mediante un juicio sobre dicha sentencia; teniendo en cuenta, sin embargo, que el traslado de notificaciones que se nos hiciese se realizará en la forma especificada en el párrafo siguiente o conforme a cualquier otro procedimiento permitido por ley.
Si así se dispusiera en el suplemento de precio correspondiente a alguna serie de obligaciones negociables, mientras cualquier obligación negociable esté en circulación, mantendremos en todo momento un agente autorizado en Manhattan, Ciudad y Estado de Nueva York, a quien podrá darse traslado de las notificaciones en relación con cualquier acción o procedimiento legal que surja o se relacione con las obligaciones negociables o el Contrato de Fideicomiso de la respectiva serie, si lo hubiere. El traslado de notificaciones a dicho agente y el aviso escrito de dicho diligenciamiento enviado por correo o entregado a la parte demandada en tal acción o proceso, con el alcance de ley permitido, se considerará notificación válida a dicha parte a todo efecto en cualquier acción o procedimiento legal. De así determinarlo en el correspondiente suplemento de precio, CT Corporation System, 111 Eighth Avenue, New York, New York 10011, podrá ser designado como nuestro agente de notificaciones en cualquier procedimiento entablado en Manhattan, Ciudad y Estado de Nueva York.
Fiduciario
Las obligaciones negociables de las distintas series bajo el presente Programa podrán emitirse en el marco de un Contrato de Fideicomiso aplicable a dicha serie. Dicho Contrato de Fideicomiso contendrá disposiciones relativas a los deberes y responsabilidades del Fiduciario y a sus obligaciones para con los tenedores de las obligaciones negociables de la respectiva serie.
El Fiduciario designado según los términos y condiciones de la respectiva serie de obligaciones negociables podrá renunciar en cualquier momento y los tenedores de la mayoría del valor nominal total de dicha serie de obligaciones negociables podrán remover al Fiduciario en cualquier oportunidad. Si el Fiduciario hubiera adquirido o adquiriera un interés en conflicto según el significado de la Ley de Fideicomisos Estadounidense, deberá eliminar tal interés o renunciar de acuerdo con dicha Ley de Fideicomisos Estadounidense. Podremos remover al Fiduciario, si lo hubiera, si éste quedara inhabilitado para desempeñarse como Fiduciario en virtud de los términos y condiciones del Contrato de Fideicomiso de la respectiva serie, si se tornara incompatible para actuar como Fiduciario, o fuera declarado en quiebra o concurso. Si el Fiduciario renunciara o fuera removido, se designará un Fiduciario sucesor de conformidad con los términos y condiciones del Contrato de Fideicomiso de la respectiva serie. Si fuera necesario, notificaremos a los tenedores de las obligaciones negociables de dicha siere y a la CNV la renuncia, remoción o designación del Fiduciario.
Si celebrásemos un Contrato de Fideicomiso en relación con una serie de obligaciones negociables, nos obligaremos en dicho Contrato a indemnizar y defender y mantener indemne al Fiduciario por cualquier pérdida, responsabilidad o gasto documentado (incluidos los costos y gastos documentados razonables de sus asesores legales hasta el tope acordado entre las partes) emergentes o relacionados con la aceptación o administración de tal Contrato de Fideicomiso y con el cumplimiento de sus deberes en virtud del Contrato de Fideicomiso, inclusive, si correspondiera, como Coagente de Registro, Principal Agente de Pago y Agente de Transferencia, salvo cuando en dicha pérdida, responsabilidad o gasto medie su propia culpa grave o dolo.
Si celebrásemos el Contrato de Fideicomiso en relación con una serie de obligaciones negociables, este Contrato establecerá que el Fiduciario o cualquiera de sus sociedades vinculadas o agentes podrán convertirse en titulares o acreedores prendarios de títulos valores con los mismos derechos que tendrían si no revistieran el carácter de Fiduciario o agente del Fiduciario, y podrán de cualquier otra manera negociar con nosotros y percibir, cobrar, tener y retener cobranzas nuestras con los mismos derechos que tendrían si no fueran el Fiduciario o una sociedad vinculada o agente del Fiduciario. El Fiduciario, si lo hubiera, y sus sociedades vinculadas y agentes estarán facultados a operar comercialmente con nosotros o con cualquiera de nuestras sociedades vinculadas sin estar obligados a informar las ganancias resultantes de dichas operaciones.
Agentes de Pago; Agentes de Transferencia; Agentes de Registro
Podremos designar para cada serie de obligaciones negociables bajo el presente Programa Agentes de Registro, Agentes de Pago y Agentes de Transferencia. Asimismo, podremos designar en cualquier momento Agentes de Registro, Agentes de Pago y Agentes de Transferencia adicionales u otros en su reemplazo y rescindir su nombramiento; estableciéndose, no obstante, que (i) si así se dispusiera en el Contrato de Fideicomiso de una serie, mientras existan obligaciones negociables de cualquier serie en circulación, mantendremos un Agente de Registro, un Agente de Pago y un Agente de Transferencia en la Ciudad de Nueva York; (ii) si así se dispusiera en el Contrato de Fideicomiso de una serie, mientras las obligaciones negociables puedan ser negociadas en el mercado Euro MTF de la Bolsa de Valores de Luxemburgo y las normas de la Bolsa de Valores de Luxemburgo así lo requieran, por lo menos un Agente de Pago y agente de transferencia tendrá oficinas en Luxemburgo; y (iii) mientras lo exija la ley argentina o la CNV, mantendremos un Agente de Registro, un Agente de Pago y un Agente de Transferencia en la Ciudad de Buenos Aires. Cuando lo requiera el Contrato de Fideicomiso de la serie respectiva, deberá enviarse a los tenedores de las obligaciones negociables notificación inmediatamente de producida cualquier renuncia, revocación o nombramiento de cualquier Agente de Registro, Agente de Pago o Agente de Transferencia y de cualquier cambio de las oficinas a través de las cuales actúan, en la forma descripta bajo el título anterior “—Notificaciones” y a la CNV.
El Fiduciario, los Agentes de Pago, los Agentes de Transferencia, el Agente de Registro y Coagente de Registro no formularán declaración alguna respecto de este prospecto, cualquier suplemento de precio o las cuestiones incluidas en el presente o en dichos documentos.
Compensación y liquidación
De así disponerlo en el correspondiente suplemento de precio, se suscribirán acuerdos con DTC, Euroclear y/o Clearstream para facilitar la emisión inicial de Obligaciones Negociables Globales depositadas en DTC, o en su representación (“Obligaciones Negociables Globales en DTC”). Véase “De la Oferta y la Cotización — Descripción de las Obligaciones Negociables—Forma y Denominación”. Las transferencias dentro de DTC, Euroclear y/o Clearstream se realizarán de acuerdo con las normas y procedimientos operativos habituales del sistema pertinente. Las transferencias en diferentes mercados entre inversores que tengan o vayan a tener Obligaciones Negociables Globales en DTC a través de DTC e inversores que tengan o vayan a tener Obligaciones Negociables Globales en DTC a través de Euroclear y/o Clearstream se efectuarán en DTC a través de los respectivos depositarios de Euroclear y/o Clearstream. Cada Obligación Negociable Global de la Regulación S y cada Obligación Negociable Global de Circulación Restringida depositada en DTC tendrá un número CUSIP o CINS diferente.
DTC
DTC ha informado lo siguiente: DTC es una sociedad fiduciaria de objeto limitado constituida según las leyes del Estado de Nueva York, una “entidad bancaria” según el significado de las Leyes de Bancos de Nueva York, miembro del Sistema de la Reserva Federal, una “sociedad de compensación” en los términos del Código de Comercio Uniforme de Nueva York y una “cámara de compensación” registrada de conformidad con las disposiciones del Artículo 17A de la Ley del Mercado de Valores Estadounidense. DTC fue creada para la tenencia de títulos valores de sus entidades participantes (“Participantes de DTC”) y para facilitar la compensación y liquidación de operaciones con títulos valores entre Participantes de DTC mediante el ingreso electrónico de asientos en las cuentas de los Participantes de DTC, eliminando de esta forma la necesidad del traslado físico de títulos. Los Participantes de DTC incluyen agentes y operadores de bolsa, bancos, sociedades fiduciarias y cámaras de compensación, así como también otras organizaciones. Existen otras entidades que tienen acceso indirecto al sistema de DTC, tales como bancos, agentes y operadores de bolsa y sociedades fiduciarias que compensan a través de un Participante de DTC o mantienen una relación de custodia de títulos valores con un Participante de DTC, ya sea directa o indirectamente (los “Participantes de DTC Indirectos”).
Según las normas, reglamentaciones y procedimientos que establecen y afectan a DTC y sus operaciones (las “Normas”), DTC debe realizar transferencias escriturales entre los Participantes de DTC en cuya representación actúa respecto de las obligaciones negociables y debe recibir y transferir las distribuciones de capital e intereses sobre las obligaciones negociables. Los Participantes de DTC y los Participantes de DTC Indirectos en los que los inversores tienen cuentas en relación con las obligaciones negociables, deben también realizar transferencias escriturales y recibir y transmitir dichos pagos en representación de sus respectivos inversores.
Dado que DTC sólo puede actuar en representación de los Participantes de DTC, quienes a su vez actúan en representación de los Participantes de DTC Indirectos y ciertos bancos, la capacidad de una persona que tiene una participación beneficiaria en una obligación negociable mantenida en DTC de transferir o prendar dicha participación en favor de personas o sociedades que no participan en el sistema de DTC, o de tomar acciones por otra vía, podría verse afectada por la falta de un título físico de dicha participación. Las leyes de algunos estados de los Estados Unidos requieren que ciertas personas realicen la entrega física de títulos valores definitivos. Por lo tanto, la capacidad de transferir participaciones beneficiarias en una obligación negociable mantenida en DTC a favor de dichas personas podría verse limitada.
DTC ha informado que tomará las medidas que le estuvieran permitidas a un tenedor de obligaciones negociables (incluyendo, sin limitación, la presentación de obligaciones negociables para su canje según se detalla en el presente) únicamente según instrucciones de uno o más participantes en cuyas cuentas en DTC estuvieran acreditadas las participaciones en las obligaciones negociables pertinentes, y sólo respecto del valor nominal total de las obligaciones negociables respecto del cual dicho o dichos participantes hubieran impartido dicha instrucción. No obstante, en ciertas circunstancias, DTC canjeará las Obligaciones Negociables Globales en DTC mantenidas en DTC por Obligaciones Negociables Cartulares, que distribuirá a sus participantes y que, si representaran participaciones en la Obligación Negociable Global de Circulación Restringida, portarán la leyenda que se establece en “Restricciones a la Transferencia”. Véase “De la Oferta y la Cotización —Descripción de las Obligaciones Negociables — Obligaciones Negociables Cartulares”.
Euroclear
Euroclear fue creada en 1968 para mantener títulos valores en nombre de sus participantes y compensar y liquidar operaciones entre participantes de Euroclear a través de la entrega escritural electrónica simultánea contra el pago, eliminando de esta forma la necesidad del movimiento físico de títulos y cualquier riesgo debido a la falta de transferencias simultáneas de títulos valores y efectivo. Actualmente la liquidación de operaciones puede realizarse en muchas monedas, incluido el dólar estadounidense y el yen japonés. Euroclear provee otros servicios, incluida toma o préstamo de títulos valores, e interactúa con los mercados locales de diversos países a través de operaciones de transferencias en diferentes mercados con DTC generalmente similares a las descriptas anteriormente.
Euroclear opera a través de Euroclear Bank S.A./N.V. (el “Operador de Euroclear”) de conformidad con un contrato celebrado con Euroclear Clearance Systems, plc, una sociedad anónima del Reino Unido (“Euroclear”). Todas las operaciones son realizadas por el Operador de Euroclear, y todas las cuentas de compensación de títulos valores de Euroclear y las cuentas de efectivo de Euroclear son cuentas abiertas en el Operador de Euroclear, y no en Euroclear. El Operador de Euroclear establece la política de Euroclear en representación de los participantes de Euroclear. Los participantes de Euroclear (“Participantes de Euroclear”) incluyen entidades bancarias (incluidos bancos centrales), operadores y agentes que actúan por cuenta propia o de terceros y otros intermediarios financieros profesionales y pueden incluir a los colocadores. El acceso indirecto a Euroclear también se encuentra disponible para otras sociedades que compensan a través de un participante de Euroclear, o que mantienen una relación de custodia con dicho participante ya sea en forma directa o indirecta. Euroclear es un participante indirecto de DTC.
El Operador de Euroclear es una entidad bancaria de Bélgica, y se encuentra regulado y controlado por la Asociación de Bancos de Bélgica y el Banco Nacional de Bélgica.
Los Términos y Condiciones que Rigen el Uso del Sistema Euroclear (los “Términos y Condiciones de Euroclear”) y los respectivos Procedimientos Operativos de Euroclear y la ley de Bélgica aplicable rigen las cuentas de compensación de títulos valores y las cuentas de efectivo en el Operador de Euroclear. Específicamente, estos términos y condiciones rigen:
- transferencias de títulos valores y efectivo dentro de Euroclear;
- retiros de títulos valores y efectivo de Euroclear; y
- recepción de pagos respecto de títulos valores en Euroclear.
Todos los títulos valores en Euroclear son mantenidos sobre una base fungible sin atribución de certificados específicos a cuentas de compensación de títulos valores específicas. El Operador de Euroclear actúa de conformidad con los términos y condiciones solamente en representación de los Participantes de Euroclear y no tiene registros ni relación alguna con las personas que mantienen títulos valores a través de los Participantes de Euroclear.
Las distribuciones respecto de obligaciones negociables cuya titularidad beneficiaria es ejercida a través de Euroclear se acreditarán en las cuentas en efectivo de los Participantes de Euroclear de acuerdo con los Términos y Condiciones de Euroclear, en la medida en que sean recibidas por el Operador de Euroclear y por Euroclear.
Clearstream Luxemburgo
Clearstream Banking, société anonyme (“Clearstream”) fue constituida como sociedad de responsabilidad limitada según las leyes de Luxemburgo. Clearstream pertenece a Cedel International, société anonyme, y Deutsche Börse AG. Los accionistas de estas dos entidades son bancos, operadores de títulos valores y entidades financieras.
Clearstream mantiene títulos valores para sus clientes y facilita la compensación y liquidación de operaciones con títulos valores entre clientes de Clearstream a través de asientos escriturales electrónicos en las cuentas de los clientes de Clearstream, eliminando de esta forma la necesidad del movimiento físico de títulos. Clearstream provee a sus clientes, entre otros, servicios de custodia, administración, procesamiento y liquidación de títulos valores negociados internacionalmente, toma y préstamo de títulos valores y administración de garantías. Clearstream interactúa con mercados locales de diversos países. Clearstream ha establecido un puente electrónico con el Operador de Euroclear para facilitar la liquidación de operaciones entre Clearstream y Euroclear.
Como entidad bancaria registrada en Luxemburgo, Clearstream está sujeta a la Comisión de Supervisión del Sector Financiero de Luxemburgo. Los clientes de Clearstream (los “Participantes de Clearstream”) son entidades financieras reconocidas en todo el mundo, incluidos otros operadores y agentes que actúan por cuenta propia o de terceros, bancos, sociedades fiduciarias y cámaras de compensación. En los Estados Unidos, los clientes de Clearstream comprenden exclusivamente operadores y agentes de títulos valores y bancos, y podrían incluir a los colocadores de las obligaciones negociables. El acceso indirecto a Clearstream también podría estar disponible para otras entidades que mantienen una relación de custodia con un cliente de Clearstream. Clearstream es un participante indirecto de DTC.
Las distribuciones con respecto a las obligaciones negociables cuya titularidad beneficiaria sea ejercida a través de Clearstream se acreditarán en las cuentas en efectivo de los Participantes de Clearstream de acuerdo con sus normas y procedimientos, en la medida que fueran recibidas por Clearstream.
Liquidación inicial en relación con las Obligaciones Negociables Globales en DTC
En oportunidad de la emisión de una Obligación Negociable Global en DTC, DTC o su custodio acreditarán, en su sistema interno, el respectivo monto de capital de las participaciones beneficiarias individuales representadas por dicha Obligación Negociable Global en DTC en las cuentas de las personas que tengan cuentas en DTC. En el caso de una obligación negociable vendida directamente por el Banco, estas cuentas inicialmente serán designadas por el respectivo colocador o el Banco, o en su representación. La titularidad de las participaciones beneficiarias en una Obligación Negociable Global en DTC corresponderá a los Participantes de DTC, incluyendo Euroclear y Clearstream, o los Participantes de DTC Indirectos. La titularidad de las participaciones beneficiarias en Obligaciones Negociables Globales en DTC se reflejará en los registros mantenidos por DTC o su representante (con respecto a las participaciones de Participantes de DTC) y en los registros de los Participantes de DTC (con respecto a las participaciones de Participantes de DTC Indirectos), y la transferencia de dicha titularidad se realizará solamente a través de tales registros.
Euroclear y Clearstream mantendrán posiciones generales en representación de sus participantes a través de cuentas de títulos valores de clientes de Euroclear y Clearstream en los libros de sus respectivos depositarios, que a su vez, mantendrán estas posiciones en cuentas de títulos valores de clientes en nombre de dichos depositarios en los libros de DTC.
Los inversores que mantienen sus participaciones en una Obligación Negociable Global en DTC a través de DTC acatarán las normas de liquidación aplicables a emisiones de bonos globales. Las tenencias se imputarán en las cuentas en custodia de títulos valores de inversores contra el pago de fondos de inmediata disponibilidad en la fecha de liquidación.
Los inversores que mantienen sus participaciones en una Obligación Negociable Global en DTC a través de cuentas en Euroclear o Clearstream acatarán los procedimientos de liquidación aplicables a eurobonos nominativos convencionales. Las participaciones se acreditarán en las cuentas en custodia de títulos valores en la fecha de liquidación contra el pago de fondos de inmediata disponibilidad.
Negociación en el mercado secundario en relación con Obligaciones Negociables Globales en DTC
Teniendo en cuenta que el comprador determina el lugar de entrega, es importante determinar, en el momento de la negociación, la ubicación tanto de la cuenta del comprador como del vendedor a efectos de asegurar que la liquidación pueda realizarse en la fecha valor elegida. Si bien DTC, Euroclear y Clearstream han prestado su conformidad a los siguientes procedimientos a fin de facilitar las transferencias de participaciones en una Obligación Negociable Global de la Regulación S y una Obligación Negociable Global de Circulación Restringida entre participantes de DTC, Euroclear y Clearstream, estas sociedades no están obligadas a observar o mantener estos procedimientos, pudiendo interrumpirlos en cualquier momento. Ni el Banco ni el Fiduciario, ni el Agente de Registro, ni el Coagente de Registro, ni ningún Agente de Pago o Agente de Transferencia serán responsables por el cumplimiento por DTC, Euroclear o Clearstream o sus respectivos participantes o participantes indirectos de sus respectivas obligaciones en virtud de las normas y procedimientos que rigen sus operaciones.
Negociación entre Participantes de DTC
La liquidación de una operación en el mercado secundario entre Participantes de DTC se realizará utilizando los procedimientos aplicables a emisiones de bonos globales en fondos de inmediata disponibilidad.
Negociación entre Participantes de Euroclear y/o Clearstream
La liquidación de una operación en el mercado secundario entre Participantes de Euroclear y/o Participantes de Clearstream se realizará utilizando los procedimientos aplicables a eurobonos convencionales en fondos de inmediata disponibilidad.
Negociación entre vendedores en DTC y compradores en Euroclear o Clearstream
Cuando las participaciones deban ser transferidas de la cuenta de un Participante de DTC a la cuenta de un Participante de Euroclear o Participante de Clearstream, el comprador enviará instrucciones a Euroclear o Clearstream a través de un Participante de Euroclear o un Participante de Clearstream, según el caso, por lo menos un día hábil antes de la liquidación. El Operador de Euroclear o Clearstream darán instrucciones a su respectivo depositario para que reciba dicha participación contra su pago. El pago será efectuado por el depositario en la cuenta del Participante de DTC contra entrega de la participación en la respectiva Obligación Negociable Global en DTC. Una vez realizada la liquidación, la participación se acreditará en el respectivo sistema de compensación, y a través del sistema de compensación, de acuerdo con sus procedimientos habituales, en la cuenta del Participante de Euroclear o del Participante de Clearstream. La acreditación del título valor aparecerá al día siguiente (hora de Europa) y el débito de efectivo se estimará retroactivamente a la fecha valor (que sería el día anterior, si la liquidación tuvo lugar en Nueva York), y los intereses sobre la Obligación Negociable Global en DTC se devengarán desde dicha fecha. Si la liquidación no se completa en la fecha valor pretendida (es decir, la negociación fracasa), el débito de efectivo de Euroclear o Clearstream se estimará, en ese caso, a la fecha de liquidación efectiva.
Los Participantes de Euroclear y los Participantes de Clearstream tendrán que poner a disposición del respectivo sistema de compensación los fondos necesarios para procesar la liquidación de fondos de inmediata disponibilidad. La forma más directa de realizar esto es comprometer fondos para liquidación, ya sea de fondos líquidos disponibles o de líneas de crédito existentes, en la medida en que dichos Participantes lo harían respecto de cualquier liquidación con Euroclear o Clearstream. Bajo este enfoque, dichos Participantes podrán tener exposiciones crediticias en el Operador de Euroclear o Clearstream hasta la acreditación, de sus participaciones en la Obligación Negociable Global en DTC pertinente, en sus cuentas un día después.
Como procedimiento alternativo, si el Operador de Euroclear o Clearstream hubieran otorgado una línea de crédito a un Participante de Euroclear o un Participante de Clearstream, según el caso, dicho Participante podrá optar por no comprometer fondos y permitir la utilización de la línea de crédito para financiar la liquidación. Según este procedimiento, los Participantes de Euroclear o los Participantes de Clearstream que adquieran participaciones en una Obligación Negociable Global en DTC incurrirían en cargos resultantes de descubierto por un día, asumiendo que el descubierto sea compensado cuando las participaciones en la Obligación Negociable Global en DTC pertinente fueran acreditadas en sus cuentas. Sin embargo, los intereses respecto de la participación en la Obligación Negociable Global en DTC se devengarían desde la fecha valor. Por lo tanto, en muchos casos, los ingresos por inversiones acumulados durante ese período de un día podrían sustancialmente reducir o compensar el monto de los cargos por descubierto, aunque este resultado dependerá del costo de financiación de cada participante en particular.
Dado que la liquidación se realiza en horas hábiles en Nueva York, los Participantes de DTC pueden emplear sus procedimientos habituales para transferir bonos globales a los respectivos depositarios de Euroclear o Clearstream en beneficio de los Participantes de Euroclear o Participantes de Clearstream. El producido de la venta quedará a disposición del vendedor en DTC en la fecha de liquidación. De esta forma, para los Participantes de DTC, la liquidación de una operación de venta en diferentes mercados no diferirá de una operación entre dos Participantes de DTC.
Negociación entre vendedores en Euroclear o Clearstream y compradores en DTC
Debido a las diferencias horarias a su favor, los Participantes de Euroclear y los Participantes de Clearstream podrán utilizar sus procedimientos de práctica para operaciones en las que las participaciones en una Obligación Negociable Global en DTC deben transferirse por el sistema de compensación pertinente, a través de su respectivo depositario, a un Participante de DTC por lo menos un día hábil antes de su liquidación. En estos casos, Euroclear o Clearstream impartirán instrucciones a su respectivo depositario para que entregue la participación en la Obligación Negociable Global en DTC pertinente en la cuenta del Participante de DTC contra su pago. El pago se reflejará en la cuenta del Participante de Euroclear o Participante de Clearstream al día siguiente, y la percepción de fondos en efectivo en la cuenta del participante de Euroclear o el Participante de Clearstream se estimaría retroactivamente a la fecha valor (que sería el día anterior, cuando la liquidación se realice en la Ciudad de Nueva York). En caso de que el Participante de Euroclear o el Participante de Clearstream tuvieran una línea de crédito en su sistema de compensación pertinente y eligieran efectuar el débito antes de recibir los fondos de la venta en su cuenta, la valuación retroactiva cancelará los cargos por descubierto incurridos por ese período de un día. Si la liquidación no se lleva a cabo en la fecha valor pretendida (es decir, la operación fracasa), la recepción de los fondos en efectivo en la cuenta del Participante de Euroclear o del Participante de Clearstream sería, en ese caso, estimada a la fecha de liquidación efectiva.
Por último, los operadores del día que operan con Euroclear o Clearstream para comprar participaciones en una Obligación Negociable Global en DTC de los Participantes de DTC para su entrega a los Participantes de Euroclear o Participantes de Clearstream deben tener conocimiento de que estas operaciones fracasarán automáticamente para la parte vendedora a menos que tome una acción afirmativa. Para eliminar este problema potencial debe recurrirse a tres técnicas por lo menos:
- préstamos a través de Euroclear o Clearstream por un día (hasta que la posición compradora de la operación del día aparezca reflejada en sus cuentas en Euroclear o Clearstream) de acuerdo con los procedimientos de práctica del sistema de compensación;
- préstamo de intereses en la Obligación Negociable Global en DTC en los Estados Unidos de un Participante de DTC a más tardar un día antes de la liquidación, lo que daría suficiente tiempo para que las obligaciones negociables aparezcan reflejadas en su cuenta en Euroclear o Clearstream a efectos de liquidar la posición vendedora de la negociación; o
- escalonamiento de la fecha valor para la posición compradora y vendedora de manera que la fecha valor para la compra del Participante de DTC opere por lo menos un día antes que la fecha valor para la venta al Participante de Euroclear o al Participante de Clearstream.
Liquidación inicial y negociación en el mercado secundario en relación con Obligaciones Negociables Globales depositadas en el Depositario Común
La liquidación inicial en Euroclear y Clearstream y la negociación en el mercado secundario entre Participantes de Euroclear y/o Participantes de Clearstream se realizará utilizando los procedimientos aplicables a eurobonos convencionales.
Restricciones a la transferencia
No hemos registrado y no registraremos las obligaciones negociables en virtud de la Ley de Títulos Valores Estadounidense u otras leyes de títulos valores estadounidenses aplicables, por lo que no podrán ser ofrecidas ni vendidas salvo en virtud de la aprobación de una solicitud de autorización de oferta o en operaciones exentas o no sujetas al requisito de registro de la Ley de Títulos Valores Estadounidense. En consecuencia, las obligaciones negociables se ofrecen y venden solamente:
- en los Estados Unidos a compradores institucionales calificados (según se define en la Norma 144A) en base a la Norma 144A de la Ley de Títulos Valores Estadounidense; y
- fuera de los Estados Unidos, a ciertas personas, que no sean personas estadounidenses, en operaciones offshore que cumplan los requisitos de la Norma 903 de la Regulación S de la Ley de Títulos Valores Estadounidense.
Declaraciones del comprador y restricciones de venta
Se considerará que cada comprador de obligaciones negociables (que no sea un colocador en relación con la emisión y venta inicial de obligaciones negociables) y cada titular de cualquier participación beneficiaria en dichas obligaciones negociables, mediante su aceptación o compra, ha declarado y convenido lo siguiente:
(1) Compra las obligaciones negociables en nombre propio o en nombre de terceros respecto de los que ejerce facultades discrecionales exclusivas en materia de inversión y que tanto el comprador como la persona para la que actúa es (a) un comprador institucional calificado y tiene conocimiento de que la venta se realiza en el marco de la Norma 144A, o (b) una persona no estadounidense que cumpla con la Regulación S de la Ley de Títulos Valores Estadounidense.
(2) Reconoce que las obligaciones negociables no han sido registradas según la Ley de Títulos Valores Estadounidense ni ante ninguna autoridad regulatoria de títulos valores de ninguna jurisdicción y no pueden ser ofrecidas ni vendidas en los Estados Unidos ni a personas estadounidenses, ni para la cuenta o en beneficio de personas estadounidenses, salvo lo que se expresa más adelante.
(3) Entiende y acuerda que las obligaciones negociables inicialmente ofrecidas en los Estados Unidos a compradores institucionales calificados estarán representadas por una o más obligaciones negociables globales y que las obligaciones negociables ofrecidas fuera de los Estados Unidos en base a la Regulación S también estarán representadas por una o más obligaciones negociables globales.
(4) No venderá ni de otra forma transferirá ninguna de dichas obligaciones negociables, salvo (a) a favor nuestro o de un colocador, o por intermedio o a través de un colocador o en una operación aprobada por un colocador, (b) dentro de los Estados Unidos a un comprador institucional calificado en una operación que cumpla los requisitos de la Norma 144A de la Ley de Títulos Valores Estadounidense, (c) en cumplimiento de la Norma 903 o 904 de la Ley de Títulos Valores Estadounidense, (d) en virtud de la exención del requisito de registro establecido por la Norma 144A conforme a la Ley de Títulos Valores Estadounidense (si estuviera disponible) o (e) en virtud de la aprobación de una solicitud de autorización de oferta según la Ley de Títulos Valores Estadounidense.
(5) Acuerda que dará a cada persona a la cual transfiera las obligaciones negociables aviso de las restricciones sobre transferencias de dichas obligaciones negociables.
(6) Reconoce que con anterioridad a cualquier transferencia propuesta de obligaciones negociables (que no sea en virtud de la aprobación de una solicitud de autorización de oferta o respecto de obligaciones negociables vendidas o transferidas en virtud de la Regulación S y admitidas al régimen de negociación del mercado Euro MTF de la Bolsa de Valores de Luxemburgo), podrá requerirse que el tenedor de dichas obligaciones negociables presente certificaciones con respecto a la forma de dicha transferencia según se estable ezca en el Contrato de Fideicomiso, si lo hubiere, o en el correspondiente suplemento de precio.
(7) Reconoce que el Fiduciario de las obligaciones negociables, si lo hubiera, no estará obligado a aceptar para su registro la transferencia de las obligaciones negociables que adquirió (salvo las obligaciones negociables vendidas o transferidas en virtud de la Regulación S y admitidas al régimen de negociación del mercado Euro MTF de la Bolsa de Valores de Luxemburgo), salvo contra presentación de prueba satisfactoria que se nos haga dicho Fiduciario indicando que se han cumplido las restricciones establecidas en el presente.
(8) Reconoce que nosotros, los colocadores y otras personas se basarán en la veracidad y exactitud de las manifestaciones, declaraciones y acuerdos precedentes, y acuerda que si alguna de las manifestaciones, declaraciones y acuerdos que se consideran otorgados mediante su adquisición de las obligaciones negociables dejara de ser exacta, notificará inmediatamente a nosotros y a los colocadores. Si adquiere las obligaciones negociables en carácter de fiduciario o agente de una o más cuentas de inversión, declara que tiene facultades discrecionales exclusivas en materia de inversión respecto de cada una de dichas cuentas y tiene plenas facultades para otorgar las manifestaciones, declaraciones y acuerdos precedentes en representación de cada cuenta.
La siguiente es la leyenda sobre restricción de circulación que aparecerá en el anverso de las obligaciones negociables globales de la Norma 144A, y que será utilizada para notificar a los cesionarios las restricciones sobre transferencias descriptas precedentemente.
“Esta obligación negociable no ha sido registrada en virtud de la Ley de Títulos Valores de 1933 de los Estados Unidos y modificatorias (la “Ley de Títulos Valores Estadounidense”), ni de otras leyes de títulos valores. Mediante la adquisición de esta obligación negociable, su tenedor acuerda en beneficio de YPF Sociedad Anónima (la “Compañía”) que la presente obligación negociable o cualquier derecho o participación en ella podrán ser ofrecidos, vendidos, prendados o de otra forma transferidos solamente (i) a nosotros o a los colocadores designados por nosotros con respecto a una serie en particular de obligaciones negociables (cada uno, un “colocador” y, en conjunto, los “colocadores”) o por intermedio de un colocador, o a través o en una operación aprobada por un colocador, (ii) mientras esta obligación negociable reúna los requisitos para su venta contemplados en la Norma 144A de la Ley de Títulos Valores Estadounidense (“Norma 144A”), a una persona que según razonable entender del vendedor es un comprador institucional calificado (según se define en la Norma 144A) de acuerdo con la Norma 144A, (iii) en una operación offshore de acuerdo con la Norma 903 o 904 de la Regulación S de la Ley de Títulos Valores Estadounidense, (iv) en virtud de una exención de los requisitos de registro de la Ley de Títulos Valores Estadounidense reconocidos por la Norma 144A conforme a la Ley de Títulos Valores Estadounidense (si estuviera disponible), o (v) en virtud de la aprobación de una solicitud de autorización de oferta conforme a la Ley de Títulos Valores Estadounidense, y en cada uno de dichos casos de conformidad con las leyes de títulos valores aplicables de cualquier estado de Estados Unidos u otra jurisdicción aplicable. Mediante su adquisición, el tenedor de la presente declara y conviene en beneficio nuestro que notificará a cualquier comprador de esta obligación negociable las restricciones de venta a las que se hace referencia precedentemente.
La leyenda precedente podrá ser eliminada si se cumplen las condiciones especificadas en el contrato de fideicomiso al que se hace referencia en la presente obligación negociable”.
La siguiente es la leyenda sobre restricción de circulación que aparecerá en el anverso de las obligaciones negociables globales de la Regulación S, y que será utilizada para notificar a los cesionarios las restricciones sobre transferencias descriptas precedentemente. Podrán obtenerse otras copias de este aviso del Fiduciario, si lo hubiera, o de quien se determine a tales efectos en el correspondiente suplemento de precio.
“Esta obligación negociable no ha sido registrada en virtud de la Ley de Títulos Valores de 1933 de los Estados Unidos, y modificatorias, (la “Ley de Títulos Valores Estadounidense”), ni de otras leyes de títulos valores. Mediante la adquisición de esta obligación negociable, su tenedor acuerda en nuestro beneficio que la presente o cualquier derecho o participación en ella no podrán ser ofrecidos, vendidos, prendados ni de otra forma transferidos si no se hubiera efectuado su registro, a menos que dicha operación estuviera exenta o no sujeta a este requisito.
La leyenda precedente podrá ser eliminada después de 40 días corridos contados desde, e incluyendo, (a) el día en que las obligaciones negociables sean ofrecidas a personas que no sean distribuidores (según se define en la Regulación S de la Ley de Títulos Valores Estadounidense) o (b) la fecha de emisión original de esta obligación negociable, la fecha que fuera posterior”.
Para una mayor descripción de los requisitos (incluida la presentación de certificados de transferencia) contenidos en el presente para llevar a cabo canjes o transferencias de participaciones en obligaciones negociables globales y obligaciones negociables cartulares, véase “De la Oferta y la Cotización — Descripción de las Obligaciones Negociables — Forma y Denominación”.
Plan de distribución
Podremos periódicamente ofrecer obligaciones negociables en el marco de este Programa directamente o a través de colocadores. Uno o varios colocadores podrán comprar obligaciones negociables en calidad de comitente nuestro periódicamente para su reventa a inversores y otros compradores a un precio de oferta fijo o a precios diferentes en relación con precios de mercado prevalecientes al momento de la venta según determine cualquier colocador. Si así lo acordamos con un colocador, el colocador también podrá emplear esfuerzos razonables en su representación para solicitar la presentación de ofertas de compra de las obligaciones negociables. Las comisiones con respecto a las obligaciones negociables que sean vendidas a través de un colocador como agente nuestro las convendremos con dicho colocador en el momento de la venta. Si uno o más colocadores participaran en la oferta y venta de obligaciones negociables, celebraremos un contrato de colocación o suscripción con dichos colocadores en el momento de acordar tal oferta y venta. Los términos y condiciones relacionados con la oferta de cualquier serie de obligaciones negociables en particular se detallarán en el respectivo suplemento de precio aplicable. La colocación y distribución de las obligaciones negociables a ser emitidas en el marco de este Programa será efectuada en la Argentina de acuerdo con las Normas de la CNV y la Resolución Conjunta.
Un colocador podrá vender las obligaciones negociables que adquirió como comitente a ciertos otros colocadores, con un descuento equivalente a todo o parte del descuento recibido en relación con dicha compra. El colocador podrá conceder, y, a su vez, dichos otros colocadores podrán conceder, un descuento a ciertos colocadores adicionales. Luego de la oferta inicial de obligaciones negociables, el precio de oferta (en el caso de obligaciones negociables que serán nuevamente vendidas a un precio de oferta fijo), el descuento y la reasignación podrán modificarse.
Antes de la oferta inicial de obligaciones negociables en el marco de este Programa, no había un mercado de negociación establecido para estas obligaciones negociables. Si bien podremos solicitar que las obligaciones negociables de una serie en particular sean admitidas para su negociación en el mercado Euro MTF, el mercado alternativo de la Bolsa de Valores de Luxemburgo, y su ingreso al régimen de cotización de la BCBA y el MAE o cualquier otro mercado de valores, otras series de nuestras obligaciones negociables podrán no cotizar en ninguna bolsa de valores. Periódicamente, los colocadores podrán formar un mercado respecto de estas obligaciones negociables, aunque no están obligados a hacerlo y podrán interrumpir las actividades de formación de mercado en cualquier momento. Asimismo, esta actividad de formación de mercado estará sujeta a las restricciones impuestas el Decreto Nº 677/2001 de Transparencia de la Oferta Pública, las Normas de la CNV y, de corresponder, por la Ley de Títulos Valores Estadounidense y la Ley del Mercado de Valores Estadounidense, y podrá resultar limitada durante cualquier oferta de canje y la tramitación de cualquier solicitud anticipada de autorización de oferta en relación con los derechos de registro que podremos ofrecer a tenedores de una serie en particular de obligaciones negociables. En consecuencia, no podemos garantizar la liquidez de las obligaciones negociables o el desarrollo o continuidad de un mercado de negociación para las obligaciones negociables.
En relación con una oferta de obligaciones negociables adquiridas por uno o más colocadores como comitentes en base a un precio de oferta fijo, dichos colocadores podrán participar de operaciones de estabilización u otras similares para estabilizar el precio de las obligaciones negociables de acuerdo con la ley aplicable. Estas operaciones pueden incluir ofertas o compras con el objeto de estabilizar, fijar o mantener el precio de las obligaciones negociables. Si el o los colocadores crean, según el caso, una posición en descubierto en las obligaciones negociables (es decir, si el o los colocadores venden obligaciones negociables por un valor nominal total mayor que el establecido en el suplemento de precio aplicable), dichos colocadores podrán reducir dicha posición en descubierto mediante la compra de obligaciones negociables en el mercado abierto. En general, la compra de obligaciones negociables con fines de estabilización o para reducir una posición en descubierto podría provocar el aumento del precio de las obligaciones negociables por sobre el que se fijaría en ausencia de tales compras. Todas estas actividades de estabilización podrán llevarse a cabo de acuerdo con el Artículo 29, Capítulo XXI, de las Normas de las CNV.
En relación con la emisión de obligaciones negociables en el marco de este Programa, según la Ley de Servicios y Mercados Financieros (Financial Services and Markets Act) de 2000 del Reino Unido (la “FSMA”), si fuera de aplicación por así determinarlo el suplemento de precio correspondiente, cualquier colocador especificado en el suplemento de precio aplicable como agente de estabilización (o cualquier colocador del agente de estabilización) podrá sobreasignar obligaciones negociables o efectuar operaciones tendientes a mantener el precio de mercado de las obligaciones negociables pertinentes por sobre el nivel que en otro caso podría prevalecer durante un período limitado. No obstante, podrá no existir esta obligación de parte del agente de estabilización (o de cualquier colocador del agente de estabilización). Cualquier acto de estabilización, de ser iniciado, podrá concluirse en cualquier momento, y después de un período limitado deberá darse por finalizado. Los actos de estabilización deben cumplir todas las leyes, reglamentaciones y normas aplicables.
No formulamos, ni ninguno de los colocadores formula, declaración o predicción alguna en cuanto a la dirección o alcance que puedan tener las operaciones descriptas precedentemente respecto del precio de las obligaciones negociables. Asimismo, no formulamos, ni los colocadores formulan, declaración alguna acerca de si los colocadores participarán de tales operaciones o si éstas, una vez iniciadas, no serán interrumpidas sin aviso.
El o los colocadores podrán tener una serie de obligaciones negociables a disposición para su distribución en internet a través de un sitio propio y/o un sistema de terceros operado por MarketAxess Corporation, un proveedor de tecnología de comunicaciones para servicios de internet. MarketAxess Corporation provee el sistema como un medio de comunicación entre los colocadores y sus clientes y no es parte de ninguna operación. MarketAxess Corporation, un operador, recibirá una remuneración de los colocadores en base a las operaciones que se realizan a través del sistema. Los colocadores pondrán dichas obligaciones negociables a disposición de sus clientes a través de distribuciones en internet, sea a través de un sistema propio o de terceros, en los mismos términos y condiciones que las distribuciones realizadas por otros canales.
Entregaremos las obligaciones negociables contra su pago en la fecha de cierre especificada en el suplemento de precio o aproximadamente en dicha fecha. Si se especificara en el suplemento de precio aplicable, dicha fecha con respecto a una serie en particular de obligaciones negociables podría operar después de los tres días hábiles siguientes a la fecha de determinación del precio de dichas obligaciones negociables. Según la Norma 15c6-1 de la SEC conforme a la Ley del Mercado de Valores Estadounidense, las operaciones en el mercado secundario en general deben ser liquidadas en tres días hábiles, a menos que las partes de la operación expresamente acuerden lo contrario. Por lo tanto, los compradores que tengan intención de negociar dichas obligaciones negociables en la fecha de determinación del precio o en los días hábiles siguientes podrán verse obligados, en virtud del hecho de que la liquidación de dichas obligaciones negociables inicialmente se hará después de los tres días hábiles siguientes a dicha determinación del precio, a indicar un ciclo de liquidación alternativo en el momento de realizar tal operación para evitar que la liquidación fracase. Se recomienda a los compradores de dichas obligaciones negociables que se propongan negociar obligaciones negociables en la fecha de fijación del precio o el día hábil posterior que consulten con sus propios asesores.
Podremos acordar indemnizar a los colocadores por ciertas responsabilidades (incluidas, entre otras, las previstas según la Ley de Títulos Valores Estadounidense) o contribuir con pagos que los colocadores pudieran estar obligados a realizar a causa de cualquiera de tales responsabilidades. También podremos acordar reembolsar a los colocadores algunos otros gastos.
Es posible que algunos de los colocadores nos hayan prestado directa o indirectamente servicios de asesoramiento financiero y/o de banca comercial o de inversión, por los cuales han recibido honorarios y comisiones de práctica, pudiendo prestarnos estos servicios tanto a nosotros como a nuestras sociedades vinculadas en el futuro.
Estados Unidos
Las Obligaciones Negociables no han sido registradas en virtud de la Ley de Títulos Valores Estadounidense y no podrán ser ofrecidas o vendidas en los Estados Unidos o a personas estadounidenses, o por cuenta o en beneficio de éstas (según se define en la Regulación S), salvo en ciertas operaciones exentas de los requisitos de registro de la Ley de Títulos Valores Estadounidense, o que no se encuentren sujetas a los requisitos de registro de la Ley de Títulos Valores Estadounidense.
La oferta y venta de obligaciones negociables por uno o más colocadores se realizará únicamente (a) a entidades que, según el razonable entender de dichos colocadores, sean compradores institucionales calificados en base a la Norma 144A de la Ley de Títulos Valores Estadounidense, y (b) a ciertas personas en operaciones offshore en base a la Regulación S de la Ley de Títulos Valores Estadounidense y de conformidad con la ley aplicable. Toda oferta o venta de obligaciones negociables en base a la Norma 144A será realizada por operadores bursátiles que estén registrados como tales en virtud de la Ley del Mercado de Valores Estadounidense.
Con respecto a obligaciones negociables ofrecidas a personas no estadounidenses en operaciones offshore en base a la Regulación S, cada colocador reconocerá y acordará que, salvo según lo permitido por el contrato de compra o colocación, no ofrecerá, venderá ni entregará obligaciones negociables (i) como parte de su distribución en cualquier momento ni (ii) de otra forma, hasta transcurridos 40 días de completarse la distribución (según certifique el colocador pertinente al Fiduciario, si lo hubiera) de la serie identificable de la que dichas obligaciones negociables sean parte, dentro de los Estados Unidos, o a personas estadounidenses, o por cuenta o en beneficio de dichas personas estadounidenses.
Asimismo, hasta el vencimiento del período de 40 días referido anteriormente, una oferta o venta de obligaciones negociables dentro de los Estados Unidos efectuada por un colocador que no participe en la oferta, podría violar los requisitos de registro de la Ley de Títulos Valores Estadounidense.
Los términos utilizados en los cuatro párrafos anteriores tienen el significado que se les otorga en la Regulación S y la Norma 144A de la Ley de Títulos Valores Estadounidense.
Comunidad Económica Europea
En relación con cada Estado Miembro de la Comunidad Económica Europea que hubiera implementado la Directiva sobre Prospectos (cada uno de ellos, un “Estado Miembro Pertinente”), cada colocador declarará y convendrá que, con vigencia a partir de la fecha en que se implemente la Directiva sobre Prospectos en el Estado Miembro Pertinente (la “Fecha de Implementación Respectiva”), inclusive, no ha realizado ni realizará una oferta pública de las obligaciones negociables en dicho Estado Miembro Pertinente antes de la publicación de un prospecto en relación con las obligaciones negociables que hayan sido aprobadas por la autoridad competente en ese Estado Miembro Pertinente, o cuando corresponda, hayan sido aprobadas en cualquier otro Estado Miembro Pertinente y el hecho se haya notificado a la autoridad competente de dicho Estado Miembro Pertinente, todo ello de acuerdo con la Directiva sobre Prospectos, con la excepción de que, con vigencia a partir de la Fecha de Implementación Respectiva, inclusive, podrá realizarse una oferta pública de obligaciones negociables en tal Estado Miembro Pertinente en cualquier momento:
- a personas jurídicas que estuvieran autorizadas o sujetas a regulación para operar en los mercados financieros o, de no contar con tal autorización o regulación, cuyo único objeto social sea invertir en títulos valores; o
- a cualquier persona jurídica que cumpla por lo menos dos de los siguientes requisitos (1) un promedio de por lo menos 250 empleados durante el último ejercicio económico; (2) un balance total mínimo de euros 43.000.000 y (3) un volumen de ingresos neto anual mínimo de euros 50.000.000, según figure en sus últimos estados contables anuales o consolidados; o
- en otras circunstancias que no requieran la publicación de un prospecto por parte de la emisora según el Artículo 3 de la Directiva sobre Prospectos.
A los efectos de la presente disposición, la expresión “oferta pública” de cualquiera de las obligaciones negociables en cualquier Estado Miembro Pertinente significa la comunicación, en cualquier forma y por cualquier medio, de información suficiente sobre los términos y condiciones de la oferta y las obligaciones negociables a ser ofrecidas que le permita a un inversor decidir su comprar o suscripción, según pudiera ser modificada en ese Estado Miembro Pertinente por cualquier medida que implemente la Directiva sobre Prospectos en dicho Estado Miembro Pertinente, y la expresión “Directiva sobre Prospectos” significa la Directiva 2003/71/CE e incluye cualquier medida que la implemente en cada Estado Miembro Pertinente.
Reino Unido
Cada colocador declarará, garantizará y acordará lo siguiente:
(a) únicamente ha comunicado o dispuesto se comunique y únicamente comunicará o dispondrá que se comunique una invitación o una recomendación para participar en actividades de inversión (según el significado del Artículo 21 de la Ley de Servicios y Mercados Financieros de 2000 - la “FSMA” -) que hubiera recibido en relación con la emisión o venta de las obligaciones negociables en circunstancias en las que no nos sea de aplicación el Artículo 21(1) de la FSMA; y
(b) ha cumplido y cumplirá con todas las disposiciones aplicables de la FSMA respecto de cualquier acto que hubiera realizado en relación con las obligaciones negociables en el Reino Unido desde ese país o que lo involucre.
Argentina
Esfuerzos de colocación
Salvo especificación en contrario incluida en el suplemento de precio correspondiente, las obligaciones negociables se colocarán mediante una oferta pública de acuerdo con la ley argentina. En Argentina, la oferta pública de títulos valores está regulada por la Ley Nº 17.811 de Oferta Pública, el Decreto Nº 677/2001 relativo al Régimen de Transparencia de la Oferta Pública y las normas de la CNV (incluyendo, a título enunciativo, la Resolución Conjunta) según sus respectivas modificaciones. Las obligaciones negociables han sido autorizadas para su oferta pública únicamente en Argentina mediante Resolución Nº 15.896 del Directorio de la CNV, de fecha 5 de junio de 2008. En consecuencia e independientemente de lo anterior o cualquier término en contrario incluido en el suplemento de precio correspondiente o en este prospecto, fuera de Argentina, las obligaciones negociables serán ofrecidas únicamente de acuerdo con las leyes de las jurisdicciones aplicables conforme a exenciones de los requisitos de registro u oferta pública.
A los fines de la colocación de obligaciones negociables mediante una oferta pública de acuerdo con la ley argentina, salvo especificación en contrario del suplemento de precio aplicable, directamente o a través de colocadores, en Argentina o en el exterior, llevaremos a cabo cualquiera de los siguientes esfuerzos de colocación o cualquier combinación de los siguientes esfuerzos de colocación de acuerdo con las leyes de las jurisdicciones aplicables: (i) distribución (en documentos impresos o electrónicamente) del suplemento de precio preliminar y definitivo relativo a las obligaciones negociables y un prospecto en español sustancialmente similar al prospecto en inglés; (ii) publicación de avisos en diarios de circulación general o medios especializados en Argentina; (iii) un road show internacional y argentino en el que se invitará a los potenciales inversores a participar; (iv) conferencias telefónicas grupales e individuales y reuniones con potenciales inversores tanto en Argentina como en el exterior; o (v) otros esfuerzos de colocación que nosotros y los colocadores podamos considerar convenientes para colocar las obligaciones negociables.
Las obligaciones negociables podrán ser ofrecidas directamente al público en Argentina por nosotros o a través de cualquier entidad autorizada por las leyes y regulaciones del país para ofrecer o vender títulos valores al público en Argentina.
Proceso de recepción de ofertas y proceso de adjudicación
Salvo que se especificara otra forma en el suplemento de precio aplicable, las obligaciones negociables serán colocadas y el precio de emisión y tasa de interés serán determinados a través del proceso de recepción de ofertas o “book building” conforme con las normas de la CNV (incluyendo la Resolución Conjunta) y los lineamientos que se detallan a continuación. Una vez publicadas en el Boletín Diario de la BCBA las versiones definitivas de este prospecto y del suplemento de precio correspondiente (o sus versiones resumidas), se iniciará un período de suscripción de por lo menos cuatro “días hábiles bursátiles” en Argentina que comenzará en la fecha indicada en un aviso de suscripción publicado por un día en el Boletín Diario de la BCBA. En caso de que el monto total de las obligaciones negociables de una serie sea íntegramente suscripto antes del vencimiento de dicho período, nosotros y los colocadores podremos cerrar el período de suscripción en forma anticipada, teniendo en cuenta que en ningún caso dicho período podrá ser inferior a dos días hábiles bursátiles en Argentina. Todas las órdenes de compra que presenten los potenciales inversores serán vinculantes e irrevocables (con la excepción de ciertos potenciales inversores argentinos que por cuestiones regulatorias se encontraran impedidos de presentar órdenes de compra vinculantes). En cada orden de compra se deberá especificar el monto máximo de valor nominal de obligaciones negociables y el precio de emisión y tasa de interés mínimo aceptables (la “indicación del precio”) requerido por cada inversor. Las órdenes de compra recibidas serán cargadas en un sistema computarizado de registro (que pueden ser planillas de Excel o similares) a ser mantenido en Argentina y fuera del país por las entidades designadas en el suplemento de precio aplicable, en el cual se registrará cada orden de compra, incluyendo fecha y hora de recepción, cantidad de obligaciones negociables requerida y la indicación del precio. El precio de emisión y tasa de interés de las obligaciones negociables así como el monto total de obligaciones negociables a ser emitidas (las “condiciones de precio definitivas”) serán determinadas por nosotros con el asesoramiento de los colocadores, sobre la base de las indicaciones de precio recibidas de los potenciales inversores, las tasas de interés prevalecientes en Argentina y los mercados de capitales internacionales para títulos valores de términos y riesgos similares, la probable evolución del mercado que se desarrolle para las obligaciones negociables con posterioridad a la fecha de emisión y el total de las órdenes de compra recibidas, entre otros criterios que nosotros y el colocador consideremos conveniente. Las condiciones de precio definitivas serán informadas mediante un aviso publicado por un día en el Boletín Diario de la BCBA con anterioridad a la emisión de las obligaciones negociables en cuestión. Las órdenes de compra con indicaciones de precio inferior o igual a las condiciones de precio definitivas constituirán compromisos en firme sin necesidad de ratificación de los inversores. El criterio para distribuir las obligaciones negociables entre los inversores que hayan presentado órdenes de compra con indicaciones de precio inferior o igual a las condiciones de precio definitivas estará basado principalmente en el interés de dichos inversores en el entendimiento de nuestro perfil crediticio y nuestra intención de mantener una posición de largo plazo en las obligaciones negociables. El objetivo perseguido con este criterio es que el precio del mercado secundario de las obligaciones negociables se beneficie de una base inversionista estable, interesada en mantener posiciones de largo plazo, permitiendo así la creación de una referencia para nuestra deuda y facilitando su futuro acceso a mercados de capitales argentinos e internacionales. El criterio a ser aplicado para adjudicar las obligaciones negociables entre inversores con similares características se basará en el volumen de la orden de compra presentada por el inversor en cuestión, su indicación de precio, el momento de la presentación de su indicación de precio, su interés en nuestro perfil crediticio durante la oferta y sus antecedentes de respaldar operaciones de emisoras comparables entre otros criterios, según lo que nosotros y los colocadores consideremos convenientes.
A nuestro exclusivo criterio y sin necesidad de invocar motivo alguno, podremos retirar, declarar desierta, suspender, prorrogar o modificar la oferta de las obligaciones negociables, comunicando por escrito dicha decisión a los colocadores, a la CNV, la BCBA y al MAE, publicando por un día un aviso en el Boletín Diario de la BCBA. La decisión de retirar, declarar desierta, suspender, prorrogar o modificar cualquier oferta no nos generará, a nosotros o a los colocadores, responsabilidad u obligación de ningún tipo ni otorgará a los potenciales inversores que presentaron ofertas de compra derecho a reclamo o indemnización alguna.
Podremos, junto con los colocadores y a nuestro exclusivo criterio, rechazar total o parcialmente cualquier orden de compra cuando dicha orden (i) no cumpla con la totalidad de los requisitos establecidos por nosotros y los colocadores, o (ii) no incluya o adjunte la totalidad de la información o documentación que nosotros o los colocadores hayamos solicitado, o requerida por las normas vigentes sobre lavado de dinero u otras regulaciones, o de otro modo no cumpliera con ellas, en cada caso a satisfacción nuestra y de los colocadores. Las órdenes de compra rechazadas quedarán automáticamente sin efecto. La decisión de rechazar cualquier orden de compra (i) no requerirá que se brinde al potencial inversor que la presentó la oportunidad de subsanar los defectos ni que se informe al potencial inversor el rechazo de la orden de compra; y (ii) no generará responsabilidad u obligación de ningún tipo para nosotros o los colocadores ni otorgará a los potenciales inversores que presentaron la orden de compra rechazada derecho a reclamo o indemnización.
INFORMACIÓN ADICIONAL
Tipos de cambio y controles cambiarios
Tipos de cambio
A partir del 1 de abril de 1991 y hasta fines del año 2001, la Ley de Convertibilidad de 1991 estableció un tipo de cambio fijo bajo el cual el Banco Central estaba obligado a vender dólares estadounidenses a un peso por dólar estadounidense. El 6 de enero de 2002, el Congreso Nacional promulgó la Ley de Emergencia Pública, mediante la cual se finalizó formalmente el régimen de la Ley de Convertibilidad y con los más de 10 años de paridad dólar estadounidense-peso. La Ley de Emergencia Pública, prorrogada hasta el 31 de diciembre de 2008, otorga al Poder Ejecutivo del gobierno argentino la facultad de establecer el tipo de cambio entre el peso y las demás divisas y de emitir regulaciones relacionadas con el mercado cambiario. Luego de un corto período durante el cual el gobierno argentino estableció un sistema provisorio de tipo de cambio dual conforme a la Ley de Emergencia Pública, desde febrero de 2002 se ha permitido que el peso fluctúe libremente frente a otras monedas extranjeras, aunque el gobierno tiene la facultad de intervenir comprando y vendiendo divisas extranjeras por su propia cuenta, una práctica que realiza regularmente.
En el siguiente cuadro se establecen los tipos de cambio del dólar estadounidense anuales más altos, más bajos, promedio y al cierre de cada período, respecto a los períodos indicados; los mismos se encuentran expresados en pesos nominales por dólar estadounidense, sobre la base de los tipos de cambio fijados por el Banco Central.El Banco de la Reserva Federal de Nueva York (Federal Reserve Bank of New York) no informa un tipo de cambio comprador oficial para el peso argentino.
| Bajo | Alto | Promedio | Cierre del período | |
|---|---|---|---|---|
| (pesos por US$) | ||||
| Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de | ||||
| 2003 | 2,76 | 3,35 | 2,94(1) | 2,93 |
| 2004 | 2,80 | 3,06 | 2,94(1) | 2,98 |
| 2005 | 2,86 | 3,04 | 2,90(1) | 3,03 |
| 2006 | 3,03 | 3,10 | 3,07(1) | 3,06 |
| 2007 | 3,05 | 3,18 | 3,12(1) | 3,15 |
| Mes | ||||
| Diciembre 2007 | 3,13 | 3,15 | 3,14 | 3,15 |
| Enero 2008 | 3,13 | 3,16 | 3,14 | 3,16 |
| Febrero 2008 | 3,15 | 3,17 | 3,16 | 3,16 |
| Marzo 2008 | 3,14 | 3,17 | 3,16 | 3,17 |
| Abril 2008 | 3,15 | 3,18 | 3,17 | 3,16 |
| Mayo 2008 | 3,10 | 3,18 | 3,15 | 3,10 |
| Junio 2008 | 3,01 | 3,09 | 3,04 | 3,03 |
| Julio 2008 | 3.01 | 3.03 | 3.02 | 3.03 |
| Agosto 2008 | 3.02 | 3.05 | 3.03 | 3.03 |
| Septiembre 2008 (2) | 3.03 | 3.05 | 3.04 | 3.04 |
Fuente: Banco Central
(1) Representa el promedio de los tipos de cambio al último día de cada mes durante el período.
(2) Hasta el 8 de septiembre de 2008.
No se declara que los montos en pesos han sido o pudieran haber sido convertidos, o que podrían convertirse a montos en dólares estadounidenses a los tipos de cambio antes mencionados en ninguna de las fechas indicadas.
Controles de cambio. Restricciones a las transferencias de divisas.
A partir de diciembre de 2001, las autoridades argentinas implementaron una serie de medidas monetarias y de controles cambiarios que incluyeron limitaciones sobre el retiro de fondos depositados en bancos y la imposición de restricciones o prohibiciones para realizar ciertas transferencias al exterior. Aun cuando se ha eliminado o se ha atenuado la mayoría de las restricciones iniciales relacionadas con los pagos a acreedores extranjeros, no se puede garantizar que no serán reinstauradas y, de suceder, si serán más o menos permisivas que en el pasado.
Se enumeran a continuación las principales disposiciones vigentes actualmente en materia de restricciones cambiarias, financiación internacional y restricciones sobre transferencias de divisas al exterior en relación con las obligaciones negociables.
Existen dos grupos generales separados de regulaciones aplicables a obligaciones financieras con acreedores del exterior, uno de los cuales se aplica a obligaciones financieras en general, incluyendo las emisiones de títulos de deuda y otro que se aplica a préstamos destinados a financiar la producción y venta de mercaderías a compradores extranjeros que en general se describen como financiaciones de comercio exterior bajo préstamos financieros anteriores a la exportación (prefinanciación de exportaciones) y anticipos de ventas de las exportaciones. Estando éstas últimas sujetas a un conjunto de condiciones en particular y, en la medida que dichos préstamos califiquen como prefinanciaciones de exportaciones, se benefician de ciertas exenciones a las restricciones generales tales como vencimientos más cortos permitidos y la posibilidad de destinar los fondos provenientes de las exportaciones obtenidos en el exterior a su pago directo o la constitución de fondos de amortización a tal fin sin ingresar los fondos al país. Este capítulo describe en particular el régimen aplicable a préstamos financieros que no constituyen financiaciones de comercio exterior.
Deuda financiera
Repatriación de fondos. De conformidad con lo dispuesto por las Comunicaciones “A” 3712, 3820 y 4643 del Banco Central los fondos desembolsados en moneda extranjera bajo endeudamiento financiero con acreedores extranjeros, incluyendo los fondos provenientes de la emisión de títulos de deuda, deben ser ingresados al país y liquidados en el Mercado Único y Libre de Cambios (“MULC”) dentro de los 365 días desde la fecha del desembolso.
Vencimientos mínimos. La deuda financiera con acreedores del exterior de residentes en el país del sector privado, realizadas a partir del 10 de junio de 2005 inclusive, deben pactarse y mantenerse por un período mínimo de 365 días corridos (contados desde la fecha de ingreso y liquidación de los fondos), no pudiendo ser cancelados con anterioridad al vencimiento de ese período, cualquiera sea la forma de cancelación de la obligación con el exterior e independientemente de si dicho pago se efectúa o no a través del acceso al MULC. Las renovaciones de deudas financieras pactadas después del 10 de junio de 2005 también se encuentran sujetas a este requisito. Se encuentran exceptuadas de este requisito las financiaciones de comercio exterior y las ofertas primarias de títulos de deuda autorizados para su oferta pública en Argentina por la CNV y su cotización en bolsas de valores o mercados autorregulados.
Requisitos generales aplicables al pago de deudas financieras. Con anterioridad a dar curso a las transferencias de fondos respecto de pagos de servicios de capital o intereses de deudas de todo carácter con el exterior, las entidades financieras a través de las que se realizan las transferencias deben comprobar que el deudor haya cumplido con las regulaciones de presentación de información establecidas en la Comunicación “A” 3602 y los demás requisitos establecidos en el punto 4 de la Comunicación “A” 4177 del Banco Central. Las normas cambiarias obligan a las entidades financieras locales, a través de las cuales se cursen los pagos, a controlar la autenticidad de las operaciones y a verificar la razonabilidad de las tasas de interés pactadas. Asimismo, en todos los casos de pagos anticipados de capital, el pago debe efectuarse al acreedor o al agente de pago de la obligación para su pago inmediato al acreedor, dejando de devengar intereses la obligación por la porción precancelada, desde la fecha de efectivo pago al acreedor.
Otras disposiciones cambiarias
Control de inversiones extranjeras de corto plazo – depósito obligatorio. El 9 de junio de 2005, el Gobierno Nacional promulgó el Decreto Nº 616/05 estableciendo que en general todo ingreso de divisas extranjeras al mercado local que no califique como financiaciones de comercio exterior, inversiones extranjeras directas u ofertas primarias de títulos de deuda autorizados para su oferta pública por la CNV en Argentina y que coticen en una bolsa de valores o mercado autorregulado están sujetas a un depósito obligatorio no remunerativo de 365 días efectuado en una entidad financiera local. Dicho depósito debe efectuarse en dólares estadounidenses por el 30% de los montos ingresados y no devenga intereses ni beneficios de otro tipo, ni puede transferirse a terceros o ser utilizado como garantía para cualquier otra operación. Posteriormente, las comunicaciones del Banco Central regularon este requisito y también dispusieron ciertas excepciones, incluyendo préstamos utilizados para los fines de refinanciar préstamos con acreedores extranjeros o financiar inversiones de largo plazo por parte de residentes argentinos en el exterior y préstamos financieros con un plazo mínimo promedio de dos años utilizados para la compra neta de activos no financieros incluyendo inversiones en “investigación, prospección y exploración” efectuada por el deudor.
El Articulo 6 del Decreto N° 616/2005 dispone que el Banco Central queda facultado para reglamentar y fiscalizar el cumplimiento del régimen aquí descripto, así como para establecer y aplicar las sanciones que correspondan.
Pago de servicios prestados por no residentes. De acuerdo a lo establecido por la Comunicación “A” 3473, tal como fuera modificada por la comunicación “A” 3826 del Banco Central, no existe ningún tipo de restricción para el pago al exterior de servicios prestados por no residentes, cualquiera sea el concepto (fletes, seguros, regalías, asesoramiento técnico, honorarios, etc.).
Pago de utilidades y dividendos. Se permite el libre acceso al MULC para girar pagos de utilidades y dividendos, siempre que correspondan a balances cerrados y auditados.
Otras transferencias al exterior de residentes. Los residentes del país pueden acceder al MULC para realizar compras de cambio por determinados conceptos, sin necesidad de contar con la autorización previa del Banco Central, sujeto a un monto mensual total de (i) US$ 2.000.000 por persona o (ii) del monto que resulta en pesos de la suma de los pagos de derechos de exportación más tres veces el monto pagado por impuesto sobre los créditos y débitos en cuenta corriente bancaria pagados por el contribuyente a la AFIP en el mes calendario previo al inmediato anterior a la realización de la operación de cambios. Los conceptos comprendidos dentro del mencionado límite son, entre otros: inversiones inmobiliarias en el exterior, préstamos otorgados a no residentes, aportes de inversiones directas en el exterior de residentes, inversiones de portafolio en el exterior de personas físicas, otras inversiones en el exterior de residentes, inversiones de portafolio en el exterior de personas jurídicas, compra para tenencias de billetes extranjeros en el país y compra de cheques de viajero. Conforme a la Comunicación “A” 4349 del Banco Central, no tendrán acceso al MULC para la transferencia de divisas por los conceptos antes indicados, aquellos residentes que registren deudas vencidas e impagas con el exterior por servicios de capital e intereses de deudas de todo tipo a la fecha de acceso al MULC.
Asimismo, el Banco Central ha emitido ciertas regulaciones autorizando el acceso al MULC para comprar moneda extranjera que supere los límites referidos siempre que los fondos sean destinados a ciertos fines en particular y se cumplan condiciones específicas (por ejemplo, la Comunicación “A” 4762 del Banco Central).
Ciertas restricciones cambiarias aplicables a las Obligaciones Negociables
Fondos provenientes de Obligaciones Negociables denominadas en moneda extranjera. Las obligaciones negociables deben suscribirse en moneda extranjera y los fondos provenientes de ellas deben ser ingresados al país y liquidados en el MULC. En tanto las obligaciones negociables estén autorizadas para su oferta pública en Argentina y coticen en una bolsa de valores o mercado autorregulado, dicho ingreso de fondos no estará sujeta al depósito obligatorio no remunerativo de conformidad con el Decreto N° 616/2005 y normas complementarias y el repago de los servicios de capital no se encuentra sujeto al plazo mínimo de repago de 365 días establecido por las normas aplicables.
Pago de servicios de intereses: se autoriza el acceso al MULC para el pago al exterior de servicios de interés. Podemos acceder al MULC a tal fin dentro de los 15 días anteriores a la fecha programada para el pago de intereses. De acuerdo con la Comunicación “A” 4643, el acceso al MULC se permite respecto del monto de intereses devengados desde: (i) la fecha de liquidación en el MULC de los fondos obtenidos por la colocación de las obligaciones negociables o (ii) la fecha de efectivo desembolso, siempre que los fondos sean depositados, dentro de las 48 horas de su desembolso, en cuentas de corresponsalía del exterior para su liquidación en el país.
Pago de servicios de capital: se autoriza el acceso al MULC para el pago al exterior de servicios de capital a su vencimiento. Podemos acceder al MULC a tales fines dentro de los 365 días anteriores a la fecha programada para el pago de capital.
Precancelaciones. En el caso de cancelación de capital que supere los 365 días de anticipación, se autoriza el acceso al MULC conforme lo siguiente: (i) Si el pago anticipado de capital no forma parte de un proceso de reestructuración de deuda, el monto en moneda extranjera por el cual se procederá a precancelar la deuda con el exterior debe ser no mayor al valor actual de la porción de la deuda a ser precancelada (calculado conforme la fórmula indicada por el Banco Central), o la precancelación se debe compensar en un 100% con el ingreso de nuevo financiamiento del exterior cuyo valor actual no supere al de la deuda que se precancela; y (ii) si el pago forma parte de un proceso de reestructuración de la deuda con el exterior, las nuevas condiciones del endeudamiento y el pago al contado a ser realizado, no deben implicar un aumento en el valor actual del endeudamiento (calculado conforme la fórmula indicada por el Banco Central).
Para un detalle de la totalidad de las restricciones cambiarias y de controles a ingreso de capitales vigentes al día de la fecha, se sugiere a los inversores consultar con sus asesores legales y leer las regulaciones del Banco Central, Decreto N° 616/2005, de la Resolución MEP N° 365/2005 y de la Ley Penal Cambiaria, con sus reglamentaciones, normas complementarias y reglamentarias, a cuyo efecto los interesados podrán consultar las mismas en el sitio web del Ministerio de Economía y Producción (http://www.mecon.gov.ar - http://www.infoleg.gov.ar) o del Banco Central (http://www.bcra.gov.ar).
Regulaciones sobre Lavado de Dinero
La Ley Nº 25.246 (modificada por la Ley Nº 26.087, la Ley 26.119 y Ley 26.268) clasifica el lavado de dinero como un delito bajo el Código Penal de la Nación y crea la Unidad de Información Financiera (“UIF”), una dependencia del Ministerio de Justicia y Derechos Humanos. El Código Penal de la Nación define el lavado de dinero como el canje, transferencia, administración, venta o cualquier otro uso de dinero u otros activos obtenidos a través de un delito, por una persona que no participó en dicho delito con el posible resultado de que dichos activos originales (o nuevos activos resultantes de dicho activo original) tengan la apariencia de haber sido obtenidos a través fuentes legítimas, siempre que el valor total de los activos supere el monto de Ps. 50.000 resultante de una o más operaciones relacionadas.
La Ley Nº 26.087 dispone que: (a) ni los secretos bancarios, bursátiles o profesionales, ni los compromisos legales o contractuales de confidencialidad constituirán dispensa del cumplimiento de la obligación de presentar información a la UIF, en relación con una investigación u operaciones sospechosas; (b) luego de llevar a cabo la investigación de una operación sospechosa, la UIF deberá comunicarlo al Ministerio Público a fines de establecer si corresponde ejercer la acción penal y presentar elementos y pruebas para hacerlo; y (c) los agentes o representantes de ciertos mandantes pueden estar exentos de responsabilidad penal.
El marco legal para el lavado de dinero también asigna funciones de información y control a ciertas entidades del sector privado, tales como bancos, operadores bursátiles, sociedades de bolsa y aseguradoras. De acuerdo con la Guía de Transacciones Inusuales o Sospechosas en la Órbita del Sistema Financiero y Cambiario, aprobada por Resolución Nº 2/2002 de la UIF, dichas entidades tienen la obligación de informar, en relación con inversiones, las siguientes operaciones: (a) inversiones en títulos valores por un valor desproporcionado, considerando la actividad del inversor; (b) depósitos o préstamos en jurisdicciones conocidas como paraísos fiscales; (c) requerimientos de servicios de administración de activos cuando el origen de los fondos sea incierto, no sea claro o no se corresponda con las actividades del inversor; (d) transferencias inusuales de grandes montos de títulos valores o participaciones; (e) uso frecuente e inusual de cuentas de inversión especiales; y (f) compra y venta frecuentes de títulos valores durante el mismo día por el mismo monto y volumen cuando parecen inusuales e inadecuadas considerando las actividades del inversor.
Carga tributaria
A continuación se incluye una síntesis general de ciertas consecuencias del impuesto a las ganancias argentino resultante de la titularidad beneficiaria de Obligaciones Negociables por parte de ciertas personas. Si bien se considera que esta descripción es una interpretación correcta de las leyes y reglamentaciones vigentes a la fecha de este Prospecto, no pueden darse garantías de que los tribunales o las autoridades fiscales responsables de la administración de dichas leyes estarán de acuerdo con esta interpretación o que no se introducirán cambios en estas leyes. El siguiente resumen de temas impositivos se basa en el asesoramiento de Pérez Alati, Grondona, Benites, Arntsen & Martínez de Hoz(h), nuestros asesores legales especiales.
Retenciones sobre los Pagos de Intereses. Salvo lo indicado más adelante con respecto a los contribuyentes argentinos sujetos a las normas de ajuste por inflación, los pagos a realizarse en concepto de intereses sobre las Obligaciones Negociables (que, a los efectos de este capítulo incluirán el descuento de emisión original) estarán exentos del impuesto a las ganancias siempre que las Obligaciones Negociables hubieran sido emitidas de conformidad con la Ley de Obligaciones Negociables y satisfagan los requisitos establecidos en el Artículo 36 de dicha ley y sus modificatorias respecto de la exención de impuestos. Conforme a este Artículo, los intereses que devenguen las Obligaciones Negociables estarán exentos si se cumplen las siguientes condiciones (las “Condiciones del Artículo 36”):
(a) las Obligaciones Negociables deberán ser colocadas a través de una oferta pública autorizada por la CNV;
(b) los fondos provenientes de la colocación deberemos utilizarlos para (i) capital de trabajo en la Argentina, (ii) inversiones en activos físicos ubicados en Argentina, (iii) para refinanciar deuda, y/o (iv) para efectuar aportes de capital en una sociedad controlada o sociedad vinculada, siempre que esta última utilice los fondos provenientes de dicho aporte a los fines especificados en este párrafo (b); y
(c) deberemos acreditar ante la CNV en el plazo y en la forma prescripta por las regulaciones que los fondos provenientes de la colocación han sido utilizados para uno o varios de los fines que se describen en el párrafo (b) anterior.
Cada serie de Obligaciones Negociables será emitida de conformidad con todas las Condiciones del Artículo 36 y la CNV ha autorizado la creación del Programa y la oferta pública de cada Serie de Obligaciones Negociables a ser emitida en el marco del Programa, conforme a la Resolución Nº15.896, de fecha 5 de junio de 2008. Dentro de los cinco días hábiles de la emisión de cada Serie de Obligaciones Negociables, presentaremos ante la CNV los documentos requeridos por el Capítulo VI de las Normas de la CNV. Una vez obtenida la aprobación de los documentos correspondientes por parte de la CNV, las Obligaciones Negociables calificarán para el tratamiento de exención impositiva previsto por el Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables.
Los pagos de intereses a los contribuyentes sujetos a las normas de ajuste por inflación en Argentina estarán sujetos a una retención del 35%, que será considerada como un pago a cuenta del Impuesto a las Ganancias a ser pagado por dicho tenedor.
Cumpliremos con la Resolución Conjunta, según se define al principio de la Parte I, de la CNV y la Administración Federal de Ingresos Públicos (AFIP) para cumplir con el requisito de “oferta pública” de las Condiciones del Artículo 36.
Si no cumpliéramos con las Condiciones del Artículo 36, el Artículo 38 de la Ley de Obligaciones Negociables dispone que seremos responsables del pago de todo impuesto que grave los intereses percibidos por los Tenedores. En ese caso, los Tenedores percibirán los intereses que establecen las Obligaciones Negociables como si no fuera exigible ninguna retención impositiva.
Impuestos a las Ganancias – Ganancias de Capital. Las personas físicas, residentes o no residentes en Argentina y las entidades extranjeras que no posean un establecimiento permanente en la Argentina no estarán sujetas al pago del impuesto a las ganancias de capital derivadas de la venta u otra disposición de las Obligaciones Negociables. Los contribuyentes argentinos sujetos a las normas de ajuste por inflación están sujetos al pago del impuesto (a una alícuota del 35% sobre la utilidad neta) a las ganancias de capital sobre la venta u otra disposición de las Obligaciones Negociables de acuerdo con lo estipulado por las regulaciones impositivas argentinas.
Impuesto al Valor Agregado. Las operaciones y servicios financieros relacionados con la emisión, suscripción, colocación, transferencia, cancelación, pago de intereses y amortización de una Obligación Negociable estarán exentas del Impuesto al Valor Agregado en tanto dichas Obligaciones Negociables cumplan con las Condiciones del Artículo 36 establecidas bajo el título “Información Adicional — Carga Tributaria – Retenciones sobre los Pagos de Intereses”. Adicionalmente, la venta o transferencia de Obligaciones Negociables estará exenta de este impuesto conforme al Artículo 7(b) de la ley del impuesto al valor agregado.
Impuesto sobre los Bienes Personales. Las personas físicas y sucesiones indivisas domiciliadas o radicadas en la Argentina o en el exterior que sean consideradas “tenedores directos” de las Obligaciones Negociables están sujetos al Impuesto sobre los Bienes Personales sobre el valor de mercado (o costo de adquisición más intereses devengados e impagos, en el caso de Obligaciones Negociables sin cotización) de sus tenencias de dichas Obligaciones Negociables al 31 de diciembre de cada año. Si la persona física tuviera domicilio en el país, la alícuota será del 0,5% al 1,25% sobre el total de los activos, dependiendo del monto de los activos, cuando esta suma total supere Ps. 305.000. Si la persona física y/o sucesión indivisa no tuviera domicilio en el país la alícuota será de 1,25% en todos los casos. No se requiere que las personas físicas y sucesiones indivisas extranjeras paguen el Impuesto sobre los Bienes Personales si el monto de dicho impuesto fuera igual o inferior a Ps. 255,75.-
Las sociedades y otras entidades organizadas o constituidas en Argentina y sucursales argentinas y representaciones permanentes en la Argentina de sociedades extranjeras y otras entidades extranjeras en general no estarán sujetas al Impuesto sobre los Bienes Personales respecto de sus tenencias de Obligaciones Negociables.
En general, se presumirá en forma concluyente que las Obligaciones Negociables que, al 31 de diciembre de cada año, estuvieran en poder de personas jurídicas y otras entidades que no estén constituidas en Argentina (con la excepción de sucursales argentinas y sus representaciones permanentes) son de titularidad indirecta de personas físicas o sucesiones indivisas radicadas o ubicadas en la Argentina y, consecuentemente, quedarán sujetas al impuesto sobre los bienes personales. No obstante, dicha persona jurídica u otra entidad extranjera no estará alcanzada por dicho impuesto si (i) si las Obligaciones Negociables en su poder estuvieran autorizadas por la CNV para su oferta pública en Argentina y se negociaran en uno o más mercados de títulos autorregulados argentinos o extranjeros; (ii) el capital social de dicha persona jurídica u otra entidad estuviera constituido por acciones nominativas; (iii) si la actividad principal de dicha persona jurídica u otra entidad no consistiera en la realización de inversiones fuera de su jurisdicción de constitución y en general no se encontrara limitada para la realización de actos comerciales y negocios en dicha jurisdicción de constitución; o (iv) dicha persona jurídica u otra entidad constituyera una sociedad exenta (como por ejemplo, compañías de seguros, fondos comunes de inversión o fondos de jubilación y pensión, o entidades bancarias o financieras constituidas o radicadas en países en los que el banco central pertinente haya adoptado los estándares establecidos por el Comité de Bancos de Basilea). En el caso de sociedades extranjeras y otras entidades extranjeras que se presumen pertenecientes a personas físicas domiciliadas o radicadas en la Argentina y sujetas al Impuesto sobre los Bienes Personales, como se describió más arriba, el impuesto se aplicará a una alícuota de 2,5% del costo de adquisición más intereses devengados e impagos y seremos responsables como obligado sustituto del pago de dicho impuesto. En el caso de que una persona jurídica extranjera u otra entidad que mantenga Obligaciones Negociables esté exenta del Impuesto sobre los Bienes Personales por algún otro motivo que no sea el hecho de la autorización de las Obligaciones Negociables por parte de la CNV para su oferta pública en Argentina y coticen en uno o más mercados de títulos argentinos o del exterior, seremos igualmente responsables del pago del impuesto en caso de que la exención de oferta pública no fuera aplicable, salvo cuando obtuviera efectivamente certificaciones en el plazo requerido en cuanto a la condición de no imponible o exenta de dicha sociedad u otra entidad.
La Ley del Impuesto sobre los Bienes Personales y sus normas reglamentarias no han sido aún interpretadas extensamente o aplicadas por las autoridades fiscales o jueces argentinos, en consecuencia, ciertos aspectos de dicha ley continúan sin determinarse. Queda sin aclarar, por ejemplo, si las referencias a titularidad “directa” se refieren únicamente a titularidad registral (incluyendo la titularidad a través de un Depositario) o abarcan la titularidad beneficiaria. Asimismo, el concepto de “negociación”, según su utilización en la ley en relación con personas jurídicas extranjeras y otras entidades no ha sido desarrollado quedando sin aclarar si el término se refiere a negociación actual y continua, negociación periódica o meramente el perfeccionamiento de una oferta de Obligaciones Negociables dentro o fuera del país. No pueden darse garantías respecto de la interpretación o aplicación de estas y otras disposiciones legales y normas relacionadas por las autoridades fiscales y jueces.
Las autoridades fiscales argentinas no han implementado mecanismos para cobrar el Impuesto sobre los Bienes Personales a personas físicas o sucesiones indivisas que no tengan domicilio en el país. En efecto, han impuesto sobre determinados responsables sustitutos argentinos (en este caso, nosotros) la responsabilidad de pagar el impuesto exigible sobre títulos valores argentinos (en este caso, las Obligaciones Negociables) en poder de personas jurídicas extranjeras y otras entidades extranjeras que se presume pertenecen a personas físicas argentinas. Aunque podríamos procurar su reembolso (mediante retenciones contra los pagos sobre las Obligaciones Negociables o de otra forma) de dichas personas jurídicas extranjeras y otras entidades extranjeras en concepto del Impuesto sobre los Bienes Personales que pague, en la medida de lo establecido respecto de las Obligaciones Negociables de una Serie (y lo indicado en el Suplemento de Precio pertinente), no procuraremos dicho reembolso y pagaremos e indemnizaremos a los Tenedores contra dicho impuesto determinado o pagado por los Tenedores.
En caso de que estuviera obligada por ley a deducir o retener impuestos o aranceles argentinos, nos hemos comprometido a realizar el pago de Montos Adicionales, sujeto a ciertas limitaciones, según se describe en “De la Oferta y la Cotización — Descripción de las Obligaciones Negociables – Montos Adicionales”.
Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta
El Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta grava los bienes que mantienen las sociedades locales, establecimientos en la Argentina de empresas extranjeras, empresas unipersonales y personas físicas que se dedican a ciertas actividades comerciales y otros contribuyentes en la Argentina al cierre del ejercicio económico. La alícuota es del 1% (0,20% en el caso de entidades financieras, leasing y compañías de seguros). Existe una exención para los contribuyentes cuyo monto total de activos no supere Ps. 200.000. Las Obligaciones Negociables se encuentran incluidas en la base imponible de este impuesto a su valor de mercado al cierre del último día hábil de cada ejercicio económico.
Este impuesto será exigible únicamente si el Impuesto a las Ganancias determinado para cualquier ejercicio no fuera igual o superara el monto pagadero conforme al Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta. En tal caso, deberá pagarse únicamente la diferencia entre el Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta correspondiente a ese ejercicio y el Impuesto a las Ganancias determinado para el mismo ejercicio. El Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta pagado se aplicará como crédito contra el Impuesto a las Ganancias que se devengue en los diez ejercicios económicos siguientes.
En general las personas físicas y sucesiones indivisas en Argentina, y las personas físicas o jurídicas extranjeras que no tienen un establecimiento permanente en Argentina están exentas del Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta.
Impuesto a los Débitos y Créditos en Cuenta Corriente
Los montos pagados a través de cuentas corrientes bancarias en bancos argentinos están sujetos a una alícuota del 0,6% en el caso de depósitos y del 0,6% en el caso de débitos. En determinados casos se puede aplicar una alícuota superior del 1,2% y una alícuota reducida del 0,075%. Los pagos depositados en cajas de ahorro están exentos de este impuesto. El impuesto es retenido por la entidad bancaria.
Se encuentran exentos del impuesto los movimientos registrados en las cuentas corrientes especiales (Comunicación “A” 3250 del Banco Central) cuando las mismas estén abiertas a nombre de personas jurídicas del exterior y en tanto se utilicen exclusivamente para la realización de inversiones financieras en el país (véase Artículo 10, inciso (s) del anexo al Decreto 380/2001).
Los titulares de cuentas bancarias gravadas con las tasas del 0,6% y del 1,2% podrán computar el 34% y el 17%, respectivamente, de los importes abonados en concepto de este impuesto que gravaron la acreditación de fondos, como pago a cuenta del Impuestos a las Ganancias, del Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta y/o el aporte especial o capital cooperativo.
Impuesto sobre los Ingresos Brutos
Los intereses están sujetos al Impuesto sobre los Ingresos Brutos cuando fueran percibidos en forma habitual por personas físicas domiciliadas en el país. Este es un impuesto provincial y sus normas varían de una provincia a otra. Si las Obligaciones Negociables han cumplido con las Condiciones del Artículo 36 estarán exentas del Impuesto sobre los Ingresos Brutos en algunas provincias, incluyendo la Ciudad de Buenos Aires y la Provincia de Buenos Aires. En otras provincias los intereses se gravan a una alícuota de alrededor del 4%.
Los ingresos brutos provenientes de toda operación sobre obligaciones negociables emitidas de conformidad con la Ley N° 23.576 – venta o disposición, cobro de intereses, amortizaciones, actualizaciones- se encuentran exentos del impuesto sobre los ingresos brutos en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. El Código Fiscal de la Ciudad de Buenos Aires establece que la exención es procedente mientras sea de aplicación la exención del impuesto a las ganacias. Existiría una interpretación por medio de la cual la exención del impuesto se aplicaría solamente a los casos que están exentos del impuesto a las ganacias, es decir que la exención del impuesto sobre los ingresos brutos no aplicaría a las personas jurídicas. Los potenciales adquirentes residentes en la República Argentina deberán considerar la posible incidencia del impuesto sobre los ingresos brutos considerando las disposiciones de la legislación provincial que pudiera resultar relevante en función de su residencia y actividad económica.
Impuesto de Sellos
Los tenedores de las Obligaciones Negociables no deberán pagar Impuestos de Sellos en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Otros impuestos
En caso de que fuera necesario entablar procedimientos de ejecución en contra nuestro en Argentina, se aplicará una tasa de justicia (actualmente a una alícuota del 3%) sobre el monto de cualquier reclamo iniciado ante los tribunales argentinos con asiento en la Ciudad de Buenos Aires.
Exigibilidad de responsabilidad civil
Estamos constituidos según las leyes de Argentina. Casi la totalidad de nuestros activos se encuentran situados fuera de los Estados Unidos. La mayoría de los directores y todos nuestros funcionarios y algunos asesores aquí designados residen en Argentina o en algún otro sitio fuera de los Estados Unidos. Por lo tanto, es posible que los inversores no nos puedan realizar el traslado de notificaciones procesales dentro de los Estados Unidos o a dichas personas o ejecutar en nuestra contra o en contra de tales personas en tribunales estadounidenses sentencias fundadas en disposiciones sobre responsabilidad civil de las leyes de títulos valores federales de Estados Unidos.
En los términos y condiciones de las obligaciones negociables, (i) acordaremos que los tribunales del Estado de Nueva York y los tribunales federales de los Estados Unidos, en cada caso con asiento en el Distrito de Manhattan, Ciudad y Estado de Nueva York, tendrán competencia no exclusiva para tramitar y dirimir cualquier juicio, acción o procedimiento y resolver controversias que puedan surgir de las obligaciones negociables o en relación con ellas y, a tales fines, irrevocablemente nos sometemos a la competencia de dichos tribunales y (ii) designaremos un agente para el traslado de notificaciones en el Distrito de Manhattan, Ciudad de Nueva York. Véase “De la Oferta y la Cotización — Descripción de las Obligaciones Negociables”.
Hemos sido informados por nuestros asesores legales argentinos, Pérez Alati, Grondona, Benites, Arntsen & Martínez de Hoz (h), que parte sustancial de nuestros activos ubicados en Argentina podría no ser pasible de embargo o ejecución si un juez determinara que tales bienes son necesarios para la prestación de un servicio público esencial, salvo que el Gobierno Nacional apruebe la liberación de dichos bienes por otra vía. De acuerdo con la ley argentina, según interpretan los tribunales argentinos, los activos que sean necesarios para la prestación de un servicio público esencial no podrán ser embargados, ni con embargo preventivo ni ejecutorio.
Nuestros asesores legales argentinos también han informado que se podrán ejecutar en Argentina sentencias dictadas en tribunales estadounidenses por responsabilidad civil basadas en leyes de títulos valores federales de los Estados Unidos, si se cumplen los requisitos del Artículo 517 del Código Procesal Civil y Comercial de la Nación (si la ejecución se procurara ante juzgados nacionales), a saber: (i) que la sentencia, con autoridad de cosa juzgada en la jurisdicción en la que se pronunció, emanara de un tribunal competente según las normas argentinas de jurisdicción internacional y fuera consecuencia del ejercicio de una acción personal o de una acción in rem respecto de bienes muebles que hubieran sido transferidos a territorio argentino durante o luego del trámite de la acción extranjera; (ii) que la demandada contra quien se procure la ejecución de la sentencia hubiera sido notificada en persona con la cédula y, de acuerdo con el debido proceso legal, hubiera tenido oportunidad de presentar su defensa contra la acción extranjera; (iii) la sentencia debe ser válida en la jurisdicción donde es dictada y su autenticidad debe ser establecida de acuerdo con los requisitos de la ley argentina; (iv) que la sentencia no viole los principios de orden público de la ley argentina; y (v) que la sentencia no sea contraria a una sentencia previa o simultánea de un tribunal argentino
Sujeto al cumplimiento del mencionado Artículo 517 del Código Procesal Civil y Comercial de la Nación que se describe anteriormente, una sentencia en contra nuestra o de las personas descriptas anteriormente dictada fuera de la Argentina sería exigible en Argentina sin reconsideración del derecho sustantivo que corresponde a las partes del juicio.
También hemos sido informados por nuestros asesores legales argentinos que:
- podrán entablarse en tribunales argentinos acciones en primera instancia fundadas en las leyes de títulos valores federales de los Estados Unidos, y que, sujeto a la ley aplicable, los tribunales argentinos podrán exigir el cumplimiento de obligaciones en dichas acciones contra nosotros, nuestros directores, funcionarios ejecutivos y los asesores designados en este prospecto; y
- la posibilidad de un acreedor cuyo crédito ha sido reconocido judicialmente o de otras personas nombradas precedentemente de satisfacer una sentencia embargando ciertos de nuestros activos está limitada por las disposiciones de la ley argentina.
Una parte actora (sea argentina o extranjera) residente fuera de Argentina durante la tramitación de un juicio en Argentina debe prestar caución en garantía de las costas judiciales y honorarios legales si la parte actora no tuviera inmuebles en Argentina que pudieran garantizar dicho pago. La caución debe tener un valor suficiente para satisfacer el pago de costas judiciales y honorarios de los apoderados de la demandada, según regule el juez argentino. Este requisito no se aplica a la ejecución de sentencias extranjeras.
Cuestiones legales
La validez de las obligaciones negociables según la ley de Nueva York será determinada por Davis Polk & Wardwell, nuestros asesores legales en Nueva York, y por Simpson Thacher & Bartlett LLP u otros asesores legales que se especifiquen en el suplemento de precio aplicable como los asesores legales en Nueva York de los colocadores.
Ciertas cuestiones legales que se rigen por el derecho argentino serán determinadas por Pérez, Alati, Grondona, Benites, Arntsen & Martínez de Hoz (h), nuestros asesores legales en Argentina, y por Errecondo, Salaverri, Dellatorre, González & Burgio u otros asesores legales que se especifiquen en el suplemento de precio aplicable como asesores legales en Argentina de los colocadores.
Cuadro de conversiones
1 tonelada = 1 tonelada métrica= 1.000 kilogramos = 2.204 libras
1 barril = 42 galones estadounidenses
1 tonelada de petróleo = aproximadamente 7,3 barriles (suponiendo una gravedad específica de 34 grados API (American Petroleum Institute))
1 barril equivalente de petróleo = 5.615 pies cúbicos de gas = 1 barril de petróleo, condensado o líquidos del gas natural
1 kilómetro = 0,63 millas
1 millón Btu = 252 termias = 252 millones de calorías
1 metro cúbico de gas = 35,3147 pies cúbicos de gas
1 metro cúbico de gas = 10 termias = 10 millones de calorías
1000 acres = aproximadamente 4 km².
1 milla = 1,6 km
Términos técnicos sobre petróleo y gas utilizados en este Prospecto
Los siguientes términos tienen el significado que se les atribuye a continuación, salvo que el contexto indique algo diferente:
“actividades de producción de petróleo y gas”:
(i) Dichas actividades incluyen:
A. La búsqueda de petróleo crudo, incluso el condensado y los líquidos del gas natural, o de gas natural (“petróleo y gas”) en su estado natural y en su ubicación de origen.
B. La adquisición de derechos de propiedad o de yacimientos con el objeto de realizar exploraciones y/o con el fin de extraer el petróleo o gas de los reservorios existentes en esos yacimientos.
C. Las actividades de construcción, perforación y producción necesarias para recuperar el petróleo y el gas de sus reservorios naturales, y la adquisición, construcción, instalación y mantenimiento de sistemas de almacenamiento y recolección de campo – que incluye la tareas de extraer el petróleo y el gas hasta la superficie y recolectar, tratar, realizar tratamientos (como en el caso del tratamiento del gas para extraer los hidrocarburos líquidos) y almacenamiento en campo. A los efectos de la presente sección, se considerará que, normalmente, la función de producción de petróleo y gas termina en la válvula de salida en el tanque de almacenamiento propio o arrendado; si existieran circunstancias operativas o físicas inusuales, quizás sería apropiado considerar que la función de producción termina en el primer punto en el que el petróleo, el gas o los líquidos del gas se entregan al gasoducto/oleoducto principal, a un transportador común, a una refinería o a una terminal marítima.
(ii) Las actividades de explotación de petróleo y gas no incluyen:
A. El transporte, la refinación y la comercialización de petróleo y gas;
B. Actividades relacionadas con la explotación de recursos naturales que no sean ni petróleo ni gas;
C. La producción de vapor geotérmico o la extracción de hidrocarburos como subproductos de la producción de vapor geotérmico o recursos geotérmicos asociados según se definen en la Geothermal Steam Act of 1970 (Ley de 1970 sobre Vapor Geotérmico de los Estados Unidos); ni
D. La extracción de hidrocarburos de esquisto, carbón o arena impregnada con brea.
“auditoría de reservas”: Una auditoría de reservas consiste en el proceso de examinar determinados supuestos y hechos en los que se basa la estimación de las reservas y/o cualquier información sobre las reservas elaborada por terceros y la emisión de una opinión sobre (1) el nivel de adecuación de las metodologías empleadas, (2) la adecuación y calidad de los datos que se tomaron como base, (3) la profundidad y rigurosidad del proceso de estimación de las reservas, (4) la clasificación de las reservas de manera adecuada a las correspondientes definiciones usadas y (5) la razonabilidad de las cantidades de reservas estimadas y/o de la información relativa a las reservas y, por consiguiente, que esté libre de errores significativos. El término “razonable” no puede definirse con precisión pero refleja una diferencia de cantidad y/o valor según se contempla en la sección “Control interno sobre las reservas y auditorías de reservas”. Con frecuencia, la auditoría de reservas incluye un análisis detallado de determinados supuestos críticos y evaluaciones independientes con la aceptación de otra información menos crítica para la estimación de las reservas. Típicamente, la carta de la auditoría de reservas debe ser de un rigor suficiente para determinar la clasificación de reservas adecuada para todas las reservas incluidas en el conjunto de yacimientos evaluados y para determinar con claridad el sistema de clasificación de reservas utilizado. A diferencia del término “auditoría” con el sentido que se utiliza en el ámbito de las finanzas, generalmente una auditoría de reservas es menos rigurosa que un informe de reservas.
La estimación de las reservas y de otra información sobre las reservas es una ciencia imprecisa debido a los múltiples factores desconocidos, tanto geológicos como del reservorio, que sólo pueden calcularse de manera aproximada mediante técnicas de muestreo. Ya que las reservas, por lo tanto, son sólo cantidades estimativas, no pueden auditarse con el objeto de verificar su exactitud. En cambio, la información sobre reservas se audita con el objeto de examinar, con un nivel de detalle suficiente, las políticas, procedimientos, métodos y datos utilizados por nosotros para estimar nuestras reservas y la información relativa a ellas, de modo que los auditores de reservas puedan expresar su opinión con respecto a si la información que proporcionamos sobre las reservas, en su conjunto, es razonable dentro de niveles de tolerancia establecidos y predeterminados, y si ha sido estimada y presentada de conformidad con los principios de evaluación e ingeniería del petróleo generalmente aceptados y dentro de las normas y la reglamentaciones de la SEC (Securities and Exchange Commission).
En algunos casos, el procedimiento de auditoría quizás requiera de estimaciones independientes respecto de la información de reservas de algunos yacimientos o de todos. El auditor de reservas determinará la conveniencia de tal reestimación, en el ejercicio de su criterio profesional, para emitir una opinión respecto si es razonable la información sobre nuestras reservas. En esos casos, el ingeniero de reservorios externo efectúa una evaluación integral independiente de las reservas mediante la interpretación y la evaluación de todos los datos pertinentes con el objeto de generar su propio análisis de flujo de caja y estimación de las reservas probadas. El grado de certeza de esa clase de estimaciones independientes habitualmente no puede suministrarse con precisión numérica.
El principal resultado de esas evaluaciones de ingeniería externas es un informe que incluye las estimaciones de reservas probadas y la evaluación económica reales del ingeniero. Ese informe, a nuestro pedido, también puede incluir mapas, registros u otros soportes técnicos utilizados por el ingeniero de reservorios externo, junto con una carta de opinión que incluya los hallazgos del auditor de las reservas, su conformidad o no con los principios, las definiciones y los procedimientos aplicables para la estimación de reservas. Dicha opinión, a nuestro pedido, también puede incluir conclusiones y recomendaciones. En el caso antes mencionado donde el auditor efectúa una estimación independiente sobre la información de reservas, nosotros la denominamos certificación externa de reservas.
En todos los casos, en la carta de opinión o el informe preparado por el auditor, el auditor de reservas expone su prestigio profesional y filiación profesional como profesional registrado o certificado de una autoridad gubernamental o asociación profesional pertinente.
Un auditor de reservas es un profesional que tiene suficiente experiencia educativa, formación profesional y experiencia profesional que le permiten emitir una opinión profesional prudente mientras se encuentra a cargo de la dirección de una auditoría sobre información de reservas estimadas por otros. La decisión respecto de si un auditor de reservas está calificado profesionalmente se realiza “individuo por individuo” en relación con el reconocimiento y el respeto de sus pares. Nosotros consideraremos que un auditor de reservas está calificado si él o ella (i) posee un mínimo de 10 años de experiencia práctica en ingeniería de petróleo o geología de la producción del petróleo, con al menos cinco años de experiencia a cargo de estimaciones y evaluación de información de reservas; y (ii) si (A) ha obtenido, de una universidad reconocida, un título de grado o de posgrado en ingeniería de petróleo, geología o alguna otra disciplina de la ingeniería o de las ciencias físicas o (B) ha recibido, y mantiene su prestigio, una licencia de ingeniero profesional registrado o certificado o una licencia de geólogo profesional registrado o certificado, o equivalente, de parte de una autoridad gubernamental o asociación profesional pertinente.
Nuestra norma de independencia para los auditores de reservas es que ellos no deben poseer ningún interés económico en los yacimientos evaluados. Y es así a fin de que no haya incentivos ni sus informes se preparen en función de los resultados, porque no obtendrán ningún beneficio económico directo como consecuencia del resultado de su trabajo. El pago compensatorio de un auditor de reservas independiente solamente se basa en los servicios profesionales prestados para elaborar un análisis imparcial adecuado para la comunidad financiera, en particular, y el público, en general. Nosotros también solicitamos que se incluya una declaración de esa independencia en el informe del auditor.
El significado de los términos “auditoría de reservas”, informe de reservas”, “certificación externa de reservas”, entre otros, quizás no pueda compararse con otros términos similares utilizados por otras compañías en relación con las reservas probadas.
“capacidad de refinación”: la capacidad de procesamiento de petróleo crudo de las refinerías, expresada como un promedio a lo largo de un período de tiempo para la calidad del petróleo y bajo las condiciones para la cual se diseñó la facilidad. Dicha capacidad puede mejorarse a través de la aplicación de técnicas de operación y mantenimiento actualizadas, disponibilidad incrementada, renovaciones de equipos, descompresión y el empleo de calidades mejores de petróleo crudo que aquellas para las cuales se diseñó la refinería originalmente, entre otras mejoras.
“concesión”: otorgamiento de acceso a un área determinada por un período de tiempo determinado, mediante el cual un país anfitrión le transfiere ciertos derechos de producción de hidrocarburos a una empresa. Generalmente, la empresa que posee la concesión tiene derechos y responsabilidades por la exploración, explotación, producción y venta de hidrocarburos. Típicamente, la concesión se otorga de conformidad con un sistema fiscal legislado donde el país anfitrión cobra regalías sobre el valor estimado en boca de pozo de la producción de crudo y el volumen de gas natural comercializado e impone gravámenes o derechos sobre las utilidades generadas.
“estimación de reservas”: proceso mediante el cual un estimador de reservas calificado lleva a cabo una evaluación integral mediante la interpretación y la evaluación de todos los datos pertinentes con el objeto de generar tales estimaciones de reservas probadas y análisis de flujo de fondos. El principal resultado de esa evaluación es un informe que incluye: (i) las cantidades de las estimaciones de reservas reales, (ii) las tasas de producción futuras de esas reservas, (iii) los ingresos netos futuros provenientes de esas reservas y (iv) el valor actual de dichos ingresos netos futuros. Ese informe también puede incluir mapas, registros u otros soportes técnicos utilizados por el estimador.
“factor de recuperación”: la cantidad recuperable de los hidrocarburos estimados originales o residuales existentes en un reservorio, expresado como un porcentaje del total de hidrocarburos existentes.
“hidrocarburos”: petróleo crudo y gas natural.
“líquidos del gas natural” o “LGN”: las partes de gas provenientes de un yacimiento que se licuan en la superficie en separadores, instalaciones de campo o plantas de procesamiento de gas. Los LGN obtenidos de plantas procesadoras de gas también reciben la denominación de gas licuado de petróleo o “GLP”.
“pozo de exploración”: pozo perforado para encontrar y producir petróleo o gas en un área no probada, para encontrar un nuevo reservorio en un yacimiento que ya se ha comprobado que es productivo de petróleo o gas en otro reservorio o bien para ampliar un reservorio conocido.
“reservas probadas de petróleo y gas”: Las reservas probadas de petróleo y gas son las cantidades estimadas de crudo, gas natural y líquidos del gas natural que los datos geológicos y de ingeniería demuestran, con un grado de certeza razonable, que son recuperables en los años futuros a partir de reservorios conocidos y en las condiciones económicas y operativas existentes, como por ejemplo, a los precios y costos del momento en que se realizó la estimación. Lo precios incluyen la consideración de cambios en los precios existentes provistos únicamente mediante acuerdos contractuales, pero no sobre aumentos basados en condiciones futuras.
i) Los reservorios se consideran probados cuando la productividad económica está respaldada o por la producción real o por pruebas de formación concluyentes. El área de un reservorio que se considera probado incluye:
A. la porción delineada mediante la perforación y definida por contactos gas-petróleo y/o petróleo-agua, si existieran; y
B. las porciones inmediatamente linderas que aún no han sido perforadas pero que pueden considerarse económicamente productivas de manera razonable sobre la base de los datos geológicos y de ingeniería disponibles. En caso de que no exista información sobre contactos de fluidos, cuanto menor sea la presencia estructural conocida de controles de hidrocarburos, menor será el límite probado del reservorio.
ii) Las reservas que pueden producirse de manera económica mediante la aplicación de técnicas de recuperación mejorada (como la inyección de fluidos) se incluyen en la clasificación “probadas” cuando existen pruebas exitosas realizadas mediante proyectos pilotos, o bien la operación de un programa instalado en el reservorio, que sirvan de apoyo para el análisis de ingeniería en el que se basó el proyecto o programa.
iii) Las estimaciones de reservas probadas no incluyen lo siguiente:
A. el petróleo que pueda pasar a estar disponible en los reservorios conocidos pero que se clasifica por separado como “reservas adicionales indicadas”;
B. el crudo, el gas natural y los líquidos del gas natural cuya recuperación se encuentra sujeta a una duda razonable, debido a la incertidumbre que existe en lo que respecta a geología, características del reservorio o factores económicos;
C. el crudo, el gas natural y los líquidos del gas natural que puedan encontrarse en prospecciones no perforadas; y
D. el crudo, el gas natural y los líquidos del gas natural que puedan recuperarse de las ventas de petróleo, el carbón, la gilsonita y otras fuentes de ese tipo.
“reservas probadas desarrolladas”: Las reservas probadas desarrolladas de petróleo y gas son reservas que se estima recuperar a través de los pozos existentes con los métodos de operación y los equipos existentes. El petróleo y el gas adicionales que se espera obtener mediante la aplicación de la inyección de fluidos u otras técnicas de recuperación mejorada para complementar las fuerzas naturales y los mecanismos de recuperación primaria deben incluirse como “reservas probadas desarrolladas” únicamente después de que se hayan realizado pruebas mediante un proyecto piloto o después de que la operación de un programa instalado haya confirmado mediante la respuesta de producción que se logrará una mayor recuperación.
“reservas probadas no desarrolladas”: Las reservas probadas no desarrolladas de petróleo y gas son reservas que se estima recuperar a través de nuevos pozos en áreas no perforadas o a través de pozos existentes donde es necesario realizar un gasto relativamente importante para poder llevarlo a término. Las reservas en áreas no perforadas se limitarán a aquellas unidades de perforación que compensan las unidades productivas cuya producción se consideró razonablemente cierta al momento de la perforación. Las reservas probadas de otras unidades no perforadas pueden reclamarse solamente cuando pueda demostrarse con certeza que hay una continuidad de producción de la formación productiva existente. En ningún caso deben atribuirse las estimaciones de reservas probadas no desarrolladas a una superficie para la que se contemple la aplicación de una inyección de fluidos u otra técnica de recuperación mejorada, salvo que dichas técnicas hayan demostrado ser eficaces a través de pruebas reales en el área y en el mismo reservorio.
“revisión de reservas”: proceso mediante el cual un revisor de reservas profesional y calificado lleva a cabo una evaluación de alto nivel de la información sobre las reservas a fin de establecer si dicha información es verosímil. Los pasos centralmente se componen de:
• investigación;
• procedimientos analíticos;
• análisis;
• revisión del rendimiento histórico de las reservas; y
• discusiones con el personal de administración de reservas.
“superficie”: el área total, expresada en acres o km², sobre la cual tenemos participación en la exploración o explotación. La superficie neta es nuestra participación en el área de exploración o explotación correspondiente.
“verosímil” significa que los datos sobre las reservas aparentemente son dignos de crédito, basados en la información obtenida por un estimador de reservas o un auditor de reservas independiente y calificado para llevar a cabo los pasos antes mencionados. El resultado puede ser una declaración del tipo: “No hay nada que revele que la información sobre las reservas no se ha preparado ni presentado conforme con los principios y las definiciones aplicables”.
Nuestro estándar para un “Auditor de Reservas Independiente y Calificado” es que un Auditor de Reservas Independiente y Calificado es un profesional que posee suficientes antecedentes educativos, formación profesional y experiencia profesional que le permiten emitir una opinión profesional prudente mientras se encuentra a cargo de la dirección de una auditoría sobre información de reservas estimadas por otros. La decisión respecto de si un Auditor de Reservas está calificado profesionalmente se realiza “individuo por individuo” en relación con el reconocimiento y el respeto de sus pares. Nosotros consideraremos que un Auditor de Reservas está calificado si él o ella (i) posee un mínimo de 10 años de experiencia práctica en ingeniería de petróleo o geología de la producción del petróleo, con al menos cinco años de experiencia a cargo de estimaciones y evaluación de información de reservas; y (ii) si (A) ha obtenido, de una universidad reconocida, un título de grado o de posgrado en ingeniería de petróleo, geología o alguna otra disciplina de la ingeniería o de las ciencias físicas o (B) ha recibido, y mantiene su prestigio, una licencia de ingeniero profesional registrado o certificado o una licencia de geólogo profesional registrado o certificado, o equivalente, de parte de una autoridad gubernamental o asociación profesional pertinente.
Nuestro estándar de independencia para los Auditores Consultores de Reservas es que ellos no deben poseer ningún interés económico en los yacimientos evaluados. Y es así a fin de que no haya incentivos ni sus informes se preparen en función de los resultados, porque no obtendrán ningún beneficio económico directo como consecuencia del resultado de su trabajo. El pago compensatorio de un Auditor de Reservas Independiente y Calificado solamente se basa en los servicios profesionales prestados para elaborar un análisis imparcial adecuado para la comunidad financiera, en particular, y el público, en general. Nosotros también solicitamos que se incluya una declaración de esa independencia en el informe del auditor.
Las revisiones no exigen el estudio de la documentación detallada que respalda la información sobre las reservas, a menos que esa información no se juzgue verosímil. Una revisión de reservas, debido a la naturaleza limitada de la investigación involucrada, no ofrece el nivel de certeza ofrecido por una estimación de reservas o por una auditoría de reservas. Si bien las revisiones de reservas pueden efectuarse para aplicaciones específicas, no sustituyen una auditoría o una estimación.
Abreviaturas:
“bbl” Barriles
“Bcf” Mil millones de pies cúbicos ≡ 109 pies cúbicos
“Bcm” Mil millones de metros cúbicos ≡ 109 metros cúbicos
“bpe” Barriles de petróleo equivalente
“bpe/d” Barriles de petróleo equivalente por día
“Condensado” Mezcla de hidrocarburos que existen en fase gaseosa a la temperatura y la presión de origen del reservorio pero que, al producirse, se condensa en fase líquida a la temperatura y la presión asociadas con los equipos de producción de la superficie.
“Gas” Gas natural
“GWh” Gigawatt horas
“HP” Caballo de fuerza
“km” Kilómetros
“km2” Kilómetros cuadrados
“m” Mil
“m³” Metros cúbicos
“mbbl/d” Mil barriles por día
“mbpe/d” Mil barriles de petróleo equivalente por día
“mcf” Miles de pies cúbicos
“mcm” Miles de metros cúbicos
“mm” Millón
“mmbbl” Millón de barriles
“mmbpe” Millón de barriles de petróleo equivalente
“mmbpe/d” Millones de barriles de petróleo equivalente por día
“mmBtu” Millón de BTU (unidades térmicas británicas)
“mmcf” Millón de pies cúbicos
“mmcf/d” Millón de pies cúbicos por día
“mmcm” millones de metros cúbicos
“mmcm/d” Millón de metros cúbicos por día
“mtn” miles de toneladas
“MW” Megawatts
“Petróleo” Crudo, condensado y líquidos del gas natural
“WTI” West Texas Intermediate
“Estados Unidos” Estados Unidos de América
Las definiciones de reservas de petróleo y gas utilizadas en el presente Prospecto están de acuerdo con las definiciones de reservas de la Norma 4-10(a) (1)-(17) de la Reglamentación S-X de la SEC.
Las definiciones de estimación de reservas, auditoría de reservas y revisión de reservas como se formulan a continuación y se utilizan de aquí en más no son términos definidos por las Normas o las Reglamentaciones de la SEC (U.S. Securities and Exchange Commission) y son términos utilizados por nosotros en este Prospecto como se define aquí y, por consiguiente, es posible que otras compañías definan y utilicen esos términos de una manera diferente.
A los efectos de este Prospecto, ninguna estimación de reservas ni auditoría independiente de reservas ni revisión de reservas invocada por el presente documento están de acuerdo con las definiciones de reservas de petróleo y gas de la Norma 4-10(a) (1)-(17) de la Reglamentación S-X de la SEC.
YPF S.A.
Avenida Pte. R. Sáenz Peña 777
C1035AAC Ciudad Autónoma de Buenos Aires
República Argentina
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