Diciembre - Pampa Energía

Transcripción

PETROBRAS ARGENTINA S.A.
Memoria y Estados Financieros
al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012
MEMORIA Y ESTADOS FINANCIEROS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014
MEMORIA
1.
Carta a los accionistas
2.
Reseña Macroeconómica
3.
La Conducción de los Negocios durante 2014
4.
Una Empresa detrás de los Negocios (OyG, SMS, Valoración Humana, RSE, Comunicaciones)
5.
Gobierno Corporativo
6.
Política de Dividendos
7.
Análisis de los Resultados Consolidados
8.
Síntesis de la Estructura Patrimonial y de Resultados
9.
Datos Estadísticos
10.
Cotización de la Acción de la Sociedad
11.
Propuesta del Directorio
Anexo I: Informe sobre el Código de Gobierno Societario (RG 606/12 CNV)
ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
Estados de Resultados
Estados de Resultados integrales
Estados de Situación Financiera
Estados de Cambios en el Patrimonio
Estados de Flujo de Efectivo
Notas a los Estados Financieros
INFORME DE LOS AUDITORES SOBRE ESTADOS FINANCIEROS
ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
Información adicional a las Notas a los Estados Financieros Art. N° 68 del reglamento de la Bolsa de Comercio de
Buenos Aires y Art. N° 12 - Título IV - Capítulo III del régimen informativo periódico de la Comisión Nacional de
Valores
INFORME DE LA COMISIÓN FISCALIZADORA
GLOSARIO
PETROBRAS ARGENTINA S.A. | Memoria
Memoria
1.
Carta a los accionistas
1
2.
Reseña Macroeconómica
5
3.
La Conducción de los Negocios durante 2014
7
3.1.
Exploración y Producción de Petróleo y Gas
7
3.2.
Refinación y Distribución
12
3.3.
Petroquímica
15
3.4.
Gas y Energía
17
4.
Una Empresa detrás de los Negocios
20
4.1.
Organización y Gestión
20
4.2.
Seguridad, Medio Ambiente y Salud Ocupacional
21
4.3.
Valoración Humana
24
4.4.
Responsabilidad Social
27
4.5.
Comunicaciones
30
5.
Gobierno Corporativo
32
6.
Política de Dividendos
37
7.
Análisis de los Resultados Consolidados
38
8.
Síntesis de la Estructura Patrimonial y de Resultados
59
9.
Datos Estadísticos
60
10.
Cotización de la Acción de la Sociedad
61
11.
Propuesta del Directorio
62
Anexo I: Código de Gobierno Societario
63
1. Carta a los Accionistas
Señores Accionistas:
Sometemos a vuestra consideración la Memoria y los Estados Financieros de Petrobras Argentina que reflejan la gestión y los
resultados durante el ejercicio económico N° 69 finalizado el 31 de diciembre de 2014.
La marcha de nuestros negocios
Somos una empresa líder que gestiona sus negocios con responsabilidad social y ambiental, concretamos nuestros programas de
inversiones haciendo foco en la eficiencia de la gestión, en la optimización de los recursos y en el orden financiero. En el
ejercicio económico 2014 desarrollamos nuestros negocios en un contexto macroeconómico complejo, tanto a nivel global como
local, que representó un importante desafío para mantener nuestra estrategia de crecimiento sustentable.
En 2014 avanzamos significativamente con las negociaciones relacionadas con la extensión de varias de nuestras concesiones de
explotación de petróleo y gas en la cuenca neuquina. En este sentido, y con el objetivo de configurar un horizonte cierto para
nuestras operaciones, el 30 de diciembre de 2014 acordamos con las autoridades de la Provincia de Río Negro la extensión por 10
años de las concesiones en las áreas 25 de Mayo - Medanito, Jagüel de los Machos, Río Neuquén y Entre Lomas. Al 31 de
diciembre de 2014, las negociaciones concretadas nos permitieron incrementar nuestras reservas de petróleo y gas en
aproximadamente 30 millones de barriles equivalentes de petróleo. Adicionalmente, y en este mismo sentido, seguimos
avanzando con las negociaciones con la Provincia de La Pampa.
Siempre con el compromiso de optimizar costos y mejorar nuestros procesos, impulsamos una mayor eficiencia en la forma de
gestionar los costos de la Compañía. En este sentido, hemos identificado, evaluado e implementado oportunidades de
optimización, incluyendo, entre otras, cuestiones relacionadas con la eficiencia energética, costos de transporte, operación y
mantenimiento. Para su implementación trabajamos con la conformación de equipos interdisciplinarios en la búsqueda de
sinergias operativas y de gestión en los activos de la compañía.
En términos financieros, somos una empresa sólida, sin endeudamiento significativo, hecho que nos permitió transitar un
contexto global volátil sin grandes contratiempos. El 2014 fue un año sin vencimientos importantes de deuda para la Sociedad,
en el cual nuestro accionar ordenado permitió que las operaciones generen los fondos requeridos para llevar adelante nuestro
programa de inversiones.
Nuestras inversiones
Nuestro plan de inversiones está orientado a la sustentabilidad de la empresa, focalizándonos en el desarrollo de la exploración y
producción de petróleo y gas, con énfasis en el no convencional, y en el sostenimiento de las actividades de los negocios de
Refinación y Distribución, Petroquímica y Gas y Energía.
En 2014 efectivizamos inversiones por aproximadamente 3.853 millones, valores que exteriorizan la magnitud de nuestras
inversiones y el alto grado de compromiso de la empresa con los intereses y el futuro del País.
En este sentido, destinamos el 90% de nuestras inversiones a las actividades de exploración y producción de petróleo y gas, cuyo
objetivo prioritario se focalizó en inversiones exploratorias y de desarrollo en Argentina, básicamente en las Cuencas Neuquina y
Austral.
En 2014 se concretó la perforación de 36 pozos productores e inyectores y la reparación de 30 pozos. En la Cuenca Neuquina la
actividad se concentró en las áreas Medanito, El Mangrullo, Sierra Chata, Jagüel de los Machos y Río Neuquén. En la Cuenca
Austral las perforaciones y reparaciones se realizaron principalmente en los yacimientos Estancia Agua Fresca y La Paz. En este
último yacimiento, en julio de 2014 concretamos el descubrimiento de hidrocarburos.
La aplicación de nuevas tecnologías, juntamente con los conocimientos, la experiencia y la dedicación de nuestro personal, nos
permitieron mantener el record de producción de 2 millones de metros cúbicos día en el área El Mangrullo y aumentar la
producción en el área Río Neuquén, neutralizando la declinación natural del yacimiento.
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Considerando a la exploración como el vehículo prioritario para la reposición de reservas, parte de nuestras inversiones se
canalizaron en la perforación de 5 pozos exploratorios onshore en las Cuencas Neuquina y Austral, destinados principalmente a la
perforación de nuevos prospectos, obteniendo muy buenos resultados. Adicionalmente, continuamos con los estudios para
desarrollar reservas no convencionales de shale oil, shale gas y tight gas, destacándose el comienzo de la perforación de un pozo
en el área Parva Negra en la Formación Vaca Muerta, previéndose su finalización en el primer trimestre de 2015.
Cabe destacar que durante 2014 seguimos avanzando con los descubrimientos de petróleo no convencional, profundizando su
desarrollo en la Cuenca Neuquina para fortalecer la sustentabilidad de la Compañía. En este sentido, en 2014, dando
continuidad a la actividad exploratoria iniciada en 2013, finalizamos las operaciones de punzado y fractura en Sierra Chata e
iniciamos la producción temprana en el área Rincón de Aranda.
Concretamos inversiones por 188 millones en el negocio de Refinación y Distribución, tanto en la Refinería Bahía Blanca como en
las Plantas de Dock Sud y Caleta Paula, principalmente en la parada programada para mantenimiento de la refinería y en obras
relacionadas con la logística, calidad y seguridad de las operaciones. Cabe destacar que la parada programada de la refinería fue
realizada en el tercer trimestre en un plazo de 37 días e involucró a todas sus unidades de proceso.
En el negocio de Petroquímica invertimos 73 millones, destinado principalmente a paradas por mantenimiento programado en la
Planta de Puerto General San Martín, que adicionalmente permitieron la realización de mejoras relacionadas con la eficiencia y
la flexibilización operativa de la planta.
En el negocio de Gas y Energía invertimos 97 millones, que se corresponden básicamente con la realización exitosa del
mantenimiento mayor del ciclo combinado de Genelba, el cual se realizó en 53 días, un plazo menor al originalmente previsto.
Las inversiones realizadas en este segmento nos permiten mantener altos factores de confiabilidad y disponibilidad operativas en
todas nuestras plantas generadoras.
Las inversiones concretadas en los últimos años nos permitieron obtener en este año varios logros a nivel operativo,
destacándose la obtención de mejoras de la eficiencia energética y operacional que nos permitieron reciclar productos,
aumentar la producción, ahorrar en el consumo de combustibles y reducir las emisiones. Adicionalmente, en 2014 logramos el
record de ventas de propelente en el mercado local, cumplimos con los estándares de la regulación europea en la producción de
polímeros y desarrollamos un nuevo grado de poliestireno ya homologado por nuestros clientes.
Evaluamos permanentemente nuestro portafolio de negocios y activos y consideramos que los cambios en ellos forman parte de
la dinámica normal de los negocios. En este sentido, en enero de 2014 vendimos a YPF S.A. nuestra participación en la UTE
Puesto Hernández por un monto de 40,7 millones de USD, fondos que aplicamos íntegramente en el desarrollo de nuestro plan de
inversiones.
Responsabilidad Social Empresaria
Asumimos el compromiso de llevar a cabo los negocios y actividades través de una gestión integrada, ética y transparente,
manteniendo relaciones con los públicos de interés, promoviendo los derechos humanos y la ciudadanía, respetando la
diversidad humana y cultural, no permitiendo la discriminación, el trabajo degradante, el trabajo infantil y esclavo,
contribuyendo al desarrollo sostenible y a la reducción de la desigualdad social.
En materia de calidad, seguridad, medio ambiente y salud, nuestra política es cuidar el entorno, valor imprescindible para
asegurar la sustentabilidad de nuestras operaciones, optimizando el uso de los recursos naturales y de la energía. En este sentido
continuamos con la implementación del programa Derrame Cero.
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Afianzamos nuestros vínculos con la comunidad, contribuyendo a su desarrollo a través de programas de inversión para mejorar
la calidad de vida de las comunidades en las cuales vivimos y trabajamos. En este sentido, lanzamos la quinta edición del
Proyecto Petrobras Socioambiental, fortaleciendo su alcance y nuestros aportes para acompañar a más proyectos y de mayor
escala, potenciando los beneficios sociales de dichas iniciativas y comenzamos a trabajar en agendas de desarrollo local para
ciertos activos.
En la industria somos líderes en la rendición de cuentas sistematizada y periódica de la gestión de la responsabilidad social y
sustentabilidad. Presentamos nuestro Informe Social y Ambiental desde 2010, siguiendo orientaciones de Petrobras y distintos
lineamientos internacionales para la elaboración de memorias de sustentabilidad.
Reconocimientos recibidos
En el presente ejercicio, Petrobras Argentina obtuvo importantes reconocimientos, tanto a nivel nacional como internacional,
destacándose el Premio Anual de Seguridad IAPG 2014 en la Categoría Empresas Productoras; la obtención por parte de la
Central Genelba del segundo puesto en el Premio Iberoamericano de la Calidad 2014, otorgado por la Fundación Iberoamericana
para la Gestión de la Calidad; el reconocimiento al complejo petroquímico de Puerto General San Martín por su trabajo en la
reducción del consumo de agua, por lo cual obtuvo la distinción al Liderazgo en Ecomagination otorgada por GE Water &
Process Technologies, la unidad de negocios de General Electric especializada en el tratamiento de aguas y procesos industriales;
y por quinto año consecutivo estamos en el ranking de las 10 empresas líderes en la categoría Gestión Empresaria Orientada a
la Sustentabilidad del premio otorgado por la Cámara Americana (AMCHAM).
Perspectivas 2015
Nuestro principal objetivo para el año 2015 es afianzar a Petrobras Argentina como una compañía robusta, flexible, eficiente y
rentable, que nos permita superar los desafíos del contexto, identificando nuevas oportunidades de negocios. En este sentido, la
Compañía se propone intensificar el desarrollo de sus recursos potenciales que le permita en el corto plazo sustituir con
equilibrio la producción proveniente de reservorios maduros para luego crecer en forma sostenida con solidez y eficiencia.
La empresa en materia de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, del mismo modo que logró extender las concesiones de
explotación con la Provincia de Río Negro, espera hacerlo con la Provincia de La Pampa. Asegurar un horizonte extendido de
operaciones nos permite llevar adelante nuestro plan de inversiones y producción que a su vez generen los fondos que a lo largo
del tiempo contribuyan a financiar el desarrollo de los recursos no convencionales con que cuenta la Compañía.
En materia de gas natural, la Compañía participa del Programa de Estímulo de Inyección de Gas Natural con Inyección Reducida
(Plan Gas II), el cual contribuirá a monetizar las reservas.
En cuanto a la actividad de Refinación y Distribución, en el 2015 se espera continuar con los programas de eficiencia y de alta
operatividad de la refinería, mantener las mejoras logradas en la calidad de servicio a nuestros clientes y en la reducción de
costos de logística.
En el negocio Petroquímico, en el año 2015 la atención continuará centrada en asegurar la disponibilidad de las materias primas
básicas a precios que deberán estar en línea con los precios de nuestros productos y garantizar la operatividad de las plantas a
costos que se ubiquen en niveles acordes al logro de un estándar de competitividad.
En el negocio de Gas y Energía se espera seguir con la alta performance operativa que distingue a nuestros activos en el sector
de generación eléctrica.
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Desafíos
Enfocamos nuestros negocios centrales en Argentina, desarrollando las operaciones en un entorno basado en la seguridad, la
responsabilidad social, el respeto por el medio ambiente, la calidad, la competitividad y la rentabilidad para nuestros
accionistas.
Canalizamos nuestros esfuerzos en las actividades productivas que definimos como prioritarias, optimizando nuestro portafolio
de activos con una visión de largo plazo, de sustentabilidad, de rentabilidad y con la disponibilidad operativa necesaria para
aprovechar al máximo las sinergias y las oportunidades de crecimiento.
Nos encontramos en condiciones de jugar un papel importante en el proceso de reconfiguración y expansión del sector
energético en Argentina, afianzando con inversiones nuestro compromiso con el desarrollo del país. Las inversiones concretadas
en 2014, las negociaciones relacionadas con la extensión de nuestras concesiones de explotación de petróleo y gas y nuestros
planes de inversión para el futuro son la demostración más clara del interés estratégico de Petrobras de desarrollar sus
operaciones en Argentina.
Agradecimiento
Finalmente, agradecemos a nuestros empleados, accionistas, clientes y proveedores por su compromiso y respaldo a las acciones
de la Sociedad que nos permite tener toda nuestra energía orientada en mejorar la realidad.
Ronaldo Batista Assunção
Director Representante
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2. Reseña Macroeconómica – Año 2014
Contexto Internacional
En un año signado por la disparidad en el desempeño de las principales economías del mundo, la tasa de crecimiento global
durante 2014 se ubicaría en un 3.3%, al igual que en 2013. Mientras que Estados Unidos sorprende con índices de crecimiento
del 2.5% anual, Europa y Japón se encuentran estancados y China junto con el mundo emergente en proceso de desaceleración.
Durante 2014 comenzó la reversión del ciclo imperante desde el año 2011, caracterizado por un dólar débil y precios altos de las
commodities. El euro, que a comienzo del año cotizaba a 1,38 USD/€, cerró 2014 en 1,21 USD/€. Del mismo modo, la cotización
del yen avanzó de 105,25 JPY/USD a 119,78 JPY/USD. Este debilitamiento de las monedas frente al dólar, conjuntamente con la
reversión del comportamiento de los precios de las commodities, es consecuencia de la tendencia deflacionaria en la eurozona y
Japón y de la desaceleración de la actividad en China. La idea de que los buenos datos en la generación de empleo en los
Estados Unidos iban a poner fin al Quantitative Easing de la Fed, para convalidar así una suba de la tasa de los fed funds, reforzó
la causa principal y coordinó la respuesta de los mercados de commodities y monedas.
En este nuevo orden, la Unión Europea continúa sin salir en forma decisiva de su recesión y cerraría el año 2014 con un
crecimiento del 0,8% como consecuencia de la mejora en la segunda parte del año de Alemania y Francia. Pese a esto, el nivel
de inflación promedio de la región es del 0,4% anual y se mantienen las altas tasas de desempleo del 11,5% promedio.
Por su parte, la tercera economía del mundo, Japón, entró en recesión técnica con la caída del 0,4% del PIB en el tercer
trimestre del año producto de la contracción de la demanda interna que acaeciera como resultado del aumento al impuesto al
consumo implementado en el mes de abril. Para todo 2014 se espera un crecimiento del 0,3%, muy por debajo del 1,5% de 2013.
En este contexto, la autoridad monetaria del país implementó la recompra de títulos gubernamentales a fin de incrementar la
base monetaria y lograr una depreciación del yen que impulse la economía.
En los últimos meses del año, ante la fuerte caída en los precios de las commodities que exportan, las economías emergentes,
fueron impulsadas a devaluar sus monedas y evitar perder competitividad frente al euro en un mundo donde el principal
demandante de productos primarios, China, está en franco proceso de desaceleración. Entre ellos, Brasil y Rusia vieron
retroceder el valor de su moneda a mínimos no vistos desde 2005 y 1998, respectivamente.
Petróleo
La demanda mundial de crudo tuvo un alza de 0,93 millones de barriles día, promediando una suba del 1,3% comparado con
2013. Los países emergentes fueron testigo de subas generalizadas, entre las que se destaca China, a un nivel algo menor que en
años anteriores, Medio Oriente y Latinoamérica. Las economías desarrolladas cedieron como un todo; el alza de Estados Unidos
no compensó la persistente caída de Europa, que ya acumula la cuarta caída anual ininterrumpida, y el nuevo altibajo de Japón.
Respecto de la oferta mundial de crudo, la OPEP redujo su producción en 0,15 millones de barriles día en el mes de noviembre
respecto al cierre de 2013, como consecuencia del alza de Irán e Iraq que fuera compensada por las bajas interanuales de Libia y
Angola. En este contexto, los países miembros acordaron a finales de noviembre, mantener la meta de producción en torno a los
30 millones de barriles día, posición fuertemente defendida por Arabia Saudita. La oferta de los países por fuera del grupo se
expandió en 1,72 millones de barriles día (3,2%); el incremento se explicó gracias al aporte de los crudos de extracción no
convencional de Estados Unidos y Canadá (que explicaron un 82% del alza de la oferta global), y en menor medida, por las
adiciones de los países de Latinoamérica. Así, se estima que la producción de crudo de los Estados Unidos crecerá 1,45 millones
de barriles día en 2014 para alcanzar los 12,67 millones de barriles día gracias al aporte del shale oil.
El precio del petróleo mostró una fuerte caída desde los máximos alcanzados entre junio/julio del corriente año,
retrotrayéndose a niveles no vistos desde 2009. La referencia WTI cerró el año en 53.27 dólares por barril, lo que representa un
desplome del 50,5% desde su máximo valor el 23 de julio de 2014 con 107,6 dólares por barril. En promedio, la referencia
internacional se ubicó en 93 dólares por barril, un 4% inferior al 2013. Por su parte, el precio de la variedad Brent (Reino Unido,
y referencia de los crudos globales) evidenció una caída de similar magnitud a la del WTI desde su máximo valor alcanzado el día
19 de junio de 2014 con 115 dólares por barril para promediar el año en 99 dólares por barril, con una merma del 8% interanual.
El premio frente a WTI, de aproximadamente 6 dólares, fue el menor desde que se desató el desacople de las variedades (año
2010).
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Argentina
La economía argentina se encuentra atravesando un proceso de desaceleración económica principalmente por el flojo
desempeño de la industria. Según el estimador mensual industrial elaborado por el INDEC (EMI), la actividad industrial se
contrajo un 2,5% durante los primeros once meses de 2014 (desestacionalizado) respecto del mismo período del año anterior.
Entre los sectores más afectados se destacan el automotriz, el comercio y la intermediación financiera a partir del segundo
semestre, compensado parcialmente por la industria metálica básica.
En cuanto al sector externo, el saldo comercial acumulado en los primeros once meses del año, asciende a 6.612 millones de
dólares, lo cual representa una caída del 16% respecto del mismo período del año anterior. En dicho período, las exportaciones
se contrajeron un 12% (9.000 millones de dólares) que se explica por un efecto conjunto de cantidades (-10%) y precios (-2%). El
rubro más afectado fue el de productos primarios que registró menores ventas al exterior por 21% respecto al año anterior,
tanto por efecto de los menores precios internacionales de los commodities como por menores cantidades. Las importaciones,
por su parte, cedieron en un 11% respecto de los primeros once meses de 2013 lo cual representó un ahorro de divisas de 7.700
millones de dólares como consecuencia de la fuerte caída del rubro vehículos automotores de pasajeros.
Producto del balance comercial superavitario, pero fundamentalmente de los swaps implementados con el Banco Central de
China, las reservas internacionales del Banco Central cerraron 2014 en 31.408 millones de dólares, lo cual representa una
expansión acumulada en el año de 807 millones de dólares. La entidad monetaria se mantuvo a lo largo del año aplicando una
política monetaria expansiva que, junto a un tipo de cambio que luego de una fuerte devaluación en el mes de enero continuó
prácticamente todo el año inalterado, requirió que el Banco Central debiera redoblar sus esfuerzos para esterilizar moneda vía
emisión de Letras y Notas para evitar una suba de precios. El tipo de cambio oficial se ubicó al cierre de diciembre en 8,55 pesos
por dólar, un 31,2% por sobre el nivel alcanzado en igual fecha el año anterior.
En materia energética, a octubre, la producción de gas y petróleo se contrajo un 1,94% y un 1,5%, respectivamente. La oferta
local de gas natural fue complementada con importaciones de GNL en los centros de regasificación de Bahía Blanca y Escobar, e
importaciones de gas natural provenientes de Bolivia, mientras que la de crudo con importaciones de Bonny Light.
La demanda de combustibles evidenció un retroceso tanto en naftas como en gasoil durante los primeros once meses del año. En
el primer caso, la contracción fue del 0,7%, mientras que en el gasoil alcanzó un 3%. Por su parte, al mes de noviembre, la
demanda eléctrica registró un alza interanual del 2%.
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3. La Conducción de los Negocios durante 2014
3.1. Exploración y Producción de Petróleo y Gas
El segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas es el núcleo del negocio de Petrobras Argentina: la excelencia de
este sector es el primer paso para asegurarse la calidad en toda la gama de productos derivados que llegan a los clientes de la
compañía.
Petrobras Argentina es una de las grandes compañías de exploración y producción de hidrocarburos de la Argentina: actualmente
está presente en las cuencas petroleras más importantes del país, de las que obtiene petróleo, gas natural y GLP, y tiene
participaciones accionarias en PELSA y en Oleoductos del Valle. Además, mantiene una cartera de inversiones en otros países de
América Latina, incluyendo activos en Bolivia y participación accionaria minoritaria en activos en Venezuela, a través de las
Empresas Mixtas, y en Ecuador, a través de Oleoducto de Crudos Pesados.
En 2014, la Compañía
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Realizó inversiones exploratorias y de desarrollo en Argentina por Ps. 4.300 millones.
Acordó con las autoridades de la Provincia de Río Negro la extensión de las concesiones de las áreas 25 de Mayo Medanito, Jagüel de los Machos y Río Neuquén por un plazo de 10 años, todas operadas por Petrobras Argentina.
Acordó con las autoridades de la Provincia de Río Negro la extensión de la concesión del área Entre Lomas, operada por
PELSA, empresa en la cual Petrobras Argentina posee una participación del 58,88%.
Continuó con el desarrollo de reservas tight gas en la cuenca Neuquina. En este sentido se perforaron en el área Río
Neuquén dos pozos de desarrollo y el pozo de exploración RN e-1052 con muy buenos resultados.
Comenzó con el programa de delimitación del descubrimiento realizado en 2013 en el área El Mangrullo, mediante la
perforación de dos pozos en la Formación Agrio.
Continuó con los estudios en la Cuenca Neuquina para shale oil y shale gas, con el objetivo de desarrollar reservas no
convencionales. En este sentido, comenzó la perforación en el área Parva Negra Este del segundo pozo exploratorio de
shale gas con el objetivo de testear la producción de gas en la Formación Vaca Muerta, se finalizaron las operaciones de
punzado y fractura del pozo de gas Sierra Chata x-97 y se inició la producción temprana del pozo de petróleo Rincón de
Aranda x-1.
3.1.1. Producción e inversiones
En 2014, la producción de petróleo y gas, incluyendo la correspondiente a sociedades vinculadas, alcanzó un volumen de 87.154
barriles de petróleo equivalente por día, que representa una disminución del 10% con respecto al 2013 y obedece principalmente
a la venta de la participación en el área Puesto Hernández y al declino natural que caracteriza a los campos maduros en
Argentina.
Argentina
En nuestro país, la producción promedió los 79.289 barriles de petróleo equivalente por día. Este registro, que incluye la
producción de sociedades vinculadas, resultó un 10% inferior al alcanzado en 2013. Esta disminución obedece principalmente a la
venta de la participación en el área Puesto Hernández en enero de 2014 y al declino natural de la producción en campos
maduros.
Con una fuerte presencia en las Cuencas Neuquina y Austral, durante 2014 el plan de inversiones de Petrobras Argentina incluyó
la perforación de 36 pozos productores e inyectores, y la reparación de 30 pozos. El total incluye 30 perforaciones y 22
intervenciones en pozos en la Cuenca Neuquina y 6 perforaciones y 8 reparaciones en la Cuenca Austral.
Puntualmente, en la Cuenca Neuquina la Compañía concentró su actividad de perforación de petróleo en las áreas Medanito y
Jagüel de los Machos y de gas natural en las áreas Río Neuquén, El Mangrullo y Sierra Chata. Llevó a cabo intervenciones en
pozos de petróleo, principalmente en el área Medanito y, en menor medida, en proyectos de desarrollo de gas natural.
En 2013 el área El Mangrullo alcanzó el récord de producción de 2 millones de metros cúbicos día de gas; manteniendo este
plateau durante todo el 2014. El mantenimiento constante de la producción implicó un aumento del 8% en relación a la
producción promedio diaria del año anterior. El gas producido es comercializado bajo el programa “Gas Plus” de incentivo de la
producción.
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En el área Río Neuquén se incrementó un 1% la producción promedio por día de gas, neutralizando el declino natural. Esto es
resultado de la perforación de dos pozos con objetivo a la Formación Punta Rosada; estos trabajos son fruto de la aplicación de
nuevas tecnologías, experiencia, conocimientos, esfuerzos y dedicación de los equipos técnicos y operativos de la compañía. El
gas producido en Río Neuquén es del tipo tight gas, comercializándose bajo el programa “Gas Plus”.
En enero de 2014 se firmó con YPF S.A. un acuerdo por la venta de la totalidad de la participación en el contrato de la UTE
Puesto Hernández; donde la compañía era el operador y poseía una participación del 38,45%. Esta transacción representó la
terminación anticipada del contrato de UTE.
En la Cuenca Austral, por su parte, el plan de inversiones realizadas en 2014 incluyó la perforación de 6 pozos productores, 5 de
ellos en el yacimiento Estancia Agua Fresca, y la intervención de 8 pozos.
En julio de 2014, Petrobras Argentina comunicó al Instituto de Energía de la Provincia de Santa Cruz el descubrimiento de
hidrocarburos en el área de la Concesión de Explotación La Paz, ubicada en dicha provincia. El hallazgo ocurrió con la
perforación del pozo exploratorio Estancia La Nueva X-1
Concesión de Explotación área Veta Escondida
El 19 de diciembre de 2013, Petrobras Argentina, operador, y Total Austral con una participación del 55% y 45% de la concesión
de explotación de Veta Escondida respectivamente, negociaron un acuerdo extrajudicial con la Provincia del Neuquén y GyP,
para solucionar el conflicto derivado de la sanción del Decreto Provincial N° 563/12, que declaraba la caducidad de los derechos
de las empresas concesionarias sobre esta concesión de explotación y que llevó a Petrobras Argentina a iniciar acciones legales
contra la Provincia del Neuquén.
Se aguarda la sanción del Decreto del Poder Ejecutivo Provincial que apruebe este acuerdo.
Extensión de concesión en áreas de la Provincia de Río Negro
El 30 de diciembre de 2014 la legislatura de la Provincia de Río Negro ratificó el acuerdo firmado con el Poder Ejecutivo en el
cual se prorroga por 10 años la vigencia de las concesiones 25 de Mayo - Medanito, Jagüel de los Machos y Río Neuquén bajo
jurisdicción de dicha provincia.
La compañía es operadora en las tres áreas y posee el 100% de participación en 25 de Mayo – Medanito y Jagüel de los Machos.
Asimismo, se convino la cesión a la Empresa de Desarrollo Hidrocarburífero Provincial S.A. (EDHIPSA) del 5% de los derechos y
obligaciones que le correspondan en relación con la concesión de explotación del área Río Neuquén en la Provincia.
El 30 de diciembre de 2014 la legislatura de la Provincia de Río Negro ratificó el acuerdo firmado con el Poder Ejecutivo y PELSA,
operadora del área, en el cual se prorroga por 10 años la vigencia de la concesión del área Entre Lomas bajo jurisdicción de
dicha provincia. Petrobras Argentina mantiene una participación del 58,88% en PELSA.
Venezuela – Participación accionaria en las Empresas Mixtas
En Venezuela, la producción de petróleo y gas correspondiente a la participación en las Empresas Mixtas promedió los 4.903
barriles de petróleo equivalente por día, que significó una disminución del 15% respecto a 2013 en los campos operados por las
empresas Petroritupano S.A., Petrowayú S.A., Petroven-Bras S.A. y Petrokariña S.A.
Bolivia
La producción en Bolivia fue de aproximadamente 2.961 barriles de petróleo equivalente diarios, volumen un 15% inferior a la
producción de 2013. De este volumen, 13,5 millones de pies cúbicos diarios corresponden a la producción de gas (2.255 barriles
por día equivalentes) y 706 barriles de petróleo por día a la producción de hidrocarburos líquidos, incluyendo GLP. Esta
disminución obedece a la declinación natural de los campos maduros con alto grado de explotación, atenuada por la
incorporación de producción de pozos como resultado de las inversiones efectuadas en el año.
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3.1.2. Exploración
Para Petrobras Argentina la exploración es un vehículo prioritario en la reposición de reservas, por lo cual las inversiones
exploratorias realizadas en 2014 se destinaron principalmente a la perforación de nuevos prospectos.
Durante 2014, Petrobras Argentina perforó cinco pozos onshore: tres en la Cuenca Neuquina, dos de los cuales resultaron
productivos, los pozos Río Neuquén e-1052 y Mangrullo a-1022, el otro pozo, Mangrullo a-1049, terminó la perforación en
diciembre con pronóstico gasífero, estando a la espera de la operación de fractura y posterior ensayo.
El objetivo del pozo Río Neuquén e-1052 fue investigar la extensión de los reservorios gasíferos de baja permeabilidad de las
Formaciones Punta Rosada y Lajas a una profundidad de 4.300 metros, fuera de la zona actualmente en desarrollo. Luego de la
perforación el pozo fue estimulado hidráulicamente y posteriormente ensayado, obteniéndose muy buenos resultados.
Los dos pozos del área El Mangrullo forman parte del trabajo de delimitación del descubrimiento realizado en 2013 en la
Formación Agrio con la perforación del pozo Mangrullo x-1015.
Se destaca en noviembre de 2014, el comienzo de la perforación del pozo no convencional Parva Negra x-1004, previéndose su
finalización en febrero de 2015. Este pozo tiene como objetivo principal obtener datos y evaluar la productividad de la
Formación Vaca Muerta a una profundidad de 2.500 metros.
Los restantes 2 pozos perforados, Estancia La Nueva x-1 y Estancia Campos a-6, fueron realizados en la Cuenca Austral. El
primero resultó descubridor de gas y condensado en una acumulación vecina al yacimiento La Paz y el segundo se perforó como
parte de la delimitación del descubrimiento del yacimiento Estancia Campos ocurrido en 2012.
En enero de 2014 finalizaron las operaciones de punzado y fractura del pozo Sierra Chata x-97, segundo pozo exploratorio no
convencional del sistema Petrobras y primero de gas, el cual fue perforado a fines de 2013. Este pozo fue descubridor de gas,
durante 2014 fue ensayado y produjo 7 millones de metros cúbicos de gas.
Cabe destacar que durante 2014 se inició la producción temprana del descubrimiento de petróleo no convencional del área
Rincón de Aranda, realizado en 2013 en la Provincia del Neuquén con la perforación del pozo exploratorio Rincón de Aranda x-1.
3.1.3. Reservas estimadas de petróleo y gas natural
Proceso de estimación de reservas
Petrobras Argentina estima sus reservas al menos una vez al año.
Las reservas probadas son estimadas por los ingenieros de reservorio de la Compañía. La ingeniería de reservas es un proceso
subjetivo de estimación de acumulación de hidrocarburos que no pueden ser medidos de una manera exacta y que depende de la
calidad de la información disponible y de la interpretación y juicio de los ingenieros y geólogos. Por lo tanto, las estimaciones de
reservas, así como los perfiles de producción futuros, son a menudo diferentes de las cantidades de hidrocarburos que
finalmente se recuperan. La validez de tales estimaciones depende en gran medida de los supuestos sobre las cuales se basan.
Petrobras Argentina considera que las estimaciones de volúmenes de reservas recuperables de petróleo y gas son en su conjunto
razonables. Dichas estimaciones de reservas fueron preparadas de acuerdo con las normas de Modernización de Presentación de
Informes sobre Petróleo y Gas de la SEC, emitidas a finales de 2008.
DeGolyer and MacNaughton, consultores técnicos internacionales, han llevado a cabo una evaluación independiente de nuestras
reservas, verificaron aproximadamente el 80% del total de reservas estimadas de la Sociedad y el 100% de las reservas estimadas
en áreas operadas por la Sociedad. Dichos consultores concluyeron que los volúmenes de reservas de petróleo y gas natural
sujetos a su evaluación técnica independiente son razonables.
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La Evolución de las reservas en 2014
La producción del ejercicio acumuló un total de 31,8 millones de barriles de petróleo equivalente, que incluyen 1,1 millones de
barriles correspondientes al campo Colpa Caranda en Bolivia.
Durante el 2014, en Argentina se obtuvo un aumento de las reservas de 40,3 millones de barriles de petróleo equivalente.
Este incremento se debe fundamentalmente a la prórroga de la vigencia de las concesiones 25 de Mayo - Medanito, Jagüel de los
Machos y Río Neuquén en la Provincia de Río Negro que aportó 13,3 millones de barriles equivalentes. En el caso de Entre Lomas
el incremento por este motivo es de 17,3 millones de barriles de petróleo equivalente.
Se adicionaron 13,1 millones de barriles de petróleo equivalente por recategorización de reservas probables y posibles a reservas
probadas, por las actividades realizadas en los proyectos que corresponden principalmente a las áreas de gas Río Neuquén, El
Mangrullo y Sierra Chata, operadas por PESA y en las áreas Bajada del Palo y Agua Amarga, ambas operadas por PELSA. Por
último la venta de la participación en el área Puesto Hernández significó una baja de 3,4 millones de barriles de petróleo
equivalente.
En tanto, en el exterior se verificó una revisión negativa de 4 millones de barriles de petróleo equivalente, principalmente por
un comportamiento menor al esperado de los campos operados por las Empresas Mixtas de Venezuela.
Al 31 de diciembre de 2014, las reservas probadas de hidrocarburos líquidos y de gas natural de Petrobras Argentina totalizan
210,6 millones de barriles de petróleo equivalente: 84,6 millones de barriles de petróleo y 756,3 miles de millones de pies
cúbicos de gas.
Al 31 de diciembre de 2014, el total de reservas probadas de petróleo (incluye petróleo crudo, condensado y líquidos de gas
natural) y gas natural de Petrobras Argentina representa, a los niveles de producción de 2014, un horizonte de 6.9 años.
El siguiente cuadro refleja, por área geográfica, las reservas probadas estimadas de petróleo y gas natural al 31 de diciembre de
2014. Del total de reservas probadas, el 40% corresponde a hidrocarburos líquidos y el 60% a gas natural. Asimismo, el 89% de las
reservas probadas totales se localiza en Argentina.
Las reservas estimadas en la República Argentina se muestran antes del pago de regalías, debido a que éstas poseen atributos
similares a los de un impuesto a la producción y, por lo tanto, se tratan como costos operativos.
En Venezuela, las reservas estimadas fueron calculadas en base a la estructura contractual vigente, antes de regalías, y a partir
de multiplicar nuestra participación en cada empresa mixta por el volumen de reservas probadas de cada empresa mixta.
En relación a las reservas en Bolivia, a partir de 2009, por constituir una atribución exclusiva del Estado Boliviano, se prohibió la
anotación y registro de reservas por parte de terceros y, como resultante, a partir de ese año se detrajeron los barriles de
petróleo equivalente correspondientes a las reservas en Bolivia, sin que esto implique cambios a las condiciones económicas de
los activos de Petrobras Argentina.
3.1.4. Transporte de hidrocarburos
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Oleoductos del Valle S.A. – Oldelval
Al 31 de diciembre de 2014, Petrobras Argentina mantiene una participación directa de 23,10% en Oleoductos del Valle S.A.
Oldelval lleva a cabo tareas de explotación de oleoductos troncales de acceso a Allen, en el área del Comahue, y el oleoducto
Allen – Puerto Rosales, que posibilitan la evacuación del petróleo producido en la Cuenca Neuquina hasta Puerto Rosales (puerto
de la Ciudad de Bahía Blanca), aprovisionando a las destilerías que se encuentran en la zona de influencia de su recorrido.
Durante el presente ejercicio el transporte de petróleo desde Allen a Puerto Rosales alcanzó los 21.040 metros cúbicos por día
promedio y el realizado a las refinerías ubicadas en la Provincia del Neuquén totalizó 2.097 metros cúbicos por día promedio,
siendo el volumen total transportado de 23.137 metros cúbicos por día, totalizando en el 2014 un volumen de 53,1 millones de
barriles transportados, volumen inferior al transportado durante el ejercicio anterior en aproximadamente un 3,50%.
Durante el 2014, Oldelval ha logrado mantener el servicio de transporte sin interrupciones, garantizando la continuidad
operativa y la confiabilidad del sistema de bombeo. Se alcanzaron los objetivos proyectados y en materia de seguridad, se
continuó con el análisis de las zonas sensibles a lo largo del oleoducto.
Oleoducto de Crudos Pesados - OCP
Al 31 de diciembre de 2014, Petrobras Argentina mantiene una participación del 11,42% en OCP, un oleoducto en Ecuador que
cuenta con una capacidad de transporte de 450.000 barriles por día.
OCP mantiene divergencias interpretativas con el fisco ecuatoriano, la Corte Nacional de Justicia emitió sentencias confirmando
la determinación impositiva a favor del Estado, por lo cual OCP interpuso acciones extraordinarias de protección ante la Corte
Constitucional. A fines de 2014 dichas acciones extraordinarias han sido inadmitidas por la Corte Constitucional.
Al 31 de diciembre de 2014, OCP detenta un patrimonio neto negativo. Sin embargo, y conforme que Petrobras Argentina no ha
asumido compromisos de aportes de capital ni de asistencia financiera a OCP, dicha tenencia accionaria ha sido valuada a cero,
reconociendo en el ejercicio 2014 una pérdida neta de Ps. 464 millones.
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3.2. Refinación y Distribución
A través del negocio de Refinación y Distribución, Petrobras Argentina integra sus operaciones de manera vertical. La Compañía
conforma así una cadena de valor balanceada que comienza con la exploración y producción de hidrocarburos y finaliza con la
oferta de productos diferenciados por su calidad en cada estación de servicio.
En 2014, la Compañía:
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Mantuvo una alta utilización de la capacidad instalada de su refinería en lo que se refiere al procesamiento de crudo,
del orden del 88,7%, manteniendo una alta confiabilidad operativa.
Realizó inversiones en este segmento de negocios por Ps.168 millones.
Efectuó con éxito una parada programada para mantenimiento que involucró a todas las unidades de proceso, utilities
y offsites de la refinería.
3.2.1. División Refinación
Refinería Bahía Blanca y Plantas de Despacho
La Refinería Dr. Ricardo Eliçabe tiene una capacidad instalada de 30.500 barriles diarios de petróleo y está ubicada en Bahía
Blanca, Provincia de Buenos Aires, lugar estratégico para la recepción de crudos de la Cuenca Neuquina y en una posición
inmejorable para el abastecimiento vía marítima del petróleo proveniente del sur del país o del mercado internacional.
En 2014, la Refinería Bahía Blanca procesó 27.068 barriles de petróleo diarios, lo que representa un 88,7% de su capacidad
instalada, siendo este volumen procesado un 5,5% inferior al año anterior, debido principalmente a la parada programada para
mantenimiento de planta ejecutada este año. El procesamiento fue únicamente de crudo nacional.
Durante 2014, las inversiones en la refinería se destinaron principalmente a la parada general de la planta realizada entre agosto
y septiembre, por un plazo de 37 días. Se cumplieron en tiempo y forma todas las tareas de mantenimiento general que
involucró todas las unidades del proceso, como así también los servicios auxiliares y offsites. Entre los trabajos realizados se
destacaron la regeneración del catalizador de Reforming, la adecuación del tren de intercambio de hidroprocesos, la renovación
de internos en el fraccionador de Topping I, el pigging de los hornos de Vacío, Topping I y Topping II, la limpieza de
intercambiadores de la unidad de Cracking Catalítico y la actualización de parte del Sistema de Control Distribuido (DCS), entre
otras tareas. En cuanto a Seguridad y Medio Ambiente se destacan las remodelaciones en el sistema de efluentes líquidos,
remediaciones y asfaltado de caminos internos y adecuaciones en la red de incendio.
Asimismo, durante el 2014 se continuaron con adecuaciones para la modernización del cargadero de camiones y de la red de
ductos.
En lo que respecta a la Terminal Dock Sud y la Terminal Caleta Paula se continúa con la adecuación de todos los tanques con el
objetivo de cumplir las normativas vigentes. En el mes de noviembre se finalizaron las obras para dosificación del etano en la
Nafta Podium comenzando con el despacho del producto desde Caleta Paula.
Plan de inversiones de Refinación
En 2015 la refinería continuará realizando las inversiones necesarias en conformidad legal, sostenimiento y confiabilidad de la
operación de la planta, entre las que se destaca la instalación de una Unidad Recuperadora de Vapores (VRU) en la zona del
cargadero de camiones y la adecuación de los sitios de carga del Puerto de Bahía Blanca.
Adicionalmente, se continúa avanzando con la etapa de Ingeniería del Proyecto de una nueva unidad de hidrotratamiento de gas
oil y la ampliación de la capacidad de procesamiento de crudo.
En Dock Sud se destinarán inversiones para adecuar la red de incendios y se continuará con el plan de adecuación de tanques a la
normativa vigente.
A su vez, en Caleta Paula se realizarán inversiones de sostenimiento y cumplimiento legal, necesarias para adecuar la operación,
destacándose los trabajos de adecuación de tanques.
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3.2.2. División Distribución
El mercado argentino de combustibles líquidos
El mercado local de combustibles líquidos —naftas y gasoil— experimentó una baja de 2,0% en 2014 respecto de 2013, alcanzando
los 21,1 millones de metros cúbicos.
El mercado de naftas bajó un 0,8% con un volumen de ventas de 8,1 millones de metros cúbicos.
En cuanto al mercado de gasoil, también tuvo una baja de 2,8%, alcanzando los a 12,9 millones de metros cúbicos.
Por su parte el mercado de GNC disminuyó un 2,0% respecto de 2013, con un volumen de venta de 2,8 millones de metros
cúbicos.
Combustibles Petrobras Argentina
En el 2014, las ventas de combustibles líquidos de Petrobras Argentina para el mercado interno alcanzaron un volumen de 1,2
millones de metros cúbicos, cifras que ubican a Petrobras Argentina en el cuarto lugar dentro del mercado argentino.
De ese total, 0,7 millones de metros cúbicos corresponden a gasoil, y 0,4 millones de metros cúbicos a naftas, representando
participaciones de mercado del 5,7% y del 5,4%, respectivamente. Las ventas de naftas premium, asimismo, alcanzaron los 81
mil metros cúbicos anuales, con un market share del 4,3%.
Lubricantes
Petrobras Argentina posee una planta de elaboración de lubricantes, laboratorio y centro de distribución de Lubrax en Argentina
ubicados en Avellaneda, Provincia de Buenos Aires.
En el 2014 las ventas de Lubrax en el mercado argentino totalizaron 16,1 mil metros cúbicos, lo que representa una caída del
6,9% respecto de 2013. De esta manera, la participación en el mercado fue de 5,4%. Esto se debió principalmente a las políticas
de precios agresivas por parte de algunos actores del mercado, que caracterizaron este año de fuerte competencia.
Otros programas desarrollados en estaciones de servicio
Petrobras Argentina cuenta con una red de 262 estaciones de servicio, de las cuales 33 cuentan con Spacio 1, y 5 agros.
En el 2014 se comenzó a implementar un programa de intercambio de surtidores en su red de estaciones de servicio.
Asimismo, se continuó trabajando con la implementación del Programa Calidad Controlada, que verifica los estándares de
calidad de los productos comercializados en las estaciones de servicio y se realizó la recertificación del Sistema de Gestión, bajo
la Norma ISO 9001 – 2008 por parte de la auditora TUV Rheinland, sin observaciones de no conformidades y destacándose la
renovación de los laboratorios móviles como fortaleza.
La Compañía continuó desarrollando el Programa Desafío, llevando a cabo tareas de capacitación en las estaciones de servicio
mediante la modalidad Aula Móvil, que cuenta con dos vehículos identificados y equipados para contribuir a desarrollar y
valorizar la marca a través de la estandarización del modelo de atención al cliente en las estaciones de servicio.
Por otro lado se continuó con el programa de renovación de Compresores de GNC de la Red Propia.
Para el 2015 la compañía tiene previsto continuar con las inversiones de imagen y con el recambio de surtidores y tanques de
las estaciones de servicios de todo el país.
13
Mercados de asfaltos y búnker
En 2014 las ventas en el mercado de asfaltos disminuyeron un 8,5%, totalizando 433 mil toneladas, de las cuales 79 mil toneladas
corresponden a ventas de Petrobras Argentina, lo que representa un market share del 18%.
Por otra parte, en 2014 el mercado de IFO´s Bunker tuvo un volumen de 1,6 millones de metros cúbicos, de los cuales Petrobras
Argentina comercializó aproximadamente 215 mil metros cúbicos de IFOs y 28 mil metros cúbicos de Gas Oil Bunker, con un
market share de 10,6% y 10,8%, respectivamente.
Refinor
En 2014, el promedio diario de crudo procesado fue de 14.721 barriles, que representa un 54% de su capacidad instalada.
Durante el año se sostuvo el procesamiento de crudo proveniente de Bolivia que estuvo en línea con el año anterior. La
comercialización en el mercado local alcanzó los 443 mil metros cúbicos, sin variaciones respecto al ejercicio anterior.
Por su parte, el procesamiento de gas alcanzó un promedio diario de 14,1 millones de metros cúbicos.
La producción total de GLP proveniente de gas rico fue de 298 mil toneladas, volumen inferior en un 6,9% en comparación al
2013. Por su parte, las ventas alcanzaron las 302 mil toneladas, superiores en un 1,3% a las del 2013.
14
3.3. Petroquímica
En el segmento de Petroquímica, a partir del gas natural, nafta virgen, propano y otros insumos, Petrobras Argentina produce
bases octánicas para naftas, solventes aromáticos, hexano y otros solventes parafínicos hidrogenados, propelente para industria
cosmética, estireno monómero, caucho y polímeros para el mercado local y exterior. De este modo, participa en un segmento
importante para la estrategia de integración vertical de sus operaciones.
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Alcanzó el récord histórico de 15 mil toneladas de ventas de propelente en el mercado local.
Priorizó el mercado interno de poliestireno, alcanzando las 43 mil toneladas de ventas locales.
Desarrolló un nuevo grado de poliestireno, resistente a los compuestos halogenados, con un potencial de consumo de
6.000 tn/año. Dicho producto se introdujo rápidamente en el mercado logrando la homologación en todos los
productores de heladeras locales.
Puso en marcha el proyecto de recuperación de iso hexano en la planta de Puerto General San Martín (PGSM),
permitiendo disponer de volúmenes de aromáticos para la venta.
Realizó inversiones por un total de Ps. 81 millones, destinadas principalmente a mejoras en la planta de PGSM.
3.3.1. Reforming de naftas
En el 2014, como parte del programa de mejora de eficiencia energética de las instalaciones de PGSM, se realizaron
modificaciones que permitieron recuperar productos (gas licuado de petróleo, benceno, solvente parafínico y aromáticos),
generando un ahorro en el consumo de combustibles y una reducción en la emisión de gas carbónico de 10 mil toneladas año.
Adicionalmente, con el objeto de mejorar la eficiencia operativa en la Unidad de Reforming, se implementó un novedoso reciclo
de refinado que permitió aumentar la producción de propelente y de algunos aromáticos.
El volumen de ventas de bases octánicas y naphtha durante el 2014 fue de 256 mil de toneladas, de las cuales 42 mil fueron
destinadas al mercado de exportación. Las ventas de hexano, solventes parafínicos y aromáticos durante el 2014 fue de 60 mil
toneladas. El 71% de estas ventas se destinaron al mercado local, representando un incremento del 10% respecto al año 2013.
El volumen de ventas de propelente totalizó 15,4 mil toneladas en el 2014, representando un incremento del 29% respecto al año
2013. Este aumento está asociado a las mejoras realizadas en la planta de PGSM.
3.3.2. Estirénicos
Las ventas de 2014 para las cuatro líneas de productos –estireno, poliestireno, poliestireno biorientado y caucho– alcanzaron las
169 mil toneladas. Esta cifra representa un 13,8% menos con respecto a 2013, asociada a la menor demanda local y a la baja de
las exportaciones con destino al mercado brasilero.
Estireno
El volumen de ventas de estireno monómero durante el 2014 fue de 56 mil toneladas, un 18% menor respecto al 2013,
destacándose una reducción en las exportaciones destinadas a Chile y Brasil y de las ventas en el mercado local respecto al año
anterior.
Poliestireno
El volumen de ventas de poliestireno durante 2014 fue de 49,4 mil toneladas, un 1,6% menor respecto al 2013, principalmente
por una retracción en las ventas locales, parcialmente compensado por un incremento en las exportaciones, debido a la parada
de planta programada, realizada en 2013, que produjo una baja en las exportaciones y en la producción en dicho año.
BOPS
El volumen de ventas de BOPS durante 2014 fue de 9,1 mil toneladas, un 6% superior respecto al 2013, con un incremento del
15% en las exportaciones y una reducción del 13% en el mercado local.
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Caucho
Petrobras Argentina vendió un total de 39,6 mil toneladas de caucho, de los cuales 22,1 mil toneladas corresponden al mercado
local y 17,5 mil toneladas a exportaciones. El volumen vendido en 2014 fue un 20% inferior respecto al año anterior,
principalmente por una disminución del 32% en las exportaciones, asociado a la menor demanda del mercado brasilero.
Además, en el año 2014 la Compañía continuó avanzando en la producción de polímeros con bajo contenido de aromáticos de
acuerdo a la regulación europea, acompañando la demanda de nuestros clientes.
3.3.3. Plan de inversiones
Durante el año 2014, Petrobras Argentina realizó inversiones por un total de Ps. 81 millones, destinadas principalmente a
trabajos de sostenimiento en las plantas de Estireno, Poliestireno y Caucho. Entre los ítems más relevantes se encuentran el
inicio del proyecto de instalación de la planta de ósmosis inversa, el pasaje de herramientas inteligentes en ductos, la
adecuación de pasivos ambientales y el desarrollo de ingenierías de proyectos de recuperación de energía en hornos de etileno y
estireno.
Adicionalmente, se completaron las inversiones que permitieron la ampliación en la producción de propelente.
Durante el 2014, se completó la parada programada para mantenimiento de la unidad Etileno de San Lorenzo y el mantenimiento
preventivo de la Turbo Caldera.
Para el año 2015, se seguirán con las inversiones de sostenimiento, confiabilidad y cumplimiento legal y se realizará la parada
programada para mantenimiento de las unidades de Etileno de San Lorenzo, PGSM y Planta de Zárate.
3.3.4. Certificaciones y reconocimientos
Durante el 2014, se recertificaron las Normas ISO 9001, ISO 14001 y OHSAS 18001 en la planta de PGSM.
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3.4. Gas y Energía
El segmento de Gas y Energía conecta dos insumos fundamentales para el desarrollo industrial de nuestro país, como son el gas y
la energía eléctrica. Al participar en ambos negocios, Petrobras Argentina maximiza la rentabilidad de su producción y asegura el
abastecimiento propio.
En el negocio de Gas, la Compañía comercializa el gas de propia producción, provee servicios de brokering a empresas
productoras que tercerizan su venta, gestiona compras a terceros de gas para atender a consumos propios y, a través de TGS, es
licenciataria del transporte de gas natural en el sur del país.
En el negocio de Electricidad, participa en la generación a través de la Central Termoeléctrica Genelba, la Hidroeléctrica Pichi
Picún Leufú y la Central EcoEnergía. La potencia instalada total de Petrobras Argentina es de 1.124 Mw.
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Logró un excelente nivel de confiabilidad de las plantas Genelba, Genelba Plus, Pichi Picún Leufú y EcoEnergía,
alcanzando niveles de 99,6%, 99,9%, 100% y 95,2%, respectivamente.
Se realizó exitosamente el mantenimiento mayor del ciclo combinado de Genelba, correspondiente a la Turbina de gas
12 y la Turbina de vapor 10.
La Central Genelba obtuvo el segundo puesto en el Premio Iberoamericano de la Calidad, donde participan los
ganadores del Premio Nacional a la Calidad de todos los países de Iberoamérica.
Renovó los contratos de venta de gas bajo el programa Gas Plus de los yacimientos “El Mangrullo” y “Río Neuquén”,
acompañado con volúmenes crecientes de producción de gas no convencional.
3.4.1. Negocio de Gas y Transporte
Comercialización
En 2014 la compañía comercializó en la Argentina volúmenes de gas propio por 7,0 millones de metros cúbicos diarios. En tanto,
bajo la modalidad brokerage, comercializó un volumen de gas de 1,9 millones de metros cúbicos diarios y se gestionó la compra
a terceros de 1,0 millones de metros cúbicos diarios para atender la demanda interna. La distribución se realizó con trasporte
propio y de terceros, a fin de abastecer a los clientes y asegurar el cumplimiento de los compromisos acordados.
En el mes de julio se renovaron los contratos de venta de gas no convencional de las áreas El Mangrullo y Río Neuquén, los cuales
se continúan comercializando con CAMMESA, bajo la modalidad de Gas Plus.
Cabe mencionar que se logró un mejor precio promedio de venta de gas total, debido a los mayores volúmenes comercializados
de gas no convencional y a una mejora en los precios del segmento industrial.
TGS
Al 31 de diciembre de 2014, Petrobras Argentina mantiene una participación indirecta del 25,5% en TGS a través de CIESA, con
una participación del 51% de su capital social. Petrobras Argentina posee una participación directa e indirecta del 50% en CIESA.
Durante 2014 aumentaron los ingresos generados por el servicio de transporte de gas debido principalmente al impacto de la
adecuación tarifaria aprobada por la Resolución Nº I-2852/14 del ENARGAS, en un contexto donde se continuó trabajando para
obtener mejoras en el cuadro tarifario. Adicionalmente, contribuyeron al incremento de ingresos, el mayor volumen de
transporte interrumpible y los mayores servicios de transporte de gas natural a clientes con destino de exportación.
Los ingresos generados por el negocio de líquidos aumentaron como consecuencia de: (i) el impacto de la variación en el tipo de
cambio del peso argentino sobre las ventas denominadas en dólares estadounidenses, (ii) las favorables condiciones climáticas
que favorecieron el rendimiento operativo del Complejo Cerri, incrementándose las toneladas vendidas por cuenta propia, (iii)
los mayores ingresos por servicios de logística prestados en Puerto Galván, y (iv) el ajuste en el precio de venta del etano de
acuerdo a contratos vigentes. Dichos efectos fueron parcialmente compensados por la caída en los precios internacionales de
referencia y en los premios promedio obtenidos durante el ejercicio 2014
17
Finalmente, respecto del segmento de negocio de otros servicios, sus ingresos por ventas se vieron incrementados como
consecuencia de: (i) servicios de compresión y tratamiento por el efecto de la variación en el tipo de cambio del peso argentino
sobre las tarifas denominadas en dólares estadounidenses, (ii) nuevos contratos celebrados para la prestación de servicios
operativos de midstream, (iii) servicios de telecomunicaciones, (iv) servicios de gerenciamiento de las obras de expansión del
sistema de gasoductos, y (v) mayores servicios de generación de vapor.
Por otra parte, en 2014 se avanzó con el desarrollo del plan de ejecución, bajo el programa de fideicomisos de gas, que
posibilitará el transporte de un volumen adicional de 10,7 millones de metros cúbicos diarios, de los cuales se encuentran
habilitados 8,7 millones de metros cúbicos diarios.
Negocio de GLP
En 2014, el volumen de GLP de fabricación propia y de terceros comercializado fue de 86,9 mil toneladas, un 8% menos que en el
ejercicio comparativo, debido principalmente a que en 2014 se realizó la parada programada para mantenimiento de planta en
la Refinería Dr. Ricardo Eliçabe. Durante este año no se realizaron operaciones de brokerage.
En 2014, la Sociedad afianzó la operatoria de venta de butano en camiones para el mercado local, operación iniciada en mayo de
2012, comercializando en el ejercicio actual más de 3 mil toneladas en condiciones comerciales favorables considerando la
localización geográfica de la planta El Cóndor, ubicada en la Provincia de Santa Cruz.
Al igual que en el año anterior, en 2014, desde la Refinería Bahía Blanca, la Sociedad dio cumplimiento a las obligaciones de
abastecimiento de butano al mercado interno dispuestas por la Secretaría de Energía. Cabe destacar que al igual que en el año
anterior, en 2014 la compañía logró una mejora significativa en el margen de comercialización de butano como consecuencia de
un cambio de mix en la composición de los canales de comercialización con mejores precios de venta.
3.4.2. Electricidad
Panorama de la generación eléctrica en la Argentina
La demanda de energía continuó creciendo en forma sostenida a lo largo de 2014, y su tasa de variación interanual se ubicó en el
1%. El principal impulsor del desarrollo positivo ha sido la demanda residencial, que a lo largo del año presentó una tasa de
crecimiento en el orden del 2%. Por otro lado, el sector industrial prácticamente no mostró variación interanual.
La demanda fue cubierta en un 63% con una oferta de generación térmica, 31% de generación hidráulica y 4% de generación
nuclear. Las temperaturas medias registradas fueron de 18,6°C a lo largo del año, siendo el valor 0,9°C por encima de su
temperatura media histórica, cuestión que afecta significativamente la demanda residencial por su mayor consumo como
refrigeración.
El consumo de combustibles ubicó al gas natural con un valor medio utilizado de 39,2 millones de metros cúbicos diarios, el Gas
Oil fue de 1,8 millones de metros cúbicos, el Fuel Oil alcanzó los 2,7 millones de toneladas y el Carbón utilizado fue de 1 millón
de toneladas.
Central Termoeléctrica Genelba
En 2014, la Central Termoeléctrica Genelba comercializó 5.701 GWh; un 5,1% inferior al 2013; de esta cantidad, un 80%
corresponde al Ciclo Combinado de Genelba en tanto que el 20% restante corresponde a Genelba Plus. Dicha generación de
energía anual equivale a una participación del 4,6% en la generación total del país y del 7,2% en el sector de generación térmica.
La disminución en la generación de Genelba es consecuencia de la realización de un mantenimiento mayor, que implicó una
parada programada de 53 días, un menor tiempo a lo planeado.
Genelba Plus operó con un factor de confiabilidad de 99,9%, y en el caso del Ciclo Combinado fue de 99,6%. En cuanto al factor
de disponibilidad operativa, fue de 98,5% para Genelba Plus, y de 89% para el Ciclo Combinado de Genelba.
Durante 2014, la Central Genelba ha logrado nuevamente una importante distinción al obtener el segundo puesto del Premio
Iberoamericano a la Calidad 2014. Se destaca que sólo participan de este premio los ganadores del Premio Nacional a la Calidad
de los países de Iberoamérica, premio que fue obtenido por esta central en el año 2013.
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Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú
A lo largo de 2014, los caudales de los ríos Limay y Collón Curá se ubicaron en valores por debajo de su nivel medio histórico,
afectando la generación de la Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú.
La generación anual se situó en 833 GWh, un 10% por debajo de 2013 y 14% por debajo de su generación media histórica. Con un
factor de disponibilidad del 95,3% y un factor de confiabilidad del 100%, la hidroeléctrica obtuvo en 2014 una participación
aproximada del 0,7% en la generación de energía total del país y del 2,3% en la generación de energía hidráulica anual.
Central EcoEnergía
Durante 2014, la generación anual se ubicó en 104 Gwh, 8% por encima del valor del año 2013, siendo su factor de disponibilidad
del 93,1% y el factor de confiabilidad del 95,2%.
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4. Una empresa detrás de los Negocios
4.1. Organización y Gestión
Petrobras Argentina considera que el progreso económico es sustentable si el desempeño se alcanza a través de la
implementación y mejora de un sistema de gestión comprometido con todos sus públicos de interés: los accionistas, los clientes,
los empleados, la comunidad, los proveedores y los organismos de control. De acuerdo esta visión, la Sociedad aplica políticas
que forman parte integral de su sistema de gestión, el cual opera en todos los niveles de la organización, llevando adelante
proyectos, planes, programas, capacitaciones y evaluaciones que le permiten mejorar su calidad de gestión en forma continua.
Para fortalecer el sistema de gestión, a fines de 2013 se creó la Gerencia de Organización y Gestión con el fin de promover la
mejora continua de la organización y brindar los servicios básicos de soporte y de seguridad empresarial, asegurando la
conformidad corporativa y la sustentabilidad de los negocios.
Demostró una excelente conformidad con los requisitos de gestión y gobierno de Petrobras, obteniendo un alto desempeño, 97%,
en la exigente evaluación de conformidad organizada por la sociedad controlante, basada en el manual de gestión y gobernanza
de Petrobras International Braspetro BV.
Completó su adecuación a las nuevas exigencias de información de SEDRONAR/RENPRE en relación con la gestión de las
sustancias consideradas precursores químicos, rediseñando procesos, roles y responsabilidades.
Participó, por séptimo año consecutivo, del benchmarking de indicadores de gestión del Instituto Profesional Argentino para la
Calidad y la Excelencia (IPACE), que en líneas generales la posiciona en el promedio de las empresas participantes del segmento
de manufactura grande, empresas todas que son referentes de excelencia en sus ámbitos de actuación.
Ha continuado con la iniciativa de Equipos de Mejora que contribuyen a la eficiencia de las operaciones y la mejora de los
resultados, conformando 14 nuevos equipos de todos nuestros Negocios, que abarcan iniciativas de mejora en aspectos de
eficiencia, productividad, costos, calidad, seguridad y medio ambiente.
Asimismo presentó 2 equipos de mejora en el 19° Encuentro Nacional de Mejora Continua organizado por SAMECO (Sociedad
Argentina pro Mejoramiento Continuo) con el fin de divulgar la experiencia y reconocer a los integrantes de los equipos.
A través de su Central Termoeléctrica Genelba, fue reconocida por la Fundación Iberoamericana de la Calidad con el Premio
Plata en el Premio Iberoamericano a la Calidad, que convoca a empresas ya galardonadas con el Premio Nacional a la Calidad de
22 países de Iberoamérica. Para su otorgamiento se evaluó toda la gestión empresarial: liderazgo y estilo de gestión, estrategia,
desarrollo de personas, recursos, procesos y clientes, y resultados.
Ha completado exitosamente el Programa de Certificaciones según normas ISO 9001, ISO 14001, OHSAS 18001, ISO 5001, los
requisitos de calidad del Instituto de Auditores Internos, de empresa Cardioprotegida y de Lugar de trabajo Saludable,
demostrando su compromiso con sus clientes, proveedores, accionistas, empleados y la comunidad en la que opera. El Programa
Anual de Certificaciones comprende auditorías internas y externas de mantenimiento y re-certificación del sistema de gestión,
así como la implementación de nuevos certificados. Las auditorías externas fueron conducidas por prestigiosos organismos,
destacándose firmas como TÜV Rheinland, Instituto de Auditores Internos de Argentina y España, Medical Tech, y el Ministerio de
Salud de la Nación. Las auditorías internas fueron llevadas adelante con gran efectividad por personal propio capacitado. Este
programa constituye una actividad preventiva mediante la cual se identifican hallazgos que permiten seguir desarrollando la
gestión de acuerdo con los lineamientos estratégicos establecidos.
Adicionalmente, durante el 2014 se inició el proceso de certificación ISO 9001 en la Gerencia de Contrataciones de Bienes y
Servicios, una iniciativa inédita en el mercado que profundiza la orientación interna a clientes para contribuir a la calidad de
gestión de las contrataciones.
Con respecto a Seguridad Empresarial, avanzó en la adaptación de los procedimientos locales para asegurar la alineación con los
requisitos de Petróleo Brasileiro, destacándose la continuidad del Comité de Seguridad, integrado por representantes de las
áreas de Legales, Tecnología Informática, Recursos Humanos y Organización y Gestión, que abarca temas de seguridad
patrimonial y seguridad de la información.
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4.2. Seguridad, Medio Ambiente y Salud Ocupacional
Petrobras Argentina considera que el progreso económico es sustentable si su desempeño está basado en la implementación y
mejora de un modelo de gestión comprometido con la seguridad y salud de las personas, el cuidado del medio ambiente y la
eficiencia energética.
De acuerdo a estas premisas, la Sociedad aplica políticas y directrices de Seguridad, Medio Ambiente, Salud e Higiene
Ocupacional que forman parte integral de su sistema de gestión y operan en todos los niveles de la organización, llevando
adelante programas, capacitaciones y evaluaciones que le permiten ser una empresa segura y ecoeficiente, que optimiza sus
recursos y trabaja por la calidad de vida de sus empleados y por el bienestar de la comunidad.
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Mejoró su gestión de SMS desarrollando una campaña en todos los activos bajo la consigna "Nuestras actitudes
responsables hacen la diferencia", guiada por el Liderazgo de PESA.
Estableció una matriz de gerenciamiento de riesgos para medir el grado de gestión de la implementación de los
procesos de SMS.
Obtuvo reconocimientos importantes por su gestión de seguridad en operaciones de E&P, y de medio ambiente en
reducción de consumos de agua.
Profundizó el control en el aseguramiento de conformidad legal y cartera de proyectos, con el objeto de promover la
sustentabilidad ambiental y energética, tanto en sus operaciones actuales como en las inversiones.
4.2.1 Seguridad
Dentro del marco del Liderazgo y Compromiso Visible, se desarrolló una campaña de seguridad en todos los activos bajo la
consigna "Nuestras actitudes responsables hacen la diferencia", en esta oportunidad el Director Presidente y los Directores de
Negocio realizaron una recorrida por las distintas plantas y activos, realizando auditorías de comportamiento y compartiendo un
mensaje de compromiso con los colaboradores de cada sitio.
Se estableció una Matriz de Gerenciamiento de Riesgos en SMS con el fin de medir el grado de gestión en la implementación de
los procesos de Seguridad, Medio Ambiente y Salud en todos los activos y plantas de la compañía. El alcance de esta herramienta
consideró la evaluación de 7 dimensiones en SMS, abriendo la revisión en 65 sub-ítems con foco en: permisos/habilitaciones,
integridad, confiabilidad, disciplina operacional, pasivos ambientales, contingencias y salud ocupacional e higiene industrial. De
esta manera, se facilita evaluar sistemáticamente el Gerenciamiento de los Riesgos en SMS de la compañía priorizando los focos
de atención en las áreas donde la criticidad bajo la medición del nivel de tolerabilidad de riesgos sea mayor.
Durante el 2014 se dio continuidad a los programas de evaluación de riesgos dentro del marco del Programa de Seguridad de
Procesos, así como el relevamiento técnico en campo de instalaciones eléctricas y evaluación de eficiencia de las redes fijas
contra incendio en instalaciones industriales.
Se implementó el programa corporativo de Petrobras denominado Plan de Reducción de Accidentes de la Compañía (PRAC), con
foco en la gestión de riesgos en transporte terrestre. Asimismo, se desarrollaron distintas actividades de concientización y
capacitación en seguridad como: Jornada de seguridad en equipos de torre, Seguridad como Valor en Petroquímica, Programa del
Observador en Terminales, Jornada de presentación de buenas prácticas en seguridad, encuentros periódicos de comunicación
interna de seguridad a través de video conferencias trimestrales con los gerentes operacionales y referentes de seguridad.
Durante el 2014 la compañía ha alcanzado el cumplimiento de las metas establecidas. A su vez, ha logrado tener una reducción
del 14% en la tasa de ocurrencias registrables en accidentes personales, siendo este desempeño el mejor alcanzado en los
últimos 10 años.
A nivel de reconocimiento externo, Petrobras Argentina recibió por parte del IAPG, el Premio Anual de Seguridad IAPG 2014,
donde en esta oportunidad la compañía fue acreedora del premio en el grupo de empresas evaluadas dentro de la Categoría de
Productores que corresponde a la gestión en seguridad de las operaciones de Exploración y Producción. Este reconocimiento
considera el desempeño alcanzado en seguridad entre el período 2do. semestre 2013 - 1er. semestre 2014.
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4.2.2 Medio ambiente
Durante 2014, la Compañía continuó ejecutando su Cartera de Proyectos con el objetivo de disminuir los riesgos en SMS de sus
instalaciones. Además, se focalizó en la presentación, aprobación y desarrollo de estudios de viabilidad técnico-económicos para
el desarrollo de áreas convencionales y no-convencionales.
Por noveno año consecutivo, Petrobras Argentina, a través de su casa matriz, participó en la conformación del Dow Jones
Sustainability Index (DJSI). Este índice, el más importante de sustentabilidad del mundo, evalúa el desempeño social, económico
y medioambiental de las compañías que lo conforman y refleja los esfuerzos invertidos en materia de SMS de Petrobras
Argentina.
La Compañía viene trabajando y desarrollando acciones tendientes a disminuir permanentemente los riesgos de derrames
accidentales, fundamentalmente con programas de integridad de ductos y de tanques, tanto aéreos como subterráneos.
Adicionalmente se realizan monitoreos y estudios ambientales para conocer las distintas situaciones en sectores de interés. Se
continuó con la implementación en el Sistema Petrobras, del programa de “Vazamento Zero” (Derrame Cero). En el 2014 la
compañía reforzó el programa internamente, realizando un plan con un fuerte compromiso de la línea organizacional y con el
objetivo de prevenir la ocurrencia de derrames en todas sus operaciones, con foco en tres ejes fundamentales: Sistema Gestión,
Integridad de Instalaciones y Contingencia.
En oportunidad de la evaluación realizada por Petróleo Brasileiro de la gestión de SMS del activo Neuquina, se han identificado
mejores prácticas de PESA para el Sistema Petrobras, referidas a Gestión Integral de Pasivos, que incluyen Plan de Saneamiento
y Restauración, y la Sistematización de la Gestión de Emisiones Atmosféricas implementado en el activo Neuquina, incluyendo el
análisis crítico e implementación de acciones de control y tratamiento, que promovió resultados significativos como reducción de
emisiones e incremento del gas útil de planta.
En 2014, la planta PGSM fue distinguida con el Ecomagination Leadership Award por la implementación de su proyecto de
Reducción de Consumo de Agua en 60 millones de litros por año, con beneficios de activos protegidos de la corrosión y
ensuciamiento, mejora en la confiabilidad operativa y la reducción de costos totales de operación.
La compañía continua con el objetivo de asegurar el cumplimiento de las acciones proyectadas en materia de eficiencia
energética y reducción de emisiones, se continuó con la actualización de los inventarios de fuentes de emisiones y se afianzó el
registro de datos y cálculo de indicadores de emisiones y eficiencia vinculados a la producción. Esto posibilitará el planeamiento
de programas y metas vinculados a las actividades o plantas.
Bajo el objetivo del Programa de Optimización de Costos Operacionales (PROCOP) se pusieron en marcha las fases de
preparación y detalle de iniciativas para impulsar un cambio en la forma de gestionar los costos de la compañía con una visión
por proceso, identificando, evaluando e implementando oportunidades de optimización, una de ellas ha sido “Eficiencia
energética en Refinería Bahía Blanca”.
4.2.3 Salud e Higiene Ocupacional
En 2014, la compañía continúa desarrollando sus programas de promoción y protección de la salud con foco en la prevención
primaria y secundaria y generando un espacio de trabajo saludable.
En este contexto se desarrollan acciones tendientes a generar hábitos y conductas de vida saludables a través del Programa de
Promoción y Protección de la Salud (PPS), con acciones de alimentación saludable e inocuidad alimentaria de acuerdo a la norma
IRAM 14201, actividad física, prevención odontológica, deshabituación tabáquica y prevención de adicciones.
Las acciones mencionadas son desarrolladas en función del diagnóstico anual de salud realizado mediante la implementación de
un examen médico a todos los empleados que contempla los riegos ocupacionales y epidemiológicos, permitiendo la realización
de un programa de salud específico realizado a medida según los grupos de riesgo relevados.
En materia de prevención, la compañía continúa desarrollando los cursos de Resucitación Cardio-Pulmonar (RCP) y Primeros
Auxilios, el plan de actividad física y las campañas de vacunación antigripal y antitetánica.
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Durante el 2014 se continuó desarrollando el programa de Cardioprotección, según estándares internacionales de American Heart
Association y se mantuvo la certificación como empresa libre de humo de tabaco a través del Ministerio de Salud de la Nación,
así como el reconocimiento por dicho Ministerio como empresa amiga de la hemodonación por la implementación de campañas
de donación voluntaria de sangre en los activos y como Lugar de Trabajo Saludable.
En el marco del Programa de Higiene Industrial, se completaron las mediciones correspondientes a los ambientes de trabajo, los
mapas de riesgos específicos, se realizó el seguimiento de los desvíos presentados y se continuó el programa de ergonomía
realizando relevamientos de puestos de trabajo específicos.
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4.3. Valoración humana
Petrobras Argentina se erige sobre la base de valores organizacionales orientados a promover el desarrollo sostenible, la
actuación integrada y la responsabilidad por los resultados, cultivando la disposición para el cambio y el espíritu de emprender,
innovar y superar desafíos.
Estos valores se enmarcan en principios éticos y transparentes que apuntan a reconocer la diversidad humana y cultural y
constituyen el vehículo para la materialización de acciones vinculadas a la gestión estratégica de las personas que la componen.
A tal fin, la Compañía sostiene diversas prácticas tendientes a la formación, el desarrollo, la atracción y la fidelización de su
capital humano, generando así un contexto favorable para el cumplimiento de los resultados organizacionales.
•
•
Por quinto año consecutivo se posicionó dentro de las cuatro primeras empresas del Club del Petróleo en materia de
remuneraciones, manteniendo además una canasta de beneficios competitiva a nivel de mercado.
Invirtió alrededor de US$ 2 millones en programas de formación tendientes a promover el desarrollo de competencias
técnicas y de gestión de sus colaboradores.
4.3.1. Estructura Organizacional
Durante el 2014, la compañía consolidó la readecuación de la estructura organizacional iniciada en octubre de 2013, continuando
por las funciones no gerenciales.
4.3.2. Reclutamiento y Selección de Personal
Ante el surgimiento de cada vacante, Petrobras Argentina promueve la incorporación de las personas que considera más idóneas
para llevar adelante los desafíos de la posición, disponiendo de diversas estrategias y herramientas tendientes a contribuir con el
logro de este objetivo.
4.3.2.1. Sistema de Job – Posting “Moviliza”
El sistema de postulaciones internas de Petrobras Argentina continuó garantizando en el 2014 la difusión de sus oportunidades
laborales a lo largo de toda la Compañía, favoreciendo así la disponibilidad de alternativas de desarrollo y crecimiento
profesional para sus empleados a partir de la publicación de búsquedas en las que fueron contemplados candidatos de diversas
áreas y negocios de la empresa.
Durante el año 2014, se publicaron en el sistema Moviliza 81 búsquedas de las cuales 35, un 45%, fueron cubiertas por candidatos
internos.
4.3.2.2. Prácticas Profesionalizantes
Durante el 2014, la compañía dio continuidad a las prácticas iniciadas en 2013 en la Central Termoeléctrica Genelba y la Planta
Petroquímica de Puerto General San Martín, implementando prácticas profesionalizantes destinadas a estudiantes de colegios
técnicos locales, con el objetivo de contribuir a su desarrollo formativo y propiciar su primer acercamiento al campo laboral.
Esta práctica permitió convocar posteriormente a dichos alumnos a participar en procesos de selección orientados a posiciones
afines a las desarrolladas durante la experiencia profesional.
4.3.2.3. Contacto con Universidades
Otra fuente de reclutamiento que se encuentra en desarrollo y consolidación, es el contacto con Universidades Públicas y
Privadas de distintas regiones del país, las cuales constituyen un canal para la divulgación de las ofertas laborales de la
Compañía y permiten enriquecer así la base de postulantes preexistente.
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4.3.2.4. Participación en Ferias de Empleos
En el 2014, la compañía participó en la mayor feria virtual de empleos de Argentina “Expo Zonajobs 2014” dónde recibió más de
16.000 currículums provenientes de técnicos y profesionales de todo el país.
4.3.3. Planeamiento de Capital Humano
Petrobras Argentina lleva adelante este proceso por vía del análisis del perfil profesional de sus empleados, considerando así sus
antecedentes académicos y laborales, su trayectoria dentro de la compañía y la evaluación de sus competencias.
Durante el 2014, se realizaron 10 Asessment Centers en la red de estaciones de servicios y evaluaciones a profesionales
semiseniors y seniors en el negocio petroquímico de la compañía. A partir de estas actividades se obtuvieron informaciones
relevantes para la toma de decisiones en cuanto a promociones, transferencias y otras oportunidades profesionales de desarrollo
de cada empleado dentro de la Compañía.
4.3.4. Remuneraciones y Beneficios
La política de Petrobras Argentina en términos de beneficios y remuneraciones se basa en dos principios rectores: asegurar la
competitividad externa y mantener la equidad interna.
En línea con ello, la Compañía realiza anualmente diferentes encuestas de mercado que le permiten ajustar su canasta de
beneficios y su estructura salarial a lo ofrecido por otras compañías. De esta manera, otorgó en 2014 incrementos equivalentes a
los concedidos por el mercado laboral para el personal que se encuentra fuera de convenio colectivo.
Atendiendo al contexto socioeconómico del país, Petrobras Argentina decidió anticipar el pago del Programa de Compensación
Variable y de Gratificaciones previstos para el mes de marzo, al mes de febrero. Del mismo modo los ejercicios salariales
planificados para los meses de junio y noviembre fueron anticipados a mayo y octubre.
4.3.5. Relaciones Sindicales
Con la finalidad de generar acuerdos alineados con la estrategia de la compañía, Petrobras Argentina participó activamente en
los distintos ámbitos de negociación laboral con las asociaciones gremiales de la industria y áreas geográficas en las que se
desempeña, manteniendo un diálogo permanente con el sector gremial.
4.3.6. Formación y Desarrollo
En el marco de su estrategia formativa, Petrobras Argentina realizó en el 2014 una inversión cercana a los US$ 2 millones en
actividades de capacitación, abarcando así al 65% de la dotación total.
Entre la oferta académica disponible, se destacaron los programas de competencias individuales corporativas, los estudios de
posgrado y la formación en idiomas. Se subraya el desarrollo de la Universidad Austral como proveedor para el dictado de las
capacitaciones vinculadas a las competencias individuales corporativas.
Como modalidad distintiva de desarrollo de competencias para las funciones gerenciales, se realizaron Clínicas de Liderazgo para
los niveles de conducción de la compañía con el apoyo de la Universidad de San Andrés.
Respecto de las actividades de capacitación impartidas por formadores internos, Petrobras Argentina siguió alentando y
promoviendo esta metodología a través del compromiso y participación de sus propios colaboradores en la transmisión de
conocimientos y experiencias alcanzadas a lo largo de sus trayectorias.
En materia de formación técnica, la compañía desarrolló diversos programas destinados a la formación en competencias
específicas en todos los negocios, así como también programas relacionados con los conocimientos específicos requeridos para la
Red Propia de Estaciones de Servicio.
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4.3.7. Compromiso y satisfacción de los colaboradores
4.3.7.1. Encuesta de Clima Organizacional
En el 2014, la Compañía llevó adelante la 10° Encuesta de Clima Organizacional destinada a todo el personal propio de Petrobras
Argentina, logrando una participación del 69% de la nómina.
A partir de la información relevada, fueron diseñados e implementados diversos planes de acción que tuvieron un alcance
transversal a toda la organización y otras iniciativas definidas en cada área en particular.
4.3.7.2. Acciones derivadas
Para generar un espacio de intercambio y actualización de las principales temáticas de interés para la Compañía, se continuaron
realizando videoconferencias del Director Presidente en las que se informaron los resultados de cada unidad de negocio y otras
noticias destacadas de la actualidad de la Compañía.
Respecto de las acciones orientadas a profundizar el acercamiento al personal y promover la identificación con la Compañía, se
concretó nuevamente la práctica de reconocimiento a la trayectoria para 295 empleados que cumplieron su décimo, vigésimo,
trigésimo o cuadragésimo aniversario en la empresa.
Asimismo, fue reconocida la actuación de 3 empleados y 7 equipos de trabajo de la compañía por su contribución y gestión
destacada a lo largo del año, y se replicaron otras prácticas de integración y reconocimiento, como ser la celebración de días
festivos y la Visita VIPP (Visita Importante para Petrobras) en la que los empleados pudieron invitar a sus hijos y familiares a
compartir con ellos una jornada de trabajo.
4.3.7.3. Cultura Organizacional
En el año 2014, obtuvimos la licencia TED para realizar el primer evento TEDx de la industria energética y el primero del Sistema
Petrobras. El lema del evento fue “Reseteá tu mundo” en el que invitamos a los empleados de la compañía a dejarse inspirar por
los oradores, en su mayoría provenientes de organizaciones sociales, cooperativas y emprendedores que participaron del evento.
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4.4. Responsabilidad Social
Para Petrobras Argentina, la Responsabilidad Social es una forma de gestión integrada, ética y transparente de los negocios y
actividades y de sus relaciones con todos los públicos de interés. Una gestión que promueve los derechos humanos y la
ciudadanía, respeta la diversidad humana y cultural, condena la discriminación, el trabajo degradante, infantil y esclavo y
contribuye al desarrollo sostenible y a la reducción de la desigualdad social.
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Elaboró su cuarto Informe Social y Ambiental, que describe el desempeño y la estrategia para conducir los negocios
con responsabilidad social y ambiental.
Lanzó la quinta edición del Programa Petrobras Socioambiental, agregando la categoría proyectos en red, cuyo objetivo
es identificar y apoyar el diseño y formulación de proyectos de mayor escala, impacto social y visibilidad pública.
Consolidó el Programa de Voluntariado Corporativo “Petrobras Energía Positiva”, concebido como una herramienta de
transformación social que representa el interés de participación de los empleados.
Avanzó en el desarrollo de estrategias que atiendan a la gestión local de la responsabilidad social y de la relación con la
comunidad, a través de los comités de responsabilidad y la implementación del Programa Agenda Local.
4.4.1. Gestión sustentable
Petrobras Argentina continuó con la implementación de acciones y políticas para fortalecer la cultura sustentable y elaboró su
cuarto Informe Social y Ambiental, un documento que describe el desempeño en el área durante 2013 y la estrategia para
conducir los negocios con responsabilidad social y ambiental.
Por esta gestión, Petrobras Argentina mereció el reconocimiento de diversas instituciones. En este sentido, la Compañía siguió
formando parte de las 10 empresas top en el rubro Gestión Empresaria orientada a la Sustentabilidad del Premio Ciudadanía
Empresaria que otorga la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en la Argentina (AmCham).
4.4.2 Programa de Inversión Social
Petrobras Argentina actúa de manera proactiva desarrollando y contribuyendo con iniciativas sociales en las localidades cercanas
a sus operaciones, destacándose la continuidad de sus programas.
Durante 2014, la compañía lanzó la quinta edición del Programa Petrobras Socioambiental, el cual busca promover el desarrollo
local y está dirigido a organizaciones sociales, cooperativas, asociaciones cooperadoras, escuelas y hospitales de las localidades
en las zonas del país donde posee activos productivos. Los proyectos seleccionados por el Programa Socioambiental deberán
trabajar en alguno de los siguientes ejes: derechos humanos y sociales y promoción de ciudadanía, inclusión educativa, equidad
de género, cultura y diversidad, deporte e inclusión social, ambiente y comunidad, discapacidad e inclusión social y productiva,
y emprendimientos productivos de base social. Se seleccionaron 30 proyectos, los cuales trabajarán en las temáticas establecidas
y se implementarán en las provincias de Santa Fe, Buenos Aires, del Neuquén, Río Negro, La Pampa y Santa Cruz.
Este acompañamiento se realiza por un período de 2 años, otorgándoles un premio monetario y brindándoles, a través de
especialistas en líneas de actuación de cada proyecto, acompañamiento con soporte técnico y actividades de capacitación, con
el objetivo de generar un mayor potencial e impacto social de largo plazo en los proyectos y emprendimientos seleccionados.
Para los proyectos que trabajan sobre Emprendimientos Productivos de Base Social, a través de una alianza con NESsT, la
compañía brinda, entre otros, capacitación y asistencia para la elaboración de planes de negocio, preparación organizacional
para el autofinanciamiento y asistencia para la implementación o expansión de la actividad empresarial.
Como novedad para este año la compañía trabajó en la detección e incorporación de proyectos asociativos o en red, en los que
participen al menos tres organizaciones, con el objetivo de identificar actividades desconcentradas territorialmente que, por su
escala y modelo de intervención, puedan generar resultados significativos en la resolución de los problemas sociales. Se
seleccionaron seis proyectos que contarán con un financiamiento económico durante tres años. Las organizaciones seleccionadas
fueron: Otras Voces, Municipio de Centenario Ashoka y Red Activos de Neuquén, Asociación Pequeños Criadores de Catriel y
Acción Católica de Bahía Blanca.
El Programa incluye también el estímulo a iniciativas de fortalecimiento, capacitación e interacción para formación de alianzas e
intercambio de experiencias. En 2014 Petrobras Argentina realizó tres jornadas gratuitas de capacitación para organizaciones
sociales de Bahía Blanca sobre temáticas prioritarias para su gestión, que contaron con la asistencia de más de 200 participantes.
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Asimismo, durante 2014, Petrobras Argentina auspició el Congreso Internacional del Instituto Argentino de Responsabilidad Social
Empresaria, el IV Foro de RSE y Sustentabilidad en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y continuó apoyando el post-grado para
Organizaciones sin fines de lucro de la Universidad de San Andrés, becando a 2 alumnos.
4.4.3. Programa Ambiental
Programa para el Desarrollo de Organizaciones Sociales Ambientales.
Desde 2012 se desarrolló este programa en alianza con la Universidad de San Andrés. El Programa se dirigió a personas que
trabajan en organizaciones sociales ambientales y que se desempeñan en las áreas gerenciales, técnicas, son asesores o
miembros de los consejos directivos que quieran fortalecer su visión y capacidad de gestión y planificación en general, y a
líderes y emprendedores sociales que promuevan el desarrollo sustentable y el cuidado del medio ambiente.
Durante el 2014 se dio continuidad a la primera etapa del Programa a través de un seminario abierto. El mismo tuvo como
objetivo continuar con el análisis y diseño de la siguiente etapa, planificada para 2015 en adelante. Se realizó una jornada
compuesta por:
1) seminario abierto “Iniciativas colectivas para el impacto ambiental”. Un panel de casos que tuvo como objetivo mostrar
experiencias en las que la colaboración genera un mayor impacto. Actividad de intercambio y aprendizaje facilitado por el
equipo del Centro de Innovación Social (CIS).
2) actividad de intercambio entre colegas. Espacio de intercambio y aprendizaje entre pares, con una participación de 50
representantes de organizaciones, empresas y organismos públicos.
AcercaRSE
En Zárate, Petrobras Argentina continúo siendo parte de AcercaRSE, iniciativa conjunta de empresas de la zona. El Programa de
separación y reciclado de residuos “La Basura Sirve” se continuó en 2014 con el objetivo de estimular el compromiso de la
comunidad con la limpieza e higiene de la localidad y el cuidado del medio ambiente mediante un manejo responsable de los
residuos.
4.4.4. Voluntariado. Petrobras Energía Positiva.
El Programa de voluntariado, iniciado en 2013, es un una herramienta de transformación social interna y externa que promueve
la participación ciudadana de las personas e instala internamente valores significativos, atendiendo a problemas relevantes de la
comunidad.
Durante este año se continuó con la implementación del programa a través de iniciativas presentadas por los empleados y
propuestas de los comités de voluntariado en los activos de Maipú 1, Estaciones de servicio, Avellaneda, Dock Sud, Genelba,
Activo Austral y Activo Neuquina. Se llevaron adelante 16 acciones con diferentes ONG’s, de las cuales participaron más de 200
voluntarios.
4.4.5. Comités de Relación con la comunidad
En 2014, y con el objetivo de consolidar las capacidades de los comités de Responsabilidad Social y Comunidad para planificar y
gestionar una estrategia de sustentabilidad local alineada con el negocio, y en el marco de las normas ISO 26.000 y Pacto global,
se realizó un diagnóstico de las diferentes acciones llevadas a cabo por los comités en relación a diferentes públicos de interés,
para poder contar con una línea de base que permita establecer un plan de fortalecimiento a través de capacitaciones y
generación de insumos para poder determinar los asuntos materiales de cada activo.
Se iniciaron talleres con los miembros de los comités de Bahía Blanca y Zárate, para establecer un autodiagnóstico en relación a
la ISO 26.000. En 2015 se dará continuidad al trabajo iniciado con todos los comités.
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4.4.6. Agenda Local
El Programa de Agenda Local- Potenciar Comunidades, que la compañía realiza en alianza con Fundación Los Grobo, tiene como
objetivo trabajar junto a los grupos de interés de las localidades con el propósito de diseñar agendas compartidas en activos
críticos de la compañía.
En 2014, dando continuidad al diagnóstico y agenda local para el desarrollo realizado en 2013 en las zonas de Catriel, Peñas
Blancas, Colonia 25 de Mayo y Colonia Chica, se elaboró un plan de territorialización de la estrategia de responsabilidad social.
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4.5. Comunicaciones
Petrobras Argentina entiende que comunicar a los diferentes públicos de interés resulta indispensable para que todas las áreas
trabajen con una misma meta y alineadas bajo los mismos objetivos de negocio.
Este año Petrobras cumplió 20 años en Argentina. Por ello se buscó en todas las comunicaciones que esté presente, implícita o
explícitamente, el concepto de trayectoria que marcan esas dos décadas en el país.
Además:
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•
•
Contribuyó a fortalecer la imagen de sus negocios, principalmente en el segmento de Exploración y Producción de
Petróleo y Gas, tanto en medios de comunicación como en ferias especializadas.
Continuó afianzando la presencia de su marca en el mercado argentino con el apoyo a iniciativas culturales.
Desarrolló campañas de comunicación interna con el objetivo de acercarse a los diversos públicos de colaboradores con
los que cuenta.
4.5.1. Prensa y Comunicación externa
A lo largo de 2014 se elaboraron y enviaron a los principales medios de comunicación nacionales, provinciales e internacionales,
30 comunicados de prensa relacionados a temas de negocios o institucionales, destacando entre ellos, la inversión en la
Formación Punta Rosada en la Provincia del Neuquén, obras de importancia en la Refinería de Bahía Blanca y el premio
Iberoamericano a la Calidad otorgado a la Central Termoeléctrica Genelba, entre otros.
Se difundieron a distintos medios relacionados con el arte, la cultura y la responsabilidad social, el acompañamiento en la
edición 2014 de ArteBA y BA Photo, y el lanzamiento y premiación de la 5° edición del Programa Petrobras Socioambiental,
sumado a las capacitaciones para organizaciones sociales, entre otros temas de interés.
Además se gestionó la participación en foros vinculados a las temáticas de Desarrollo Sustentable y Recursos Humanos realizados
por El Cronista Comercial.
4.5.2. Comunicación Interna y Editorial
En el 2014 Petrobras Argentina puso en funcionamiento su nueva intranet, principal portal de información donde diariamente se
publican notas con información de los negocios y las diferentes áreas de la compañía. Este cambio buscó tener una comunicación
más colaborativa e interactiva con el público interno.
Incorporamos nuevas perspectivas al canal Diálogo Abierto, destinado a comunicaciones del Director Presidente y a su
videoconferencia trimestral de resultados. Entre las principales acciones, se incorporaron preguntas de empleados provenientes
de los distintos equipos de Clima Organizacional para ser respondidas durante la videoconferencia mencionada.
Comenzó la implementación de carteleras digitales, acompañadas por un circuito para actualización de información en el
edificio central y los activos, reforzando mensajes de otros medios y llegando a públicos sin accesos habitual a la intranet.
También en el 2014 la compañía realizó diversas campañas y acciones teniendo como premisa la comunicación centrada en las
personas. Entre las campañas destacadas se encuentran: Unificación de marca Petrobras, 8M mes de la mujer Petrobras, Hay
Equipo (acciones vinculadas al mundial de fútbol), Mes de la seguridad y el medio ambiente, rediseño conceptual del programa
Educación corporativa, visita VIPP (hijos y familiares de empleados a los activos de la compañía), seguridad de la información, y
realización del primer evento TED de la industria y el segundo de Argentina, el TED x PESA.
Por otra parte se realizaron acciones vinculadas con el concepto de sustentabilidad. Entre ellas se destaca la capacitación en
concientización ambiental de la ONG Cascos Verdes y entrega de ecovasos a empleados del Edificio Central, la distribución de la
revista Ecomanía, bajo el concepto de leer y pasar, la campaña de recolección de elementos en desuso para la creación de una
obra artística con el nuevo logo de Petrobras y la entrega del libro #HoyMeComprometo - 100 acciones solidarias. También
acompañamos al programa de voluntariado realizando las campañas de difusión de sus distintas acciones.
Se alineó el portal Web de Petrobras Argentina con los requerimientos de Petróleo Brasileiro para el área internacional.
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4.5.3. Patrocinios
Desde hace más de diez años, Petrobras Argentina apoya iniciativas culturales de la Argentina, bajo la premisa de que estar
presente en los hechos más significativos de la comunidad es un modo de afianzar su cercanía y liderazgo.
Los principales patrocinios realizados en 2014 incluyeron:
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IX Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos 2014: sponsor diamante del congreso realizado en noviembre
en la Provincia de Mendoza.
Oil & Gas Patagonia 2014: participamos en la feria más importante de la industria en la región.
XIX Congreso Geológico Argentino: sponsor del congreso realizado en junio en la Provincia de Córdoba.
Congreso de Exploración y Desarrollo en Recursos No Convencionales: sponsor del congreso realizado en junio en la
Provincia del Neuquén.
Congreso de Integridad en Instalaciones en el Upstream y Downstream de Petróleo y Gas: sponsor del congreso
realizado en mayo.
Reunión Argentina de Sedimentología (RAS): sponsor de la exposición realizada en septiembre en Chubut.
Reunión de expertos de Arpel en Gestión de Reservorios: sponsor de la reunión realizada en octubre en Buenos Aires.
ArteBA: por undécimo año consecutivo, fuimos el sponsor principal de arteBA y se creó por primera vez el espacio DixitPetrobras.
Buenos Aires Photo: por décimo año consecutivo, participamos en carácter de patrocinador principal de esta feria que
se celebra en el Centro Cultural Recoleta de Buenos Aires y en la que Petrobras Argentina entregó el Premio Petrobras
Buenos Aires Photo.
4.5.4. Publicidad y Marca
Durante 2014, las acciones de publicidad se concentraron en la comunicación de los 20 años de Petrobras en Argentina. La
campaña 60/20 buscó reforzar la trayectoria y el compromiso de la Compañía en el país, anclada a los 60 años que cumplió
Petróleo Brasileiro desde su creación en Brasil. La pauta incluyó avisos en gráfica, radio e Internet.
Adicionalmente, se difundió el lanzamiento de la 5º edición del Programa Petrobras Socioambiental en los principales medios del
interior donde la Compañía posee sus activos.
Fortaleciendo el liderazgo de la Compañía, en el ámbito cultural del mercado argentino, se desarrollaron campañas de
comunicación en medios masivos para los patrocinios culturales arteBA y BA Photo.
Asimismo, se desarrollaron campañas gráficas para los negocios de Bunker, Asfaltos y Lubricantes para Minería en medios
especializados.
En la búsqueda continua por el perfeccionamiento y la simplificación de procesos, Petrobras será identificada por una única
marca en todos los países en los que actúa. En Argentina, la Compañía dio inicio al proceso de unificación, planeado para
cumplirse en tres fases, con fecha de culminación en el año 2021. Una marca única y global busca promover la integración de los
negocios de Petrobras y reforzar su visión estratégica en todos los mercados en los que actúa.
31
5. Gobierno Corporativo
Las mejores prácticas de Gobierno Corporativo, entendido como el conjunto de políticas, sistemas, normas y procedimientos que
rigen la conducción y desenvolvimiento de la Sociedad, brindan el marco adecuado dentro del cual se persiguen los objetivos
organizacionales, se definen los roles y responsabilidades de los principales actores y la interacción entre los mismos, asegurando
la alineación, el equilibrio y el respeto de los intereses de todos los accionistas y demás público involucrado, empleados,
clientes, proveedores y la comunidad en general.
La ética en la conducción de sus negocios, la transparencia en su relación con los públicos de interés y la confiabilidad de la
información financiera que la empresa genera, son los pilares de las prácticas de gestión sobre los que se apoya la filosofía del
Gobierno Corporativo de la Sociedad.
Durante el año 2014 se continuó trabajando en consolidar varias de las iniciativas implementadas a partir de 2004, tendientes a
fortalecer las buenas prácticas de Gobierno Corporativo:
•
•
•
•
Con relación a la gestión del Comité de Auditoría, se observa una fluida interacción con los distintos sectores de la
Organización y un alto involucramiento con la gestión de los negocios de la Compañía, atendiendo todas las normativas
y regulaciones vigentes en Argentina y en Estados Unidos de América.
Las herramientas y procedimientos para la denuncia de irregularidades contables, financieras y conflictos de intereses,
puestos en marcha en 2005, han permitido acercar las denuncias al Comité de Auditoría, protegiendo la
confidencialidad y anonimato de los denunciantes.
La Oficina de Ombudsman es un canal que facilita el análisis y encauzamiento de las denuncias, opiniones, sugerencias,
pedidos y expectativas de personas que, directa o indirectamente, estén relacionadas con la Sociedad.
La divulgación de información relevante a los mercados se realizó siguiendo las normas y prácticas establecidas por la
Sociedad, respetando las buenas prácticas del mercado y cumpliendo con los requerimientos legales vigentes, y
adaptando las mismas a las disposiciones de la Ley Nº 26.831 (Ley de Mercado de Capitales) y el Texto Ordenado de la
CNV contenido en la Resolución General Nº 622/13.
En cumplimiento del artículo 1 del Capítulo I, Título IV de las Normas (TO 2013) de la CNV, la Sociedad ha elaborado el Código de
Gobierno Societario correspondiente al ejercicio cerrado el 31 de diciembre de 2014, que se adjunta como anexo al presente
documento y que analiza detalladamente los principios y las recomendaciones incluidas en el Anexo IV del mencionado Título.
Esta normativa, que sigue los lineamientos adoptados por la Resolución General Nº 606/12, se estructura en nueve principios de
gobierno corporativo y cada uno de ellos contiene a su vez una serie de recomendaciones y comentarios, donde los principios
enuncian conceptos generales que subyacen al buen gobierno societario, las recomendaciones sugieren un marco para la
aplicación de esos principios y los comentarios indican cómo llevar a cabo la buena práctica en cuestión.
Por otra parte, desde el ejercicio 2006 la Sociedad (anteriormente, a través de su controlante), en su condición de empresa
registrada en la Bolsa de Valores de los Estados Unidos (SEC), certifica la eficacia operativa del control interno sobre la
información financiera en cumplimiento de la Sección 404 de la Ley Sarbanes-Oxley.
La Ley Sarbanes-Oxley establece responsabilidades específicas para el Comité de Auditoría, la Gerencia de la Sociedad y sus
auditores externos, incorpora nuevos requerimientos de información a las sociedades públicas alcanzadas y fija severas penas,
personales e institucionales, por incumplimiento de las normas estipuladas. El objetivo de la ley es reforzar la confianza de los
inversores en la información financiera de las empresas involucradas y en los mercados públicos de valores en los que cotizan sus
títulos.
32
5.1. Dirección y Administración
Directorio
El Estatuto Social de Petrobras Argentina establece que el Directorio, el cual se reúne formalmente al menos una vez cada tres
meses, esté constituido por nueve miembros titulares, quienes son elegidos por el término de tres ejercicios y se renuevan por
tercios cada ejercicio. La Asamblea puede designar suplentes en igual o menor número que los titulares, para subsanar la falta
de los Directores por cualquier causa, fijando el orden de su incorporación.
Se indica a continuación la composición actual del Directorio de la Sociedad, según fuera aprobada por la Asamblea General
Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas de Petrobras Argentina celebrada el 27 de marzo de 2014, y considerando posteriores
modificaciones.
Nombre
Luiz Gustavo Primo de Siqueira
Jorge José Nahas Neto
Abilio Paulo Pinheiro Ramos (*)
Antonio Eduardo Monteiro de Castro
Cedric Bridger
Roberto Monti
Carlos Ariel Lieutier
Luis Miguel Sas
José Jorge de Moraes Junior
Gustavo Tardin Barbosa
Jorge Celestino Ramos (*)
Luciana Bastos de Freitas Rachid
Benicio Schetini Frazão
Daniel Casal
Alejandro Poletto
Cargo
Presidente
Vicepresidente
Director
Director
Director
Director
Director
Director
Director
Director Suplente
Director Suplente
Director Suplente
Director Suplente
Director Suplente
Director Suplente
Director Suplente
(*) El Directorio de la Sociedad, en su reunión de fecha 5 de agosto de 2014, consideró y resolvió aceptar la renuncia de los
señores José Raimundo Brandão Pereira y Eduardo Autran de Almeida Jr. a sus cargos de Directores Titular y Suplente,
respectivamente. En virtud de las vacancias producidas por dichas renuncias, la Comisión Fiscalizadora de la Sociedad en su
reunión del mismo día, en ejercicio de las atribuciones que le son propias en los términos del artículo 258 de la Ley de
Sociedades Comerciales, designó a los señores Abilio Paulo Pinheiro Ramos y Jorge Celestino Ramos como Directores Titular y
Suplente, respectivamente, tomando conocimiento el Directorio de dichas designaciones.
Conforme los criterios establecidos por el Artículo 11, Sección III, Capítulo III, Título II de las Normas (TO 2013) de la CNV, los
señores Cedric Bridger, Roberto Monti, Carlos Ariel Lieutier y Alejandro Poletto revisten el carácter de Directores
independientes. Conforme a dicha norma, los demás miembros del Directorio revisten el carácter de no independientes.
Modalidades de remuneración del Directorio
La remuneración de los miembros del Directorio es fijada por la Asamblea General Ordinaria de Accionistas, de conformidad con
la Ley de Sociedades Comerciales. El monto máximo de las retribuciones que por todo concepto puedan percibir los miembros
del Directorio, incluidos sueldos y otras remuneraciones por el desempeño de funciones técnico-administrativas de carácter
permanente, no podrá exceder el 25% de las utilidades del ejercicio. Dicho monto se limitará al 5% cuando no se distribuyan
dividendos a los accionistas y se incrementará proporcionalmente a la distribución hasta alcanzar aquel límite cuando se reparta
el total de las utilidades. Cuando el ejercicio de comisiones especiales, o de funciones técnico-administrativas por parte de uno
o más directores, frente a lo reducido o a la inexistencia de utilidades imponga la necesidad de exceder los límites prefijados,
sólo podrán hacerse efectivas tales remuneraciones en exceso si fuesen expresamente acordadas por las Asamblea General
Ordinaria de Accionistas.
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Principales Ejecutivos
El cuadro a continuación establece los nombres y cargos de los funcionarios ejecutivos de Petrobras Argentina:
Nombre
Cargo
Luis Miguel Sas
Benicio Schettini Frazão
Adelson Antonio da Silva
Alberto Martínez
Daniel Casal
Allan Blumenthal
Alfredo Guía y Díaz
Director Presidente
Director de Administración y Finanzas
Director de Exploración y Producción
Director Corporativo y de Servicios
Director de Downstream Interino
Gerente Ejecutivo de Legales
Gerente Ejecutivo de Gas y Energía
Gerente Ejecutivo de Estrategia, Planeamiento y Desempeño
Modalidades de Remuneración de los Principales Ejecutivos
La política de remuneraciones del personal ejecutivo consiste en una retribución anual en dinero y un plan de beneficios. La
retribución anual en dinero se establece teniendo en cuenta las características y responsabilidades del cargo ocupado, la
formación, capacidad y experiencia de cada ejecutivo y los valores de mercado para posiciones análogas. Esa remuneración está
compuesta por una parte fija abonada bajo la forma de sueldo mensual y una compensación variable liquidada en forma anual,
sujeta a objetivos vinculados a la performance operativa y financiera de Petrobras Argentina y al cumplimiento de objetivos
individuales. Los beneficios asignados a los ejecutivos son similares a los del resto del personal de la Empresa, como ser: seguro
de vida, cobertura médica y plan de pensión complementario (ver Nota 28.2 a los estados financieros consolidados y ver Nota
27.2 a los estados financieros individuales).
5.2. Organización de la Toma de Decisiones y Sistema de Control Interno
Petrobras Argentina está organizada operativamente por Unidades Funcionales, apoyadas por una Estructura Central que agrupa
a diferentes funciones.
En la toma de decisiones, Petrobras Argentina es conducida por un Comité de Dirección que está integrado por cinco miembros:
el Director Presidente, el Director de Administración y Finanzas, el Director de Exploración y Producción, el Director Corporativo
y de Servicios y el Director de Downstream.
Las operaciones de la Compañía son conducidas mediante procesos estandarizados que facilitan y aseguran la coordinación de las
diferentes áreas de la Empresa. Se promueve la delegación de autoridad, permitiendo dar respuestas ágiles y eficientes a las
actividades, existiendo a la vez una clara y explícita definición de los alcances de dicha delegación mediante la fijación de
límites de aprobación implementados sistematizadamente que minimizan riesgos.
El sistema de Control Interno de la Sociedad se sustenta en el marco de las políticas establecidas por el Comité de Dirección y en
sistemas y procedimientos operados por personal idóneo. Dicho sistema de Control Interno está diseñado para garantizar el logro
de los objetivos de la Sociedad, asegurando la eficacia y eficiencia de las operaciones, la confiabilidad de la información y el
cumplimiento de las leyes, reglamentos y políticas en general.
34
5.3. Comité de Auditoría
De conformidad con lo previsto por los artículos 109 y 110 de la Ley Nº 26.831 (Ley de Mercado de Capitales) y las Normas de la
CNV, las sociedades que efectúan oferta pública de sus títulos y acciones deberán constituir un Comité de Auditoría que
funcionará en forma colegiada con tres o más miembros del Directorio. En virtud de esto, el Directorio de la Sociedad aprobó con
fecha 21 de mayo de 2003 el proceso de implementación requerido por Resolución General N° 400/02 de la CNV la cual
adicionalmente establece que la implementación y el funcionamiento de dicho Comité deberá constar en el reglamento interno
de la entidad o en sus Estatutos.
En cumplimiento de dicha normativa, la Asamblea General Ordinaria de Accionistas celebrada el 19 de marzo de 2004 dispuso,
entre otras medidas, la incorporación al Estatuto Social de un artículo que detalla la composición y el funcionamiento del Comité
de Auditoría.
El propósito del Comité de Auditoría es el de asistir al Directorio a cumplir con sus responsabilidades frente a los inversores y el
mercado, entre otros, en cuestiones relacionadas con: (1) la integridad de los estados financieros, (2) el cumplimiento de
requerimientos legales, reglamentarios y de conducta aplicables, (3) la calificación e independencia del auditor externo que
actúa como contador certificante (el “Auditor Independiente”) y (4) el desempeño de la función de auditoría interna y del
Auditor Independiente.
El Comité de Auditoría está integrado por tres Directores titulares e igual o menor número de suplentes, quienes son designados
por el Directorio de entre sus miembros. Pueden ser miembros del Comité aquellos Directores versados en temas financieros,
contables o empresariales. La totalidad de sus integrantes deben ser independientes, de acuerdo con el criterio establecido para
ello en las normas aplicables de la SEC y el NYSE (en la medida que éstas sean aplicables a emisores no estadounidenses y
teniendo en cuenta cualesquiera de las excepciones establecidas en las mismas), mientras que la CNV sólo requiere que la
mayoría de sus integrantes sean independientes. Considerando que las acciones que constituyen el Capital social cotizan en el
New York Stock Exchange mediante un programa de American Depositary Shares y que en consecuencia la Sociedad se encuentra
sujeta a las disposiciones de dicha entidad como así también a las de la SEC, el Comité se encuentra compuesto íntegramente
por Directores independientes, formando parte del mismo los señores Cedric Bridger, Roberto Monti, y Carlos Ariel Lieutier como
miembros titulares, y el señor Alejandro Poletto como miembro suplente.
Anualmente, el Comité de Auditoría elabora un plan de actuación para el ejercicio del que da cuenta al Directorio y a la
Comisión Fiscalizadora. Los Directores, los miembros de la Comisión Fiscalizadora, gerentes y auditores externos están obligados,
a requerimiento del Comité de Auditoría, a asistir a sus sesiones y a prestarle su colaboración y acceso a la información que
dispongan. El Comité de Auditoría tiene acceso a toda la información y documentación que estime necesaria para el
cumplimiento de sus obligaciones. Para un mejor cumplimiento de sus tareas, el Comité podrá contratar, por cuenta de la
Sociedad, los servicios de asesoramiento de letrados y otros profesionales independientes de acuerdo con un presupuesto
aprobado por la Asamblea General de Accionistas.
El Comité de Auditoría tiene las siguientes facultades y responsabilidades:
a) Supervisar el funcionamiento de los sistemas de control interno y del sistema administrativo-contable, así como la
fiabilidad de este último y de toda la información financiera o de otros hechos significativos que sea presentada a la
CNV y a los mercados en cumplimiento del régimen informativo aplicable.
b) Establecer y supervisar la implementación de procedimientos para la recepción, documentación, tratamiento y
seguimiento de quejas o reportes de irregularidades relacionados con temas contables, de control interno o de
auditoría, dando manejo confidencial y anónimo a los mismos.
c) Emitir opiniones fundadas sobre operaciones entre partes relacionadas según lo exigido por la legislación aplicable.
Emitir opiniones fundadas cuando exista o surja un conflicto de interés y comunicarlas a los mercados según lo exigido
por la CNV.
d) Proporcionar al mercado información respecto de las operaciones en las cuales exista conflicto de intereses con
integrantes de los órganos sociales y/o accionistas controlantes.
e) Emitir opinión sobre la razonabilidad de las propuestas de honorarios y de planes de opciones sobre acciones de los
directores y administradores de la sociedad que formule el órgano de administración.
f) Emitir opinión sobre el cumplimiento de exigencias legales y sobre la razonabilidad de las condiciones de emisión de
acciones o instrumentos convertibles en acciones, en caso de aumento de capital, con exclusión o limitación del
derecho de preferencia.
g) Emitir como mínimo en ocasión de la presentación de los Estados Financieros anuales un informe dando cuenta del
tratamiento dado durante el ejercicio a las cuestiones de su competencia.
h) Emitir opinión a la Asamblea de Accionistas sobre la propuesta elevada por el Directorio para la designación (o
revocación) del Auditor Independiente.
35
i)
j)
k)
Evaluar la calificación e independencia del auditor externo.
Emitir y mantener un procedimiento de pre-aprobación de cualquier servicio (sea o no relacionado con auditoría) a ser
prestado por el Auditor Independiente, bajo el cual el Comité será el único autorizado a pre aprobar cualquier servicio
por parte de dicho Auditor.
Evaluar la calidad de los principios contables de la Compañía y principales cambios en la aplicación de los mismos.
5.4. Comité de Remuneraciones
A los efectos de una mejor supervisión de los aspectos salariales y de remuneraciones, el Directorio de Petrobras Argentina creó
un Comité de Remuneraciones en la reunión celebrada el 6 de octubre de 2006. La misión del Comité de Remuneraciones es
efectuar el seguimiento y revisar, cuando fuera necesario, las políticas salariales para permitir a la Compañía una mayor
flexibilidad para la mejor toma de decisiones. Dicho Comité funciona en forma permanente, aprobando los temas relacionados
con las políticas de remuneración, incluyendo prácticas de remuneración variable, debiendo reportarse al Directorio por lo
menos semestralmente.
5.5. Comisión Fiscalizadora
La Comisión Fiscalizadora está integrada por tres miembros titulares y tres miembros suplentes. Se indica a continuación la
composición actual de la Comisión Fiscalizadora, cuya conformación resultó aprobada por la Asamblea General Ordinaria y
Extraordinaria de Accionistas celebrada el 27 de marzo de 2014.
Nombre
Juan Carlos Cincotta
Justo Federico Norman
Rogelio Norberto Maciel
Olga M. Morrone de Quintana
Mariana Paula Ardizzone
María Laura Maciel
Cargo
Síndico
Síndico
Síndico
Síndico Suplente
Síndico Suplente
Síndico Suplente
Los miembros titulares y suplentes de la Comisión Fiscalizadora son elegidos por los accionistas en oportunidad de la Asamblea
Anual de Accionistas para desempeñarse por un plazo renovable de un año. La responsabilidad principal de la Comisión
Fiscalizadora consiste en fiscalizar el cumplimiento por parte de la Administración, de la Ley de Sociedades Comerciales, el
Estatuto Social y las resoluciones adoptadas por los accionistas. Asimismo, la Comisión Fiscalizadora debe cumplir otras
funciones, como por ejemplo: (i) asistir a las reuniones del Directorio y las Asambleas de Accionistas, (ii) convocar una Asamblea
General Extraordinaria de Accionistas cuando lo considere necesario, o cuando se lo requieran los accionistas, de conformidad
con la Ley de Sociedades Comerciales, (iii) presentar en la Asamblea Ordinaria de Accionistas, un reporte sobre los informes del
Directorio y los Estados Financieros anuales de la Compañía y (iv) investigar los reclamos escritos de los accionistas que
representan no menos del 2% del capital accionario. La Comisión Fiscalizadora no deberá participar en ningún control de gestión
de la Administración y, por ende, no deberá evaluar el criterio comercial y las decisiones sobre cuestiones de administración,
financiamiento, ventas y producción, pues tales cuestiones son responsabilidad exclusiva del Directorio.
36
6. Política de dividendos
Según la Ley de Sociedades Comerciales, la distribución y pago de dividendos a los accionistas son lícitos sólo si resultan de
ganancias realizadas y líquidas correspondientes a un balance de ejercicio regularmente confeccionado y aprobado. El Directorio
de la Sociedad podrá declarar dividendos anticipados, en cuyo caso cada miembro del Directorio y de la Comisión Fiscalizadora,
en cuanto a las funciones que les competen, serán solidaria e ilimitadamente responsables por los pagos efectuados en exceso de
las ganancias realizadas y líquidas al final del ejercicio. La declaración, monto y pago de dividendos a los accionistas están
sujetos a la aprobación de la Asamblea General Ordinaria de Accionistas. De acuerdo con los Estatutos de la Sociedad, la utilidad
neta deberá distribuirse en el siguiente orden: a) 5% para constituir la Reserva legal, hasta alcanzar el 20% del Capital Social y
Ajuste del Capital; b) remuneración del Directorio y de la Comisión Fiscalizadora; c) dividendos de las acciones preferidas con
prioridad los acumulativos impagos, y d) a dividendos de las acciones ordinarias, o creación de un fondo de reserva facultativo, o
de previsión, o a cuenta nueva, o el destino que determine la Asamblea. Los dividendos deben ser pagados en proporción a las
respectivas integraciones dentro del año de su aprobación. Los dividendos se distribuyen a cada accionista en forma proporcional
de acuerdo con el número de acciones ordinarias que éste posea.
De acuerdo con la Ley N° 25.063, los dividendos que distribuya Petrobras Argentina, en dinero o en especie, en exceso de las
utilidades impositivas acumuladas al cierre del ejercicio inmediato anterior a la fecha de pago o distribución, estarán sujetos a
una retención del 35% en concepto de impuesto a las ganancias, con carácter de pago único y definitivo. A efectos de lo
dispuesto anteriormente, la utilidad a considerar en cada ejercicio será la que resulte de sumarle a la utilidad que se determine
en base a la aplicación de las normas generales de la Ley del Impuesto a las Ganancias, los dividendos o utilidades provenientes
de otras sociedades de capital no computados en la determinación de dicha utilidad en el o los mismos ejercicios fiscales.
A partir de la reforma de la Ley 26.893 quedan gravados con el Impuesto a las Ganancias y con una alícuota del 10 %, en
concepto de pago único y definitivo, los dividendos percibidos por las personas físicas y las sucesiones indivisas residentes en el
país, y por cualquier beneficiario de los mismos que estuviere radicado, domiciliado o constituido en el exterior; sin perjuicio de
la retención del 35% que pudiera corresponder de acuerdo a la Ley Nº 25.063.
37
7. Análisis de los Resultados Consolidados
7.1. Factores que afectan los resultados de las operaciones
7.1.1. Contexto económico argentino
Devaluación del Peso
Al 31 de diciembre de 2014, la cotización del peso respecto a la divisa estadounidense era de Ps.8,55 por dólar estadounidense
en comparación con Ps.6,49 por dólar estadounidense al 31 de diciembre de 2013.
Al 31 de diciembre de 2014 y 2013, la deuda financiera estaba principalmente denominada en USD.
Sin embargo, el impacto en resultados por las variaciones en los tipos de cambio relacionado con la deuda financiera, se
encuentra neutralizado por las inversiones netas en el exterior valuadas en moneda extranjera, los cuales son imputados en
Otros Resultados Integrales reconocidos en el Patrimonio dentro del Estado Consolidado de Resultados Integrales. Por lo
indicado, la Sociedad tiene una posición monetaria neta activa en moneda extranjera.
Con las consideraciones contables indicadas, la devaluación del peso respecto al dólar determinó en el ejercicio 2014 y 2013
ganancias de Ps. 307 millones y de Ps. 171 millones, respectivamente.
Inflación
Históricamente, la economía argentina ha experimentado una volatilidad significativa, caracterizada por períodos con elevados
niveles de inflación.
La CNV, a través de la Resolución General N° 441, dispuso que a partir del 1 de marzo de 2003 los estados contables sean
expresados en moneda nominal. Si se reanudara la aplicación del ajuste por inflación, los estados contables deberían expresarse
en moneda homogénea.
En 2014, 2013 y 2012 los índices de precios al consumidor, según las estadísticas del INDEC, reflejaron una inflación en el orden
del 23,9%, 10,9% y 10,8%, y los índices de precios mayoristas aumentaron 28,3%, 14,7% y 12,9% respectivamente.
La inflación también podría afectar la comparabilidad entre los distintos períodos presentados en este documento.
7.1.2. Regulaciones en la Industria Energética en Argentina
En el marco del crecimiento sostenido que experimentaron los precios de las commodities hasta la exteriorización de la crisis
internacional que emergió en el transcurso del tercer trimestre de 2008, el Gobierno Argentino, con el propósito de morigerar las
presiones inflacionarias consecuentes de tal escenario y de asegurar el abastecimiento del mercado interno, ha sancionado en los
últimos años un conjunto de regulaciones, las cuales en particular se han focalizado en el sector energético.
Gas Natural
En 2007, el Gobierno Nacional y los productores firmaron un Acuerdo de Productores de Gas Natural, cuyos objetivos principales
fueron asegurar el abastecimiento de la demanda interna de gas y la recuperación paulatina de los precios en todos los
segmentos del mercado.
En cuanto al primer objetivo, el acuerdo estableció compromisos de abastecimiento al mercado interno para cada productor.
Fue homologado a través de la Resolución N° 599/07 de la Secretaría de Energía, que tenía vigencia escalonada según el
segmento, siendo el compromiso de abastecimiento residencial el último en vencer en el año 2011. Como resultado, se
distribuyó uniformemente las cuotas de mercado de cada segmento entre los productores y se mantuvieron los precios regulados
bajos para los segmentos mencionados.
Asimismo, la Resolución establecía que el 31 de diciembre de 2009 finalizarían los compromisos de abastecimiento por parte de
los productores de gas natural a los segmentos de mercados de GNC y usinas. Sin embargo, la Secretaria de Energía resolvió
extender dichos compromisos de abastecimiento.
38
En relación al segundo objetivo, la recuperación paulatina de los precios, el incremento más importante se observó en el
segmento usinas. En cambio, para el segmento residencial los precios no se incrementaron significativamente, lo cual afecta en
forma negativa la comercialización de gas natural.
En cuanto al segmento de GNC, en agosto de 2012, a través de la Resolución N° 1.445, la Secretaría de Energía fijó un nuevo
precio al gas natural en el para los servicios de GNC, de 0.4945 pesos por metro cúbico, significando un incremento estimado del
300%, e instruyó a invertir los recursos adicionales obtenidos en desarrollo de recursos de gas convencional.
Respecto a la Resolución N° 599/07 de la Secretaría de Energía, cuyo vencimiento operaba el 31 de diciembre de 2011, el
Gobierno Nacional extendió, mediante la Resolución Nº 172/2011 de la Secretaría de Energía, temporalmente las reglas de
asignación de gas fijados por la Resolución SE N° 599/07 hasta el dictado de las medidas que la reemplacen, significando la
continuidad del mix de ventas de Petrobras Argentina.
En enero de 2007, a través de la Resolución N° 1.886, la Secretaría de Energía ratificó que la exportación de hidrocarburos está
sujeta a la adecuada satisfacción de las necesidades internas y que las ventas al exterior deben ser autorizadas en cada caso por
el Poder Ejecutivo Nacional.
En el marco de los acuerdos de provisión de gas a largo plazo entre los Gobiernos de la Argentina y Bolivia -por los que
inicialmente se fijó un precio del gas en 5 USD/MMBtu, ajustable en base a una fórmula que seguirá los valores internacionales
del gas y los subproductos-, la importación de gas quedó a cargo de ENARSA. Para que este incremento no impacte en los
consumidores locales, el Gobierno Nacional dispuso trasladar el aumento del precio de gas de importación a las exportaciones,
vía el incremento de sus retenciones.
En septiembre de 2008, mediante la Resolución N° 1.070/08 de la Secretaría de Energía, el Gobierno Nacional homologó un
Acuerdo de Productores de Gas Natural, con el objetivo de reducir el precio de la garrafa de 10 kg de butano. Este acuerdo
significó un incremento de precios del gas natural del 15% para el segmento residencial, 8% para el GNC y 13% para la
generación. La reducción del precio de venta de GLP se financia con aportes de los productores, equivalentes inicialmente al 65%
del incremento de precio resultante de esta Resolución, asignación que a partir de diciembre de 2008 creció al 100%.
Posteriormente, la Resolución N° 1.417/08 determinó a partir de noviembre de 2008 un aumento del 80% para el precio aplicable
a un sector del segmento R3 Residencial. Para 2010, 2011, 2012, 2013 y 2014, se renovó el Acuerdo Complementario de
Productores de Gas Natural homologado por Resolución N° 1070/08 de la Secretaría de Energía. A la fecha de emisión de los
presentes estados financieros, se encuentra firmada la Sexta Adenda de este acuerdo para el año 2015.
Por otro lado, se dispuso la creación de un Fondo Fiduciario (Decreto N° 2.067/08) para cubrir la importación de gas natural que
sea requerida para garantizar el abastecimiento interno. Los cargos resultantes serán pagados por los usuarios de los servicios
regulados de transporte y/o distribución, por las empresas que procesen gas natural y por los consumidores de gas que reciben
directamente el gas de los productores sin hacer uso de los sistemas de transporte o distribución.
En agosto de 2009 se firmó un Acuerdo de Paz Social entre el Gobierno Nacional y los productores de gas natural en el que se
estableció que dichas empresas mantendrían el nivel de actividad productora a cambio de una mejora en el precio de gas en
boca de pozo para el segmento de usinas, lo que ocasionaría un aumento del 30% en dicho sector.
En octubre de 2010, a través de la Resolución I-1.410 del ENARGAS, se establecieron modificaciones al mecanismo de despacho
de gas natural, priorizando principalmente el abastecimiento de la demanda Residencial y GNC. Así, cada distribuidora pudo
solicitar diariamente volúmenes por encima de lo comprometido en el Acuerdo de Productores de Gas Natural (Resolución N°
599/07 de la Secretaría de Energía).
Finalmente, en noviembre de 2011, a través de la Resolución N° 1.982 del ENARGAS, se incrementó el monto a percibir por el
Fondo Fiduciario creado en el Decreto 2.067/08 a partir de los consumos de diciembre de 2011, y se amplió la base de
consumidores alcanzados. Posteriormente, en la Resolución N° 1.991 del ENARGAS se detallan los grandes consumidores
alcanzados y se explicita el procedimiento a seguir para solicitar exclusión en caso de corresponder. Quedaron alcanzados los
consumos de gas natural de la Refinería Bahía Blanca por la actividad de refinación de petróleo y las plantas de Cóndor y Barda
Las Vegas, por el procesamiento de gas natural.
En mayo de 2012, se sancionó la Ley 26.741 que declara de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República
Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y
comercialización de hidrocarburos. Asimismo se declara de utilidad pública y sujeto a expropiación el cincuenta y un por ciento
(51%) del patrimonio de YPF S.A. y Repsol YPF Gas S.A.
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En julio de 2012, mediante el Decreto Nº 1.277 se aprueba la reglamentación de la Ley 26.741 y se dicta el Reglamento de
Soberanía Hidrocarburífera de la República Argentina, el cual establece un Plan de Inversiones Hidrocarburíferas que buscará la
maximización de inversiones y la sustentabilidad de la industria en el corto, medio y largo plazo. Asimismo se derogan artículos
de Decretos Nº 1.055/89, 1.212/89 y 1.589/89 que se referían a la libre disponibilidad de los hidrocarburos producidos en áreas
de concesión otorgadas, la libre comercialización en el mercado interno y externo, y la libertad de precios. La Sociedad ha
cumplido con los requerimientos de información solicitados.
En febrero de 2013, la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas
dicta la Resolución Nº 1/2013, donde se crea el Programa Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural. En el mismo, los
productores debían presentar sus Proyectos de Aumento de la Inyección total de Gas Natural por un período máximo de 5 años,
con miras a aumentos de producción, mayores niveles de actividad y empleo en el sector. Se establece un precio de 7,50
US$/MMBTU para la Inyección Excedente de gas natural, con penalidades de importación de GNL ante incumplimientos de
volúmenes comprometidos. Si bien la Compañía presentó su proyecto, finalmente no adhirió a dicho Programa.
A su vez, en noviembre de 2013, mediante la Resolución N° 60/2013, la Comisión crea el Programa Estímulo a la Inyección de
Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida. Los productores tienen hasta el 31 de marzo de 2014 para presentar su
proyecto que contribuya al incremento de niveles de producción de gas natural. El mismo está destinado a empresas sin
producción previa, o un tope de 3,5 MMm3/día, con incentivos de precios ante aumentos de producción, y penalidades de
importación de GNL ante incumplimiento de volúmenes comprometidos. Asimismo, aquellas empresas que fueran beneficiarias
del Programa mencionado en el párrafo precedente y reunieran las condiciones correspondientes, puedan solicitar el cese de su
participación en aquel programa y su incorporación en el presente.
En marzo de 2014, la Comisión modifica la Resolución N° 60/2013 con su Resolución N° 22/2014, prorrogando el plazo de
presentación hasta el 30 de abril de 2014, y ampliando el tope de inyección previa para ser considerado a 4,0 MMm3/día.
También en marzo de 2014, la Secretaría de Energía, mediante su Resolución N° 226/2014, implementó el Esquema de
Racionalización de uso del gas natural, que reduce el subsidio a los productores que estén dentro del Plan de la Resolución
CPCEPHIH N° 1/2013 mediante la aplicación de un nuevo esquema de precios para los segmentos residencial y de GNC. Este
esquema propone la reducción de consumo para los clientes residenciales, con el beneficio de mantener la tarifa en caso de una
reducción mayor al 20% respecto al año anterior, o de un aumento parcial (50% respecto del aumento que aplica a quienes no
reduzcan su consumo) en caso que la baja interanual en el consumo se ubique entre el 5 y el 20%. En caso contrario, que no
exista reducción de consumo, el nuevo esquema de precios de segmento residencial es escalonado, con una primera etapa a
partir del 1° de abril de 2014, una segunda desde el 1° de junio, y finalmente la tercera a partir del 1° de agosto, con aumentos
promedio del 150%, 300%, y 500% respectivamente. Asimismo, el mismo esquema de precios deja fuera de todo incremento de
precios a la zona sur del país (por cuestiones climáticas), específicamente a los clientes que se encuentren en la zona de
Camuzzi Gas del Sur o alguna subdistribuidora de la zona. En cuanto al sector de GNC, establece aumentos de 24%, 36%, y 48%
para cada una de las etapas de aplicación de variaciones al alza de precios.
En agosto de 2014, el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, mediante su Resolución N° 139/2014, realiza nuevas
modificaciones a la Resolución N° 60/2013 de la Comisión, entre las que se destacan la eliminación del tope máximo de
inyección previa, y asimismo establece dos períodos anuales de inscripción. La Compañía realizó su presentación para ser
incluido en este Programa, resultando inscripta en el mismo mediante la Resolución Nº 13/2015 de la Secretaría de Política
Económica y Planificación del Desarrollo del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas.
En octubre de 2014, mediante la Resolución N° 231/2014, la Comisión determina que el precio de gas natural destinado al
consumo de GNC se modificará mensualmente en el mismo porcentaje en que se haya modificado el precio promedio de la nafta
súper de más de 93 RON, con una publicación en página web de la Secretaría de Energía.
Retenciones a las exportaciones
La Ley N° 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario estableció la creación de un régimen de retenciones a
las exportaciones de hidrocarburos. El efecto de tales retenciones se deduce de los respectivos precios de venta.
Con el fin de garantizar el abastecimiento interno y desalentar las exportaciones, en noviembre de 2007 se modificó el esquema
de retenciones a las exportaciones de hidrocarburos mediante la Resolución N°394/07 del Ministerio de Economía y Producción y
se equiparó el tratamiento de ciertos productos derivados de su procesamiento con el aplicable al petróleo crudo. La
modificación implica la aplicación de un derecho de exportación creciente, que determina para una calidad de crudo estándar
un ingreso tope de U$S 42 el barril, cuando el precio internacional del petróleo crudo supere los U$S 60,9 por barril. Si el precio
varía entre U$S 45 y U$S 60,9 por barril, la retención aplicable es del 45%.
40
En cambio, en caso de que el precio internacional esté por debajo de los U$S 45 por barril, las autoridades deberán definir
nuevas alícuotas en un plazo de 90 días. El mismo criterio se aplica a las exportaciones de los productos derivados, tales como
naftas, fuel oil y aceites lubricantes, para los que se definieron distintos valores de corte y de referencia. Con fecha 3 de enero
de 2013 el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, mediante Resolución N° 01/2013, procedió a modificar la metodología
para el cálculo de las retenciones a las exportaciones de petróleo crudo incrementando el valor de referencia a USD 80 por barril
y el valor de corte a USD 70 por barril.
En octubre 2014, mediante Resolución N° 803/14, el Ministerio de Economía y Finanzas modificó la alícuota de retención a la
exportación de hidrocarburos conforme a un cuadro de precios y alícuotas determinado, con porcentajes entre el 10% y el 13%.
A partir del 1 de enero de 2015 entró en vigencia la Resolución N° 1077/14 del Ministerio de Economía y Finanzas Publicas, que
deroga la Resolución N° 394/2007 y su modificatoria la Resolución N° 803/14. Estableciendo que cuando el Precio Internacional
sea menor a USD 71 por barril la alícuota de retención a aplicar será del 1% y si el Precio Internacional es mayor o igual a USD 71
por barril, en dicha Resolución se aplicará una alícuota de retención creciente.
Asimismo, en marzo de 2008 el Ministerio de Economía y Producción dictó la Resolución Nº 127/08, que en lo relativo al gas
natural modificó la Resolución Nº 534/2006. Esta última establecía una alícuota del 45% sobre el precio de importación del gas
de Bolivia y fijaba una retención del 100% sobre las ventas externas de gas natural, considerando como base de valoración el
precio más alto establecido para esta mercadería en los contratos de importación de gas natural a la Argentina aplicables en
cada momento. Dicha resolución, extendió también para el GLP la metodología de cálculo aplicable a las retenciones sobre las
exportaciones de petróleo crudo.
Generación de electricidad
Con la sanción de la Ley de Emergencia Pública, en 2002 el Gobierno Nacional implementó la pesificación de los precios en
dólares en el MEM y estableció un valor máximo para los precios de gas destinado al abastecimiento de la generación de energía
eléctrica. Como resultado de las medidas, los precios de la electricidad dejaron de reflejar los costos totales de generación. Este
desfasaje derivó en un paulatino agotamiento del Fondo de Estabilización, lo que provocó un déficit creciente del mismo
impidiendo a CAMMESA saldar normalmente sus cuentas con los agentes del mercado.
Para recomponer el Fondo de Estabilización, el Gobierno Nacional realizó sucesivos aportes y, adicionalmente, restableció la
aplicación de los ajustes estacionales, reconociendo en la fijación de los precios mayoristas spot los mayores costos derivados de
los incrementos del precio del gas natural. Posteriormente, la Secretaría de Energía creó un fondo de inversión denominado
FONINVEMEM I, con el propósito de alentar a los acreedores del MEM a participar en inversiones orientadas a aumentar la oferta
disponible de generación eléctrica en la Argentina.
En los años sucesivos, se implementaron un conjunto de normas tendientes a la recomposición de los márgenes de los
generadores, cobro de acreencias con el MEM y readaptación del sistema eléctrico en general.
En el año 2006, se emitió la Resolución Nº 1281/06 por la cual se creó el régimen de Energía Plus. En la misma, se estableció que
las nuevas inversiones a partir de la resolución podrían realizar contratos con los Grandes Usuarios del MEM cobrando una tarifa
diferencial a la establecida en el mercado spot.
En noviembre de 2010, se firmó un acuerdo entre los generadores y la Secretaría de Energía para comenzar la readaptación del
MEM y dar cumplimiento a la Resolución N° 1.427/2004. Con ese acuerdo, los generadores térmicos comenzaron a percibir un
precio más alto por la potencia mensual puesta a disposición en función de su disponibilidad. Asimismo, se reconocieron mayores
costos por operación y mantenimiento según el combustible que se utilizaba para la generación. En tanto, los generadores se
habían comprometido a continuar con sus planes de inversiones en mantenimiento y a una nueva inversión con las liquidaciones
de venta con fecha de vencimiento a definir que no se encontraran dentro del marco de la Resolución N° 724/08. A partir del
año 2012, el Acuerdo se dio por finalizado.
41
En marzo de 2013, la Secretaría de Energía sancionó la Resolución Nº 95/2013 que implicó la modificación en el esquema de
remuneración de los Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM exceptuando a los Generadores Plus, la Generación
Hidroeléctrica Binacional y Generación Nuclear entre otros. Entre las principales modificaciones de aplicación para los
Generadores que han adherido a este nuevo esquema se encuentran:
i.
Cambios en la remuneración de los agentes generadores según su escala y tecnología.
ii.
Se remuneran costos fijos y variables no combustibles y una remuneración adicional; estos últimos dos ítems se pagarán
en función de la generación de cada máquina, destinándose parte de la remuneración adicional a un fideicomiso para
financiar obras del sector eléctrico.
iii.
Suspensión transitoria de las contrataciones entre privados, tanto de energía eléctrica como de combustibles e insumos
asociados, que serán administrados por CAMMESA.
En mayo de 2014 se emitió la Resolución N°529/2014 de la SE que actualizó los precios vigentes en la Resolución N° 95/2013 de
la SE e introdujo los siguientes cambios:
i.
Creó un incentivo sobre los precios para la oferta térmica en los meses más críticos de demanda, mejorando la
remuneración de los generadores con alta disponibilidad.
ii.
Creó un nuevo concepto remunerativo llamado “Remuneración para Mantenimientos No Recurrentes”. Dicho concepto,
es devengado y sólo pagado al generador que realiza trabajos de mantenimientos sobre el equipamiento actual que
permita sostener o incrementar su disponibilidad.
Empresas de Servicios Públicos
El escenario macroeconómico configurado a partir de la sanción de la Ley de Emergencia Pública implicó un profundo cambio en
la ecuación económica – financiera de las empresas de servicios públicos. En particular, la magnitud del impacto devaluatorio,
en un contexto de ingresos fijos, consecuencia de la pesificación de las tarifas, afectó la situación patrimonial y financiera de
dichas sociedades, incluyendo las posibilidades de cumplimiento de determinadas cláusulas de los contratos de préstamos.
La Ley de Emergencia Pública determinó la pesificación y la eliminación de cláusulas indexatorias sobre las tarifas de servicios
públicos. Asimismo, se autorizó al PEN a renegociar los contratos que tengan por objeto la prestación de servicios públicos,
creándose la UNIREN a los efectos de asistir en este proceso de renegociación.
En diciembre de 2013 se sancionó la Ley N° 26.896, la cual extendió hasta el 31 de diciembre de 2015 el plazo para renegociar
los contratos de obras y servicios públicos.
El 7 de abril de 2014, el ENARGAS mediante la Resolución N° I-2852 aprobó los cuadros tarifarios aplicables al servicio público de
Transporte de Gas Natural a cargo de TGS vigentes a partir del 1 de abril de 2014. Los cuadros tarifarios disponen un incremento
escalonado del 8% a partir del 1 de abril de 2014, del 14% acumulado desde el 1 de junio de 2014 y del 20% acumulado desde el 1
de agosto del corriente año.
Dicho incremento estará destinado a la ejecución por parte de TGS de un plan de inversiones para la realización de obras en su
sistema de transporte tendientes a garantizar los niveles de calidad del servicio de transporte de gas natural de acuerdo a los
lineamientos establecidos en el Marco Regulatorio de la industria del gas natural.
La publicación de los cuadros tarifarios implementan en forma parcial el acuerdo transitorio del 9 de octubre de 2008 suscripto
por TGS con la UIREN, el cual fuera ratificado por el Decreto del Poder Ejecutivo Nacional N° 1.918/09. A tal respecto, TGS
continuará con las acciones legales iniciadas para lograr la aplicación total del Acuerdo Transitorio (ver Nota 17.1.5 a los estados
financieros consolidados y Nota 16.1.5 a los estados financieros individuales).
Reestructuración de la deuda de CIESA
Con fecha 13 de julio de 2012, CIESA, el Grupo Pampa y la Sociedad llegaron a un acuerdo transaccional por el cual las partes
involucradas desistieron de todos los reclamos, acciones y derechos bajo los juicios tramitados en los Tribunales de Nueva York,
extinguiéndolos, por medio del cual CIESA canceló la totalidad de la Deuda Financiera. Por esta transacción, en el tercer
trimestre de 2012 la Sociedad registró una ganancia neta de Ps. 291 millones por su participación accionaria en CIESA (ver Nota
17.1.4 a los estados financieros consolidados y Nota 16.1.4 a los estados financieros individuales)
En virtud de la celebración del Acuerdo mencionado en la presente nota y a lo dispuesto en la reunión de Directorio de CIESA
celebrada el 23 de octubre de 2012, el 2 de enero de 2013 CIESA notificó a la CNV de la cancelación formal de sus Obligaciones
Negociables, iniciando los actos necesarios para el retiro de CIESA del Régimen de Oferta Pública y Cotización.
42
7.1.3. Conversión de los contratos operativos en Venezuela
En el marco del proceso de renegociación de contratos petroleros iniciado por el Gobierno de Venezuela, en agosto de 2006 la
Sociedad firmó los respectivos contratos de conversión de los convenios operativos a la modalidad de empresas mixtas, en las
que al Estado Venezolano le correspondió una participación del 60%. (ver Nota 17.2 a los estados financieros consolidados y Nota
16.2 a los estados financieros individuales).
Las nuevas condiciones operativas configuradas a partir de la conversión de los contratos impactaron adversamente en el valor
recuperable de los activos en Venezuela. La recuperabilidad de tales inversiones es altamente sensible a la volatilidad del precio
del petróleo crudo, a los cambios en materia económica, social y regulatoria en Venezuela, y en particular a los planes de
negocio resultantes para el desarrollo de las reservas de tales compañías.
7.1.4. Precios de las Commodities
Los resultados de las operaciones y el flujo de fondos de la Sociedad están expuestos a la volatilidad de los precios
internacionales, principalmente del petróleo crudo y de sus productos derivados.
Los precios internacionales del petróleo crudo han experimentado grandes fluctuaciones en los últimos años. Los cambios en los
precios del petróleo crudo generalmente traen aparejados cambios en los precios de los productos derivados del petróleo.
El año 2014, el petróleo Brent de Reino Unido, y referencia reciente de los crudos globales, alcanzó un promedio de USD 99,0 por
barril en 2014, valor 8% inferior al del pasado año. El precio del petróleo referencia WTI alcanzó un valor promedio de USD 93,0
por barril en el ejercicio actual, 5% inferior a igual período de 2013. La brecha entre ambas variedades se ubicó, así, en USD 6
por barril aproximadamente, siendo el menor desde que se produjo el desacople en el año 2010.
7.1.5 Producción de petróleo y gas en la Argentina
Las reservas de petróleo y gas en Argentina han experimentado en los últimos años una tendencia decreciente. Según datos
oficiales de la Secretaría de Energía (SEN) las reservas comprobadas de petróleo y gas han disminuido un 12% en el período 20082013. En el ejercicio 2014 la producción de petróleo acumuló al mes de noviembre un promedio de 533 mil barriles por día, lo
cual representa una retracción del 1% respecto al 2013. En tanto que la producción de gas tuvo una retracción del 1%,
alcanzando los 113,6 millones de metros cúbicos de gas por día.
En este contexto, las reservas de petróleo y gas de la Sociedad en Argentina han aumentado un 6% en 2014. La producción
equivalente de la Compañía disminuyó un 10% en 2014 y obedece principalmente a la venta de la participación en el área Puesto
Hernández y al declino natural que caracteriza a los campos maduros en Argentina.
El plan de negocios prevé la concreción de inversiones exploratorias en Argentina.
Debido a los riesgos de la actividad exploratoria, la Dirección de la Sociedad no puede asegurar la reversión de la tendencia
declinante de sus reservas en Argentina.
7.1.6. Operaciones en Ecuador
A partir del año 2006 el Gobierno Ecuatoriano implementó profundas reformas tributarias y regulatorias en la actividad
hidrocarburífera, modificando significativamente las condiciones establecidas en oportunidad del otorgamiento de los contratos
de participación (ver Nota 30 a los estados financieros consolidados).
El conjunto de estos cambios modificó significativamente las condiciones establecidas en oportunidad del otorgamiento de los
contratos de participación, afectando adversamente las previsiones de rentabilidad de los proyectos, con el consecuente
impacto negativo en la evaluación de su recuperabilidad.
43
De acuerdo con lo estipulado en la cláusula novena de los Contratos Modificatorios, el Estado Ecuatoriano deberá indemnizar a
las contratistas por un valor equivalente a las inversiones no amortizadas al cierre de cada ejercicio económico, actualizadas a
una tasa de interés anual apropiada para este tipo de proyectos en Ecuador, estableciéndose un plazo para que la Sociedad y el
Estado Ecuatoriano negocien la determinación de la liquidación del contrato. La liquidación practicada por el Estado
Ecuatoriano en marzo de 2011 no se adecua al procedimiento para la determinación del valor de liquidación establecido por las
propias partes en los Contratos Modificatorios, el cual no puede ser modificado unilateralmente, por lo cual la Sociedad notificó
al Estado Ecuatoriano la existencia de una controversia bajo los términos del Tratado para la Promoción y Protección Recíproca
de Inversiones suscrito entre la República Argentina y la República del Ecuador. Ello implica la apertura de un período de
negociaciones previo al inicio de un posible arbitraje.
El 21 de junio de 2013, no habiendo alcanzado un acuerdo con el Estado Ecuatoriano, EcuadorTLC S.A., Cayman International
Exploration Company y Teikoku Oil Ecuador, miembros del Consorcio, presentaron ante el Estado Ecuatoriano, una carta de
notificación de controversia en los términos de los Contratos Modificatorios manifestando su decisión de someter dicha
controversia a arbitraje internacional, de conformidad con el Reglamento de Arbitraje de la Comisión de las Naciones Unidas
para el Derecho Mercantil Internacional.
Finalmente, el 26 de Febrero del 2014 fue presentada la solicitud de arbitraje contra el Ecuador en los términos mencionados.
Al 31 de diciembre de 2014 la Sociedad mantiene registrados Ps. 458 millones a ser recuperados del Estado Ecuatoriano de
acuerdo con lo estipulado en los Contratos Modificatorios, expuestos en Otros créditos corrientes (Nota 15 a los estados
financieros consolidados). Dicho monto no incluye el cálculo de la actualización prevista en dichos contratos, dado que la
Sociedad considera que no es posible determinar con certeza la tasa de actualización a ser aplicada.
7.1.7. Cambios en el portafolio de activos y concesiones de E&P
En 2013, la Provincia de Chubut aprobó la prórroga por el término de 10 años del contrato de concesión de las áreas El Tordillo y
La Tapera-Puesto Quiroga.
En relación al área Veta Escondida, en diciembre de 2013 la Sociedad llegó a un acuerdo extrajudicial con la Provincia del
Neuquén con el objetivo de solucionar el conflicto relacionado con la concesión de explotación de dicha área.
El 31 de Enero de 2014, la sociedad firmó con YPF S.A. un acuerdo por la venta de la totalidad de la participación en el contrato
de la UTE Puesto Hernández; donde la compañía era el operador y poseía una participación del 38,45%. Esta transacción
representó la terminación anticipada del contrato de UTE.
El 30 de diciembre de 2014 la legislatura de la Provincia de Río Negro ratificó el acuerdo firmado con el Poder Ejecutivo en el
cual se prorroga por 10 años la vigencia de las concesiones 25 de Mayo - Medanito, Jagüel de los Machos y Río Neuquén, donde la
compañía es operadora, y de la concesión del área Entre Lomas, operada por PELSA, bajo jurisdicción de dicha provincia.
7.1.8. Desinversión en Distrilec
El 30 de enero 2013 la Sociedad vendió la totalidad de su participación directa e indirecta en PEDASA y PFB, sociedades
controlantes de Edesur a través de Distrilec, generándose una pérdida de Ps. 34 millones en el ejercicio 2013. (ver Nota 17.1.1 a
los estados financieros consolidados y Nota 16.1.1 a los estados financieros individuales).
44
7.2. Análisis de los Resultados Consolidados de las operaciones
(Cifras expresadas en millones de pesos, excepto donde se indica e forma expresa)
El siguiente cuadro expone los resultados de la Sociedad correspondiente a los períodos de tres meses y ejercicios finalizados el
31 de diciembre de 2014 y 2013:
Análisis por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014 y 2013:
Utilidad neta: La utilidad neta atribuible a los accionistas de la Sociedad en el ejercicio 2014 disminuyó 321 o 41%, a 458 de 779
del ejercicio comparativo.
Ventas: Las ventas aumentaron 5.398 o 35,2% a 20.738 de 15.340 del ejercicio comparativo. Esta variación se origina
principalmente por aumentos de 3.330, 2.715, 1.088 y 783 en los segmentos de Refinación y Distribución, de Exploración y
Producción de Petróleo y Gas, de Petroquímica y de Gas y Energía, respectivamente. Las ventas intersegmentos ascendieron a
9.214 en 2014 y 6.696 en 2013, la mayoría de las cuales se configuran entre Exploración y Producción de Petróleo y Gas,
Refinación y Distribución y Gas y Energía.
Utilidad bruta: La utilidad bruta del ejercicio 2014 aumentó 2.168 o 53.1%, a 6.248 de 4.080. Esta variación se origina
principalmente por incrementos de 1.197, 514 y 289 en los segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, de
Refinación y Distribución y de Petroquímica, respectivamente.
Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización aumentaron 619 o 34,4%, a
2.416 de 1.797 del ejercicio comparativo, principalmente por aumentos de 236, 170 y 61 en los segmentos de Refinación y
Distribución, de Exploración y Producción de Petróleo y Gas y de Petroquímica, respectivamente.
Gastos de exploración: Los gastos de exploración imputados a resultados totalizaron 70 en 2014 y 82 en 2013.Ver segmento
“Exploración y Producción de Petróleo y Gas”.
Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos aumentaron 208 ó 36.4%, totalizando pérdidas de 779 y 571 en los
ejercicios 2014 y 2013, respectivamente. Esta variación se origina principalmente en el segmento de Exploración y Producción de
Petróleo y Gas cuya pérdida se incrementó en 152.
45
Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación: Los resultados de inversiones valuados bajo el método
de la participación representaron mayores pérdidas por 1.456, a 1.735 de 279 del ejercicio comparativo, principalmente por
mayores pérdidas de 1.494 en el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, parcialmente compensado por una
mejora de 53 en el segmento de Refinación y Distribución.
Utilidad operativa: La utilidad operativa registró una disminución de 103, a 1.248 de 1.351 del ejercicio comparativo. Esta
variación se origina principalmente por aumentos de 199, 196 y 159 en los segmentos de Petroquímica, de Refinación y
Distribución y de Gas y Energía, respectivamente. En sentido contrario, en el segmento Exploración y Producción de Petróleo y
Gas se observó en 2014 una disminución de 607 en la utilidad operativa.
Resultados financieros: Los resultados financieros representaron ganancias de 72 y 53 en los ejercicios 2014 y 2013,
respectivamente. Cabe destacar que ambos ejercicios resultaron afectados positivamente por los efectos de la depreciación del
peso argentino con respecto al dólar estadounidense sobre la posición monetaria neta activa en moneda extranjera.
Impuesto a las ganancias: El cargo por impuesto a las ganancias representó pérdidas de 742 y 552 en los ejercicios 2014 y
2013, respectivamente. El mayor cargo del ejercicio 2014 se corresponde principalmente con la desvalorización de la inversión
en OCP, cuyas pérdidas no generaron el escudo fiscal respectivo, hecho que representó un incremento en la tasa efectiva del
impuesto a las ganancias.
46
7.2.1. Análisis de la utilidad operativa
7.2.1.1. Exploración y Producción de Petróleo y Gas
Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento de negocios de Exploración y Producción de Petróleo y Gas disminuyó
607 o 45% a 735 de 1.342 del ejercicio comparativo.
El siguiente cuadro expone la integración de la utilidad operativa del segmento de negocios:
(Cifras en millones de pesos)
Ventas: Las ventas del segmento de negocios correspondientes al ejercicio 2014 aumentaron 2.715 o 34,6% a 10.553 de 7.838 del
ejercicio comparativo.
Argentina
Las ventas de las operaciones en Argentina crecieron 2.712, o 35,5%, a 10.361 en el ejercicio 2014 de 7.649 en el ejercicio
comparativo, principalmente como consecuencia de una mejora en los precios medios de venta en el orden del 50%, efecto
parcialmente compensado por una disminución del 9,7% en el volumen diario de venta conjunta de petróleo y gas, el cual
promedió 77,7 miles de BOE por día.
La menor producción de petróleo crudo se corresponde principalmente a la venta de la participación en la UTE Puesto Hernández
en enero 2014 y por la declinación natural de los campos maduros y, adicionalmente, a cuestiones climáticas que afectaron
negativamente la producción del ejercicio actual estos efectos resultaron morigerados por la entrada en producción de nuevos
pozos en Medanito, Jagüel de los Machos y Estancia Agua fresca.
Las ventas de petróleo crudo reflejan un aumento de 1,830, o 28,5%, a 8.254 de 6.424 del ejercicio comparativo, configurada
principalmente por un aumento del 54,4% del precio promedio de venta, a Ps.616 por barril de Ps.399 por barril, derivado
básicamente de la recuperación parcial de los precios locales. El volumen comercializado totalizó 36,7 mil barriles en 2014 y
44,1 mil barriles en 2013.
Las ventas de gas aumentaron 861 o 74.2%, a 2.022 de 1.161, producto principalmente de un incremento del 78,1% en el precio
de venta, a Ps.22,5 por Mpc de Ps.12,6 por Mpc derivado del reconocimiento de mejores precios de la producción de gas no
convencional en la Cuenca Neuquina. Los volúmenes diarios de gas comercializados totalizaron 246,1 Mpc y 251,7 Mpc, en los
ejercicios 2014 y 2013, respectivamente, cabe destacar que por la puesta en producción de pozos de gas no convencional en la
Cuenca Neuquina permitió neutralizar la declinación natural de los campos maduros y los efectos adversos generados por
cuestiones climáticas.
47
En el exterior
El total de ventas de las operaciones en el exterior aumentó 3 o 1,6%, a 192 de 189, que corresponden principalmente a las
operaciones en Bolivia.
Utilidad bruta: La utilidad bruta del segmento de negocios en 2014 aumentó 1.197 o 51,2%, a 3.534 de 2.337. El margen sobre
ventas de los ejercicios 2014 y 2013 resultó del 33,9% y del 29,8%, respectivamente, determinado principalmente por las
operaciones en Argentina.
En el ejercicio 2014 la utilidad bruta de las operaciones en Argentina aumentó 1.202 o 53.4%, a 3.454 de 2.252, y el margen
sobre ventas aumentó a 33,3% en 2014 de 29,4% en el ejercicio comparativo, debido principalmente a la recuperación de los
precios de venta, morigerado por el incremento en los costos de producción y la baja en los volúmenes comercializados.
La utilidad bruta de las operaciones en el exterior disminuyó 5 o 5,9% a 80 de 85, con un margen bruto sobre ventas del 41,7% y
45%, respectivamente.
Gastos de administración y comercialización: los gastos de administración y comercialización aumentaron 170, o 48,6%, a 520 en
el ejercicio 2014 de 350 en el ejercicio comparativo. El incremento está relacionado principalmente con los mayores cargos de los
impuestos, de transportes y cargas asociados a las mayores ventas registradas en el período actual.
Gastos de exploración: los gastos de exploración imputados a pérdida disminuyeron 12, o 14%, a 70 en el ejercicio actual de 82
en el ejercicio 2013, y corresponden a operaciones en Argentina. En ambos ejercicios los cargos corresponden a gastos geológicos
y geofísicos y a baja de pozos exploratorios on-shore.
La Sociedad registró cargos en concepto de pozos no exitosos por 11 en 2014 y 27 en el ejercicio comparativo.
Otros resultados operativos: los otros resultados operativos totalizaron pérdida de 379 en el ejercicio 2014 y de 227 en el
ejercicio comparativo. El incremento del ejercicio actual se corresponde principalmente con mayores cargos de 166 por
remediación ambiental principalmente por la extensión de las concesiones en Río Negro y la pérdida de 94 por desvalorización de
los yacimientos en Bolivia, morigerado por la ganancia de 181 derivada por la venta de la UTE Puesto Hernández.
Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación: los resultados de inversiones valuados bajo el método
de la participación representaron pérdidas de 1.830 en el ejercicio 2014 y 336 en el ejercicio comparativo, como consecuencia
principalmente de las mayores pérdidas derivadas de las desvalorizaciones registradas por 1.029 y 484 en las participaciones
accionarias en las Empresas Mixtas de Venezuela y en OCP, respectivamente.
48
7.2.1.2. Refinación y Distribución
Utilidad operativa: El resultado operativo del segmento de Refinación y Distribución aumentó 196, a 412 en el ejercicio 2014,
de 216 del ejercicio comparativo.
Ventas: Las ventas del segmento de Refinación y Distribución en el ejercicio 2014 aumentaron 3.330 o 40.9%, a 11.476 de 8.146
del ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de la recomposición de los precios medios de venta en los
productos refinados y del petróleo crudo.
Los volúmenes comercializados de petróleo crudo
respectivamente.
totalizaron 220 mil m3 y 284 mil m3 en los ejercicios 2014 y 2013,
En 2014, la Refinería Bahía Blanca procesó 27.068 barriles de petróleo diarios, lo que representa un 88,7% de su capacidad
instalada, con un volumen procesado un 5,5% inferior al año anterior, básicamente por la parada de planta por mantenimiento
ejecutado este año. La política del manejo de stocks permitió satisfacer la demanda, a pesar del menor volumen procesado.
En volumen total comercializado de productos refinados disminuyó 5.3% o 105, a 1.857 mil m3 en 2014 de 1.962 mil m3 en el
ejercicio comparativo, en línea con la menor demanda en el ejercicio actual.
En el ejercicio 2014 los volúmenes comercializados de gas oil, naftas comerciales, fuel oil e IFOs y otros derivados totalizaron
784 mil m3, 491 mil m3, 394 mil m3 y 188 mil m3, respectivamente.
En el ejercicio 2013 los volúmenes comercializados de gas oil, naftas comerciales, fuel oil e IFOs y otros derivados totalizaron
782 mil m3, 554 mil m3, 480 mil m3 y 146 mil m3, respectivamente.
Utilidad bruta: La utilidad bruta del segmento de negocios aumentó 514 o 64,7%, a 1.308 de 794 del ejercicio comparativo,
principalmente por la mejora en los precios de ventas, que permitió absorber los mayores costos de producción. Por lo indicado
precedentemente, el margen sobre ventas aumentó a 11,4% en 2014 de 9,7% en el ejercicio comparativo.
Gastos de administración y comercialización: los gastos de administración y comercialización aumentaron 236, o 32.4%, a 964
en el ejercicio 2014 de 728 en el ejercicio comparativo, principalmente por incrementos de gastos de comercialización, como
gastos de mantenimiento de la red propia e impuestos, asociados a las mayores ventas del ejercicio 2014.
Otros resultados operativos: los otros resultados operativos totalizaron una pérdida de 29 en el ejercicio 2014 y una ganancia
de 106 en el ejercicio comparativo.
Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación: los resultado de inversiones valuados bajo el método
de la participación corresponden a la participación accionaria en Refinor, que representó ganancias de 97 y 44 en los ejercicios
2014 y 2013, respectivamente, producto de la recomposición de los precios de ventas de los combustibles y del LPG.
49
7.2.1.3. Petroquímica
Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento Petroquímica aumentó 199 o 65%, a 505 de 306 del ejercicio
comparativo
Ventas: Las ventas del segmento de negocios correspondientes al ejercicio 2014 aumentaron 1.088 o 32,5%, a 4.436 de 3.348 del
ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de un aumento del 45% en los precios promedios de ventas,
morigerado por una reducción del 8,7% en los volúmenes comercializados.
En estirénicos, se observó un incremento de 650, a 2.888 de 2.238 del ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia
de una mejora del 49,7% en los precios promedio de venta, parcialmente compensado por una disminución del 13,8% en el
volumen comercializado, que totalizó 169 mil toneladas en 2014 y 196,1 mil toneladas en el ejercicio comparativo.
El comportamiento de los principales productos estirénicos fue el siguiente:
a)
El volumen de ventas de estireno disminuyó un 18.9%, totalizando 71 mil toneladas en el ejercicio actual,
principalmente por una reducción en las exportaciones destinadas a Chile y Brasil, y una caída de las ventas en el
mercado local.
b) El volumen de ventas de poliestireno y Bops totalizó 58,4 mil toneladas, un valor similar al registrado en el año anterior
pero con mejores márgenes, con una caída del 10% en las ventas locales y un incremento del 51% en las exportaciones.
c)
El volumen de ventas de caucho totalizó 39.6 mil toneladas, reflejando una disminución del 20,3% con respecto al
ejercicio comparativo, principalmente por una reducción del 32% en las exportaciones destinadas a Brasil y una caída
del 8% de las ventas en el mercado local.
Los ingresos de la unidad de reforma catalítica se incrementaron un 438, o 39,5%, a 1.548 de 1.110 del ejercicio comparativo,
principalmente como consecuencia de una mejora del 48,1% en los precios promedio de venta, parcialmente compensado por
una disminución del 5,8% en el volumen comercializado, que totalizó 331.3 mil toneladas en 2014 y 352 mil toneladas en el
ejercicio comparativo. Esta caída está asociada principalmente al menor procesamiento de nafta virgen y al menor consumo de
nafta catalítica.
Utilidad bruta: La utilidad bruta del segmento de negocios en el presente ejercicio aumentó 289 o 55,5%, a 810 de 521 del
ejercicio comparativo, con un crecimiento en el margen sobre ventas del 15,6% al 18,3% en el ejercicio actual. La mejora
indicada se corresponde con un efecto combinado de la recuperación de los precios medios de venta y a mejoras en la Planta de
Reforma de Puerto General San Martín, que permitieron generar productos de mayor valor agregado. Durante 2014 se alcanzó el
récord histórico de venta de propelente en el mercado local.
Gastos de administración y comercialización: los gastos de administración y comercialización aumentaron 61, o 39.4%, a 216
en el ejercicio 2014 de 155 en el ejercicio comparativo, principalmente por incrementos de gastos de comercialización,
básicamente fletes e impuestos, asociados a las mayores facturación del año 2014.
Otros resultados operativos: los otros resultados operativos totalizaron pérdidas de 89 en el ejercicio 2014 y 60 en el ejercicio
comparativo.
50
7.2.1.4. Gas y Energía
Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento Gas y Energía en el ejercicio 2014 aumentó 159 o 39,9%, a 557 de 398
del ejercicio comparativo.
Utilidad bruta: La utilidad bruta del segmento Gas y Energía en el ejercicio 2014 aumentó 205 o 42,2%, a 691 de 486 del
ejercicio comparativo, principalmente en las operaciones de Generación de Electricidad.
Gastos de administración y comercialización: los gastos de administración y comercialización aumentaron 54, o 55,1%, a 152
en el ejercicio 2014 de 98 en el ejercicio comparativo, principalmente por las operaciones de comercialización y transporte de
hidrocarburos, cuyos gastos de comercialización se incrementaron, básicamente por impuestos, asociados a las mayores ventas
del ejercicio 2014.
Otros resultados operativos: los otros resultados operativos generaron una ganancia de 20 en el ejercicio actual, en
contraposición a una pérdida de 3 en el ejercicio 2013 período que resultó afectado negativamente con una pérdida de 34 por la
venta de acciones de Edesur.
Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación: los resultados de inversiones valuados bajo el método
de la participación totalizaron una pérdida de 2 en el ejercicio actual, en contraposición a una ganancia de 13 en el ejercicio
comparativo, principalmente generado por la tenencia accionaria en CIESA.
Generación de Electricidad
Utilidad operativa: La utilidad operativa las operaciones de generación de electricidad en el ejercicio 2014 aumentó 180 o 60%,
a 480 de 300 del ejercicio comparativo,
A partir de mayo de 2013, retroactivo a febrero de 2013, la Resolución N° 95 de la Secretaría de Energía introdujo cambios
regulatorios en el MEM, quedando alcanzadas las operaciones de las centrales de Ciclo Combinado de Genelba e Hidroeléctrica
Pichi Picún Leufú. Este nuevo esquema implica cambios en la metodología de remuneración de los agentes generadores según su
escala y tecnología, como así también la centralización en CAMMESA de las contrataciones, tanto de energía eléctrica como de
combustibles e insumos asociados, generando un equivalente menor nivel de ventas y costos. A partir de mayo de 2014, la
Resolución N° 529 de la Secretaría de Energía estableció incrementos de tarifas y nuevas remuneraciones a los generadores
eléctricos, con efecto retroactivo a febrero de 2014.
51
Ventas: Las ventas correspondientes a la generación de electricidad aumentaron 46 o 3,4%, a 1.412 de 1.366 del ejercicio
comparativo, principalmente como consecuencia de una mejora de los precios medios de ventas, en parte explicado por efecto
la aplicación de la Resolución N° 529, parcialmente compensado por el menor volumen de ventas experimentada en el ejercicio
actual. En este sentido, el volumen comercializado por las centrales Genelba, Pichi Picún Leufú, Genelba Plus y Ecoenergía
totalizó 6.637 Gwh en el ejercicio actual y 7.748 Gwh en el ejercicio comparativo. El menor volumen comercializado en el
ejercicio actual se corresponde con las paradas por mantenimiento mayor programado de la Central Genelba y Genelba Plus y,
por la menor hidraulicidad en la Central Pichi Picún Leufú.
En 2014, la disponibilidad operativa y confiabilidad de las plantas Genelba, Genelba Plus, Pichi Picún Leufú y EcoEnergía,
alcanzaron niveles de 99,6%, 99,9%, 100% y 95,2%, respectivamente. Estos niveles son similares a los registrados en ejercicio
2013, hecho que demuestra la alta performance de nuestras centrales.
Utilidad bruta: En el ejercicio 2014 la utilidad bruta aumentó 193 o 57,1%, a 531 de 338 en el ejercicio comparativo y el margen
sobre ventas del conjunto de las centrales aumentó a 37,6% en 2014 de 24,7% del ejercicio comparativo. La mejora indicada en
el ejercicio actual se corresponde principalmente con los cambios regulatorios en el MEM indicados anteriormente, y en menor
medida por el mejor despacho de la Central Pichi Picún Leufú y las ventas bajo el marco de Energía Plus.
Comercialización y Transporte de Hidrocarburos
Utilidad operativa: La utilidad operativa las operaciones de comercialización y transporte de hidrocarburos en el ejercicio 2014
disminuyó 15 o 16%, a 79 de 94 del ejercicio comparativo.
Ventas: Los ingresos por ventas aumentaron 668 o 38,4%, a 2.408 de 1.740 del ejercicio comparativo, principalmente como
consecuencia de un aumento en los ingresos por la comercialización de gas. A partir del período actual se produjo un cambio en
la asignación de las ventas de líquidos, los cuales ahora son comercializados a terceros por los segmentos de Petroquímica y de
Refinación y Distribución, y que en el período comparativo representaron ingresos por ventas por 262 en este segmento.
Los ingresos por la comercialización de gas aumentaron 952 o un 65,6%, a 2.403 de 1.451 del ejercicio comparativo, debido
principalmente al aumento del 69,9% en los precios promedio de venta. Los volúmenes comercializados, totalizaron 253.7 Mpc en
2014 y 260.3 Mpc en 2013. La mejora en los precios medios de venta se corresponde principalmente con los mayores volúmenes
de las operaciones de los yacimientos de Punta Rosada y El Mangrullo, que se realizan en condiciones de gas plus, y por la mayor
participación de ventas a industrias con mejores precios medios.
Utilidad bruta: La utilidad bruta totalizó 160 en el ejercicio actual y 148 en el ejercicio comparativo y el margen sobre ventas
se redujo a 6,6% en 2014 de 8,5% en el ejercicio comparativo.
52
Análisis por los períodos de tres meses finalizados el 31 de diciembre de 2014 y 2013:
Resultado neto: El resultado neto atribuible a los accionistas de la Sociedad totalizó pérdidas de 1.042 en el presente período y
ganancias de 102 en el período comparativo.
Ventas: Las ventas aumentaron 1.129, a 5.524 de 4.395 del período comparativo, derivado principalmente de una mejora en los
precios medios de venta que representó incrementos en los ingresos por ventas en los segmentos de Refinación y Distribución y de
Exploración y Producción de Petróleo y Gas, de Petroquímica y de Gas y Energía, que aumentaron 749, 887, 126 y 108,
respectivamente. Estos efectos resultaron parcialmente compensados por las mayores eliminaciones por ventas intersegmentos por
791.
Utilidad bruta: La utilidad bruta aumentó 174, a 1.431 en el período actual, de 1.257 en el período comparativo, principalmente
como consecuencia de las mejoras indicadas en los precios de venta, parcialmente compensado por el incremento en los costos de
producción y compra de los insumos. En este sentido, se observa una mejora de 196 en el segmento de Refinación y Distribución y
una variación positiva de 48 de los resultados por operaciones intersegmentos, debido principalmente a las variaciones en los
niveles de crudo de la refinería. Estos efectos positivos resultados parcialmente morigerados por una contracción en los segmentos
de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, de Gas y Energía y de Petroquímica, cuyas utilidades brutas disminuyeron en 35, 21
y 14, respectivamente.
Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización totalizaron 711 en el período
actual y 533 en el período comparativo. El incremento está relacionado principalmente con los mayores cargos de los impuestos, de
transportes y cargas asociados a las mayores ventas registradas en el período actual.
Gastos de exploración: Los gastos de exploración corresponden a gastos geológicos y geofísicos y a operaciones on-shore en
Argentina y totalizaron 30 en el período 2014 y 43 en el período comparativo.
Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos totalizaron pérdidas de 479 en el período actual y 224 en el período
comparativo. Los mayores cargos del período actual se corresponden principalmente con capacidad ociosa, impuesto a las
transacciones bancarias, remediación ambiental principalmente por las extensiones de las concesiones en Río Negro y por la
desvalorización de los yacimientos en Bolivia.
Resultados de inversiones valuadas bajo el método de la participación: El resultado de inversiones valuadas bajo el método de
la participación registró mayores pérdidas por 1.213, totalizando 1.519 en el período actual y 306 en el período comparativo. La
variación indicada se genera principalmente por el reconocimiento en el período actual de mayores pérdidas en los resultados de
las participaciones accionarias en las Empresas Mixtas y en OCP, por 1.005 y 170, respectivamente.
Resultado operativo: El resultado operativo disminuyó 1.459, a una pérdida de 1.308 en el período actual, de una ganancia de 151
del período comparativo, originado principalmente por las pérdidas indicadas en los resultados de las inversiones valuadas bajo el
método de la participación, por los mayores cargos en otros resultados operativos y en gastos de administración y comercialización.
Estos efectos resultaron parcialmente compensados por la mejora indicada a nivel de la utilidad bruta,
Resultados financieros: Los resultados financieros totalizaron pérdidas de 108 en el período actual, en contraposición a ganancias
de 55 en el período 2013. El período comparativo resultó afectado positivamente por los efectos de la depreciación del 12% del
peso argentino con respecto al dólar estadounidense sobre la posición monetaria neta activa en moneda extranjera, mientras que
en el período actual dicha depreciación resultó menor al 1%.
Impuesto a las ganancias: El cargo por impuesto a las ganancias totalizó una ganancia de 424 en el período actual, en
contraposición a una pérdida de 93 en el período 2013, en consonancia con los disímiles resultados generados en cada período.
53
7.3. Liquidez y Recursos de Capital
La Sociedad lleva un estricto monitoreo de los niveles de liquidez a los efectos de asegurar el cumplimiento de sus obligaciones y
el Plan de Negocios. En tal sentido, y como principio rector, la solvencia financiera es la base sobre la cual se construye el
desarrollo sustentable de los negocios.
Bajo este lineamiento estratégico se procura:
•
Delinear una estructura de capital en línea con los estándares de la industria adaptables a los mercados financieros en
los que la Sociedad opera.
•
Mantener un nivel de liquidez –invertido en activos financieros de elevada calidad crediticia- suficiente para asegurar
el cumplimiento de las obligaciones.
•
Configurar un perfil de vencimientos de deuda compatible con la generación estimada de fondos.
•
Realizar una gestión eficiente de los costos de endeudamiento.
La satisfacción de estos lineamientos permite a la Compañía proyectar la gestión financiera como un elemento clave en el
proceso de creación de valor, destacándose los siguientes aspectos relevantes durante el ejercicio 2014:
•
Estricto cumplimiento de las obligaciones financieras, manteniendo en el presente ejercicio un nivel de endeudamiento
del orden de los USD 300 millones.
•
Continuidad del Plan de Inversiones de Capital.
Los factores más significativos que pueden afectar el flujo de fondos generados por las operaciones son: las fluctuaciones en los
precios del crudo y sus derivados, las fluctuaciones en los niveles de producción y la demanda de los productos propios, las
fluctuaciones en los márgenes de refinación y distribución y petroquímicos, los cambios en las reglamentaciones, tales como
impuestos, aranceles a las exportaciones, modificaciones en los pagos de regalías y controles de precios, las variaciones en el
tipo de cambio y tasas de interés, la capacidad de reemplazo de reservas de petróleo y gas, etc.
Análisis de la Liquidez y Recursos de Capital
El siguiente cuadro expone el estado de flujo de efectivo de la Sociedad correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de
diciembre de 2014 y 2013.
54
Efectivo
Al 31 de diciembre de 2014 y 2013, el efectivo y las inversiones equivalentes totalizaron 2.278 y 1.193, respectivamente.
Es política de la Sociedad mantener una reserva de liquidez invertida en instrumentos de corto plazo de elevada calidad
crediticia. Los instrumentos utilizados principalmente son fondos comunes de inversión de money market, colocaciones
overnight y plazos fijos.
El Decreto N° 1.722/2011 estableció la obligatoriedad de ingreso y negociación en el mercado de cambios de la totalidad de
divisas generadas por operaciones de exportación de crudo y derivados, gas natural y gases licuados, por lo cual Petrobras
Argentina está obligada a liquidar el 100% de las divisas generadas por todas sus exportaciones de bienes y servicios.
Actividades operativas
El efectivo generado por las operaciones se incrementó en 1.868 o 67.2%, a 4.646 de 2.778 en el ejercicio comparativo, derivado
principalmente por una mejora en la utilidad bruta en el ejercicio actual, parcialmente compensado de mayores gastos
comerciales en línea con el aumento de las ventas.
Actividades de inversión
En el ejercicio 2014, el efectivo relacionado con las actividades de inversión totalizó aplicaciones netas de 3.430 y 1.850 en el
ejercicio comparativo.
La mayor aplicación de 1.280 en el ejercicio actual se corresponde principalmente con las mayores inversiones de capital y con
la disminución en los fondos generados por las desinversiones y, según se detalla en el siguiente cuadro:
Las inversiones de capital aumento 1.329, a 3.853 de 2.524, según se expone en el siguiente cuadro:
-
Exploración y Producción de Petróleo y Gas
Las inversiones de capital en el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas totalizaron 3.460 y 2.237 en los
ejercicios 2014 y 2013, respectivamente.
En ambos ejercicios, las inversiones de capital se focalizaron principalmente en mejorar la curva básica de producción, en la
exploración y en el desarrollo de reservas no convencionales para shale oil y shale gas. Las principales inversiones incluyeron
la perforación de pozos, extensión de proyectos de recuperación secundaria y ampliación de instalaciones de superficie y de
sistemas de compresión. Las inversiones estuvieron focalizadas en Argentina, principalmente en registración sísmica y
perforación.
Durante 2014, el plan de inversiones de Petrobras Argentina incluyó la perforación de 36 pozos productores e inyectores, y la
reparación de 30 pozos en las Cuencas Neuquina y Austral. El total incluye 30 perforaciones y 22 intervenciones en pozos en
la Cuenca Neuquina y 6 perforaciones y 8 reparaciones en la Cuenca Austral.
55
-
Refinación y Distribución
Las inversiones de capital efectuadas en el negocio de Refinación y Distribución totalizaron 188 y 166 en los ejercicios 2014 y
2013, respectivamente.
En el ejercicio 2014 las inversiones en la Refinería Bahía Blanca se focalizaron principalmente en la parada programada por
mantenimiento, y en menor medida en mejorar de logística y en cuestiones de seguridad y medio ambiente.
Adicionalmente, se concretaron inversiones en la Planta de Dock Sud y Caleta Paula, destinadas a la realización de mejoras
operativas relacionadas con cuestiones de logística y adecuación de tanques.
-
Petroquímica
En Petroquímica, las inversiones de capital efectuadas totalizaron 73 y 101 en los ejercicios 2014 y 2013, respectivamente.
Durante el 2014, Petrobras Argentina realizó inversiones destinadas principalmente a trabajos de sostenimiento en las
plantas de Estireno, Poliestireno y Caucho. Adicionalmente, se completaron las inversiones que permitieron la ampliación en
la producción de propelente.
Durante el 2014, se completó la parada programada para mantenimiento de la unidad Etileno de San Lorenzo y el
mantenimiento preventivo de la Turbo Caldera.
Las desinversiones representaron ingresos de fondos por 373 y 605 en los ejercicios 2014 y 2013, respectivamente.
Los ingresos del ejercicio 2014 se deben principalmente con la cobranza de la venta de la participación en la UTE Puesto
Hernández en enero de 2014. Los ingresos del ejercicio 2013 se corresponden principalmente con la cobranza de la venta de
Innova en octubre de 2013.
Actividades de financiación
El efectivo neto aplicado a las actividades de financiación totalizó 412 y 1.173, en 2014 y 2013, respectivamente, según se
detalla en el siguiente cuadro:
Las mayores aplicaciones del ejercicio 2013 se corresponden principalmente con la cancelación de la obligación negociable Clase
R, que requirió una erogación de 1.198.
Adicionalmente, conforme las disposiciones de las Asambleas Generales de Accionistas celebradas el 27 de marzo de 2014, la
Sociedad abonó en el ejercicio 2014 dividendos en efectivo por 116. Adicionalmente, se incluyen dividendos pagados a la
participación no controlante por 61 y 16 en los ejercicios 2014 y 2013, respectivamente.
56
7.4. Endeudamiento
La casi totalidad de la deuda financiera de la Sociedad y de las sociedades relacionadas están denominadas en dólares
estadounidenses.
Al 31 de diciembre de 2014 y 2013, la deuda total de la Sociedad totalizó 2.679 y 2.232, respectivamente, según se detalla en el
siguiente cuadro:
Al 31 de diciembre de 2014 se encontraban en circulación obligaciones negociables por un total de USD 300 millones de valor
nominal, que fueron emitidas bajo el Programa Global cuyo vencimiento operó en mayo de 2008.
Adicionalmente en agosto de 2013 la CNV autorizó un nuevo Programa Global de emisión de obligaciones negociables de la
Sociedad por hasta un monto máximo de capital en circulación en cualquier momento de USD 500 millones o su equivalente en
otras monedas, con una vigencia de 5 años o el plazo máximo que pueda ser fijado por la futura regulación que resulte aplicable.
El perfil de vencimiento de la deuda al 31 de diciembre de 2014 es el siguiente:
El 9 de junio de 2005, el Poder Ejecutivo, por medio del Decreto N°616/05, estableció que los flujos de efectivo que ingresen al
mercado local provenientes de préstamos del exterior otorgados al sector privado argentino tendrán un vencimiento de pago de
un mínimo de 365 días contados a partir de la fecha de ingreso de dichos fondos. Asimismo, el 30% del monto deberá ser
depositado en instituciones financieras nacionales. Este depósito deberá realizarse en dólares estadounidenses por un plazo de
365 días y no generará intereses. Adicionalmente, será intransferible, deberá registrarse y no podrá utilizarse como garantía o
colateral en relación con otras operaciones de crédito. La financiación de exportaciones e importaciones y las ofertas públicas
primarias de títulos de deuda que cotizan en mercados autorregulados se encuentran exentas de las disposiciones precedentes.
Este Decreto puede limitar la capacidad de la Sociedad de financiar sus operaciones a través de nuevos préstamos de su Casa
Matriz, sus subsidiarias en el exterior o cualquier otro tipo de préstamo financiero externo.
Cláusulas de Cross Default
Las obligaciones negociables y otros endeudamientos financieros vigentes contienen cláusulas de cross default, según las cuales
el Trustee, conforme a instrucciones recibidas de tenedores que representen al menos el 25% del capital en circulación
correspondiente, en el caso de las obligaciones negociables o el acreedor financiero, según corresponda, puede declarar vencido
la totalidad de los importes adeudados, en caso que cualquier endeudamiento de la Sociedad o de sus subsidiarias significativas
fuese acelerado o no fuese cancelado al vencimiento, siempre que dichos importes vencidos y no pagados excedan el mayor de
USD 25 millones o el 1% del patrimonio de Petrobras Argentina al momento de dichos vencimientos, y siempre que el
incumplimiento no haya sido anulado o subsanado dentro de los plazos legales y/o contractuales que fuesen aplicables.
A la fecha de emisión de los presentes estados contables Petrobras Argentina ha cumplido con todas las cláusulas, compromisos y
requisitos relacionados con su endeudamiento financiero.
57
7.5. Requerimientos Futuros de Capital
Petrobras Argentina considera que los requerimientos de capital relacionados con su programa de inversiones, amortización de
deuda financiera, necesidades de capital de trabajo y dividendos, serán cubiertos a través de la generación operativa de fondos
y, en menor medida, con nuevo endeudamiento y eventuales desinversiones de activos.
El monto total de las inversiones dependerá de varios factores, muchos de los cuales se encuentran fuera del control de la
Sociedad, entre otros, la futura evolución de los precios de los commodities que la Sociedad comercializa, el comportamiento de
la demanda de energía en la Argentina y en mercados regionales, la existencia y el impacto competitivo de proyectos
alternativos, la aplicabilidad de regulaciones y cambios en los impuestos y regalías aplicables y la situación política, económica y
social de los países en los que opera.
- Exploración y Producción de Petróleo y Gas
El plan de inversiones previsto para el año 2015 está alineado con los objetivos de reposición de reservas y producción,
principalmente en la Cuenca Neuquina en Argentina, como condición vital para permitir el crecimiento sustentable de la
Sociedad.
La Sociedad continuará con el desarrollo de reservas de petróleo y gas a través de la perforación de pozos, delimitación de
reservas, extensión de proyectos de recuperación secundaria y ampliación de las instalaciones de superficie correspondientes.
En este sentido, y con el uso de tecnología innovadora en el país, se continuará trabajando con programas de estudios e
inversiones en exploración, en pos de lograr descubrimientos tanto en reservorios convencionales como no convencionales de
petróleo y gas.
- Refinación y Distribución
En 2015 las inversiones estarán principalmente orientadas a la eficiencia y confiabilidad operativa de las instalaciones de
refinación en su conjunto y al mantenimiento de la red de estaciones de servicio Petrobras.
- Petroquímica
En 2015 las inversiones estarán orientadas principalmente a la confiabilidad y mantenimiento de las plantas, con la finalidad de
otorgar un mayor rendimiento y seguridad de los procesos operativos.
- Gas & Energía
En el negocio de Gas y Energía continuaremos trabajando para atender las necesidades de consumo propio y paralelamente
desarrollar alternativas rentables de comercialización.
58
8. Síntesis de la Estructura Patrimonial y de Resultados
Véase nuestro informe de fecha:
4 de febrero de 2015
PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.
(Socio)
C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17
59
9. Datos Estadísticos
60
10. Cotización de la Acción de la Sociedad
A partir del mes de setiembre de 2012, la cotización refleja los efectos del aumento de capital dispuesto por la Asamblea de
Accionistas de la Sociedad (ver Nota 23 a los estados financieros individuales), por la cual se duplicó la cantidad de acciones en
circulación.
61
11. Propuesta del Directorio
Aprobación de estados contables:
En cumplimiento de los términos del artículo 234 de la LSC, informamos que los estados contables correspondientes al ejercicio
finalizado el 31 de diciembre de 2014 serán sometidos a la aprobación de la próxima Asamblea de Accionistas.
Asignación de resultados no asignados:
En cumplimiento de las disposiciones legales vigentes, el Directorio de la Sociedad propone a la Asamblea General de Accionistas
el siguiente destino para las utilidades acumuladas al 31 de diciembre de 2014, las cuales ascienden a 458:
a Reserva legal
a Reserva facultativa para futuras inversiones
23
435
La Asamblea General de Accionistas deliberará y decidirá finalmente el destino de las utilidades acumuladas y de los saldos de la
Reserva para futuras inversiones y de la Reserva para futuros dividendos.
62
Anexo I: Código de Gobierno Societario 2014
En cumplimiento del artículo 1 del Capítulo I, Título IV del Texto Ordenado 2013 (las “Normas”) de la Comisión Nacional de
Valores (“CNV”), se adjunta a modo de Anexo a la presente Memoria el Código de Gobierno Societario (en adelante el “Código
de Gobierno Societario”) de Petrobras Argentina S.A. (“PESA”, la “Compañía” y/o la “Sociedad”), tal como se encuentra
individualizado como Anexo IV del mencionado Título, correspondiente al ejercicio cerrado el 31 de diciembre de 2014.
PRINCIPIO I: TRANSPARENTAR LA RELACION ENTRE LA EMISORA, EL GRUPO ECONÓMICO QUE ENCABEZA Y/O INTEGRA Y SUS
PARTES RELACIONADAS
Recomendación I.1: Garantizar la divulgación por parte del Órgano de Administración de políticas aplicables a la
relación de la Emisora con el grupo económico que encabeza y/o integra y con sus partes relacionadas
Cumplimiento: Total
La Sociedad realiza operaciones con compañías relacionadas y las mismas son expuestas en los Estados Financieros, en virtud de
lo establecido por las Normas Internacionales emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad o International
Accounting Standards Board (“IASB”). Asimismo, lista las compañías sobre las cuales ejerce control, control conjunto e
influencia significativa en los Estados Financieros. Para dichas operaciones, la Sociedad cuenta con una “Norma Interna para la
Celebración de Operaciones entre Partes Relacionadas”, la cual se encuentra alineada con lo dispuesto por los artículos 99 inc.
a), 109 y 110 y 72 y 73 de la Ley Nº 26.831 de Mercado de Capitales (“LMC”) y 14 del Cap. III de las Normas de la CNV y las
prácticas habituales de PESA en torno a dichas operaciones. Dicha norma interna tiene por objetivo brindar un marco de
referencia que permita esquematizar los elementos a considerar así como los procedimientos a seguir cuando la Sociedad
celebre operaciones con partes relacionadas. A tal efecto, define los conceptos de partes relacionadas y monto relevante
conforme la normativa vigente, y establece los procedimientos a seguir en caso de realizarse: (i) operaciones recurrentes o
puntuales que superen o se estime que superen el Monto Relevante; y (ii) operaciones que no superen el Monto Relevante pero
puedan suponer conflictos de interés.
Recomendación I.2: Asegurar la existencia de mecanismos preventivos de conflictos de interés.
Cumplimiento: Total
La Sociedad cuenta con un “Código de Conducta y de Ética Empresarial” (ver VIII.1) y una "Directiva de Reporte de
Irregularidades y conflictos de Intereses" (ver VIII.2 y VIII.3) que permiten identificar, manejar y resolver conflictos de interés.
Tanto el Código como la Directiva se encuentran disponibles en la página web de la Sociedad.
Recomendación I.3: Prevenir el uso indebido de información privilegiada.
Cumplimiento: Total
La Sociedad cuenta con políticas internas que previenen el uso indebido de la información privilegiada por parte de todos los
empleados. Estas políticas tienen el objetivo de definir y estandarizar el tratamiento de la información que agrega valor a su
competitividad y que pueda causar impacto en su desempeño financiero, en su participación en el mercado, en su imagen o en
sus relaciones con las partes interesadas, y crean un marco normativo tendiente a lograr una efectiva protección de la
información de la Organización.
Asimismo, existe una norma interna que tiene el objetivo de: i) reglamentar la clasificación de la información según criterios de
criticidad, ii) definir la estructura de clasificación, orientar sobre las competencias y iii) definir responsabilidades contenidas en
la Política de Seguridad de la Información. A su vez, en complemento a esta última norma, existe un conjunto de normas que
orientan las diversas formas de tratamiento de la información de acuerdo con su grado de criticidad (Información Pública,
Corporativa, Reservada, Confidencial y Secreta).
63
PRINCIPIO II: SENTAR LAS BASES PARA UNA SÓLIDA ADMINISTRACIÓN Y SUPERVISIÓN DE LA EMISORA
Recomendación II. 1: Garantizar que el Órgano de Administración asuma la administración y supervisión de la Emisora y
su orientación estratégica.
II.1.1 el Órgano de Administración aprueba:
II.1.1.1 el plan estratégico o de negocio, así como los objetivos de gestión y presupuestos anuales,
Cumplimiento: Parcial
El Directorio es, conforme a lo dispuesto en la Ley de Sociedades Comerciales y modificatorias (“LSC”) y en el Estatuto Social,
el máximo órgano de administración y representación de la Compañía, estando facultado, en consecuencia, para realizar en el
ámbito comprendido en el objeto social, cualesquiera actos o negocios jurídicos de administración y disposición, por cualquier
título jurídico, salvo aquellos reservados por la LSC o el Estatuto Social a la competencia exclusiva de la Asamblea General de
Accionistas.
En este sentido, el Directorio aprueba los lineamientos estratégicos y de planeamiento de negocios, y el presupuesto anual y los
objetivos organizacionales de desempeño. En lo que se refiere a presupuesto anual, el Directorio aprueba las premisas
utilizadas y el detalle de inversiones, así como también la producción consolidada y demás volúmenes de negocios, estado de
resultados y flujo de fondos.
En relación a los objetivos de gestión, el Directorio aprueba los mismos que son utilizados para el Programa de Compensación
Variable aplicable a los Gerentes y al personal de supervisión de la Compañía y para el Programa de Gratificaciones. Las metas
fijadas para cada objetivo de gestión están alineadas con lo previsto en el presupuesto anual aprobado por el Directorio.
El Comité de Remuneraciones, creado por el Directorio, realiza el seguimiento periódico y revisión de los aspectos referidos a
dichos programas.
II.1.1.2 la política de inversiones (en activos financieros y en bienes de capital), y de financiación,
Cumplimiento: Total
El Directorio ha establecido un método por el cual actúa directamente o por delegación en el Comité de Dirección o las
diferentes Direcciones según las metas de inversión y de financiación.
La Sociedad cuenta con políticas de inversiones en activos financieros y de financiación, y las mismas han sido aprobadas por la
Gerencia dado que, tal como ya fuera expuesto, el Directorio funciona principalmente como un órgano de administración,
supervisión y control que ha delegado la gestión ordinaria de los negocios de PESA a favor de ciertos Gerentes designados en los
términos del artículo 270 de la LSC. Asimismo, el Directorio aprueba el presupuesto de inversiones y presupuesto financiero
anual, al momento de aprobar el presupuesto anual.
II.1.1.3 la política de gobierno societario (cumplimiento Código de Gobierno Societario),
Cumplimiento: Total
El Directorio aprueba la política de gobierno societario, que tiene su sustento en la interacción de un conjunto de Códigos y
Políticas propios, aprobados por el mismo Directorio, que resultan consecuentes con la normativa vigente en materia de
gobierno societario dictada por la CNV, la Securities and Exchange Comisión (“SEC”) y los mercados autorregulados en los que la
Sociedad cotiza sus títulos valores, entre los que se incluyen el Código de Conducta y Ética Empresarial, la Directiva sobre
Reporte de Irregularidades y Conflicto de Intereses, el Código de Políticas y Prácticas en Relación con el Mercado, la Directiva
sobre Préstamos Personales a Directores y Ejecutivos, el Reglamento del Comité de Dirección, el Procedimiento de Información
y Divulgación a los Mercados y el Reglamento del Comité de Auditoría.
II.1.1.4 la política de selección, evaluación y remuneración de los gerentes de primera línea,
64
El Órgano de Administración de la Sociedad es quien aprueba la política de Recursos Humanos de la Compañía. A su vez, cuenta
con el Comité de Remuneraciones como órgano asesor, el cual está compuesto por tres (3) de sus miembros conforme lo
detallado en VII.1.
II.1.1.5 la política de asignación de responsabilidades a los gerentes de primera línea,
Cumplimiento: Total
El Directorio funciona principalmente como un órgano de administración, supervisión y control y ha delegado la gestión
ordinaria de los negocios de PESA a favor de ciertos Gerentes designados en los términos del artículo 270 de la LSC,
estableciendo sus responsabilidades y roles conforme el cargo que ostentan.
Dichos gerentes integran el Comité de Dirección, tienen dependencia directa del Directorio y responden ante la Sociedad y los
terceros por el desempeño de su cargo en la misma extensión y forma que los miembros del Directorio. No es el Comité
Ejecutivo previsto por el artículo 269 de la LSC y el artículo 11° del Estatuto Social.
II.1.1.6 la supervisión de los planes de sucesión de los gerentes de primera línea,
De acuerdo con lo mencionado en el punto anterior, la Gerencia de Recursos Humanos efectúa la supervisión mencionada.
II.1.1.7 la política de responsabilidad social empresaria,
Cumplimiento: Total
El Órgano de Administración aprueba la Política de Responsabilidad Social Empresaria, cuyos principales lineamientos de la
misma se destacan: a) la actuación corporativa, la cual procura asegurar que la gobernanza corporativa se comprometa con la
ética y transparencia en la relación con los públicos de interés; b) el desarrollo e inversión sostenible, por la cual se procura
conducir los negocios y actividades con responsabilidad social, implantando sus compromisos de acuerdo con los principios del
Pacto Global de las Naciones Unidas, y buscar la sustentabilidad de las inversiones sociales para una inserción digna y
productiva de las comunidades; c) los derechos humanos, la diversidad y el compromiso con la fuerza de trabajo, sobre los
cuales se busca respetar y apoyar los derechos humanos reconocidos internacionalmente, la promoción del trabajo decente
(apoyando la erradicación del trabajo infantil, esclavo y degradante) y el respeto a la diversidad humana y cultural de la fuerza
de trabajo, buscando comprometerla con la responsabilidad social de la Compañía.
II.1.1.8 las políticas de gestión integral de riesgos y de control interno, y de prevención de fraudes,
Cumplimiento: Total
El Órgano de Administración aprueba políticas referidas a riesgos, a control interno y a prevención de fraudes.
Desde el ejercicio 2006, la Sociedad evalúa la eficacia de su ambiente de Control Interno haciendo foco en los reportes
financieros, bajo la metodología integrada que fue emitida por el Commitee of Sponsoring of the Treadway Commission (COSO)
y, basado en dicha evaluación y estos criterios, ha concluido que resulta efectivo.
En lo que respecta a prevención de fraudes, la Sociedad elabora anualmente el Plan de Auditoría Interna, el cual es presentado
al Comité de Auditoría.
Asimismo, el Comité de Auditoría recibe, si las hubiera, información sobre cualquier deficiencia significativa y debilidades
sustanciales en el diseño o la operación del sistema de control interno sobre reportes financieros, que sea razonablemente
probable que afecte la capacidad de la Sociedad de registrar, procesar, sintetizar y reportar información financiera, como así
también sobre cualquier fraude o posibilidad de fraude que involucre a la gerencia o a empleados que desempeñen un rol
importante en el sistema de control interno sobre reportes financieros de la Sociedad.
II.1.1.9 la política de capacitación y entrenamiento continuo para miembros del Órgano de Administración y de los
gerentes de primera línea,
65
El Directorio delegó en el Comité de Dirección su planeamiento y en la Gerencia de Recursos Humanos su ejecución.
En este sentido, la Compañía ofrece varios programas e instancias de formación a sus niveles ejecutivos, los cuales pueden
realizarse dentro de ella o bien en distintas instituciones educativas y Escuelas de Negocios nacionales e internacionales. Los
miembros no ejecutivos participan en actividades de orientación y apoyo, a efectos de disponer de las mejores herramientas
para la toma de decisiones. En particular, para los miembros del Comité de Auditoría, el Plan de Actuación Anual de dicho
órgano prevé la capacitación y actualización normativa, quedando documentado en las Actas de sus reuniones.
II.1.2 De considerar relevante, agregar otras políticas aplicadas por el Órgano de Administración que no han sido
mencionadas y detallar los puntos significativos.
No existen políticas que no hayan sido mencionadas que consideremos relevante mencionar y detallar.
II.1.3 La Emisora cuenta con una política tendiente a garantizar la disponibilidad de información relevante para la toma
de decisiones de su Órgano de Administración y una vía de consulta directa de las líneas gerenciales, de un modo que
resulte simétrico para todos sus miembros (ejecutivos, externos e independientes) por igual y con una antelación
suficiente, que permita el adecuado análisis de su contenido. Explicitar.
Cumplimiento: Total
La Sociedad garantiza la disponibilidad de información relevante para la toma de decisiones del Órgano de Administración. En
ese sentido, el artículo 9º del Estatuto Social establece que la convocatoria a las reuniones del Directorio es efectuada
mediante notificación escrita a todos sus miembros y con una anticipación mínima de cinco días respecto de la fecha de la
reunión.
La responsabilidad sobre la realización de las convocatorias del Órgano de Administración, así como la disponibilidad de la
información relativa a las mismas, es responsabilidad de la Secretaría General que se encuentra a disposición de los miembros
del Órgano de Administración para que estos puedan realizar las consultas que estimen pertinentes sobre los temas a tratarse
en las reuniones de Directorio.
II.1.4 Los temas sometidos a consideración del Órgano de Administración son acompañados por un análisis de los riesgos
asociados a las decisiones que puedan ser adoptadas, teniendo en cuenta el nivel de riesgo empresarial definido como
aceptable por la Emisora. Explicitar.
Cumplimiento: Total
Todos los temas sometidos a consideración del Directorio cuentan con un análisis de los riesgos asociados a las decisiones que
puedan ser adoptadas. Para ello, cada área responsable emite, en caso de ser pertinente, su análisis y opinión sobre el ámbito
que le compete, a los fines de contemplar todos los riesgos asociados a la decisión, considerando el nivel de riesgo aceptable
por la Sociedad.
Recomendación II.2: Asegurar un efectivo Control de la Gestión empresaria.
El Órgano de Administración verifica:
II.2.1 el cumplimiento del presupuesto anual y del plan de negocios,
Cumplimiento: Total
El Directorio ha creado un sistema para el control de los desvíos presupuestarios, en los cuales interviene directamente o por
intermedio del Comité de Dirección o las diferentes Direcciones o Gerencias Ejecutivas, según la magnitud de dichos desvíos.
Periódicamente o cuando existen desvíos presupuestarios que requieran del análisis del órgano de administración, la Gerencia
expone en este ámbito el cumplimiento del presupuesto anual.
Asimismo, la Gerencia comparte y revisa mensualmente el informe de control presupuestario y el outlook, y si de dicha revisión
surgen temas que ameriten ser tratados por el Comité de Dirección, se elevan a este ámbito para su tratamiento.
66
El Control Presupuestario tiene como foco principal el seguimiento de las más importantes variables económico-financieras y
operacionales de la Compañía, como por ejemplo: Volúmenes y Precios, Estados de Resultado y Flujo de Fondos, Inversiones,
Retorno de los Capitales Empleados, Ventas, Gastos Fijos, Inversión en Capital de Trabajo, Producción y Cargas. A su vez, estos
indicadores son objeto de seguimiento en las siguientes dimensiones temporales: Mes, Acumulado y Año.
II.2.2 el desempeño de los gerentes de primera línea y su cumplimiento de los objetivos a ellos fijados (el nivel de
utilidades previstas versus el de utilidades logradas, calificación financiera, calidad del reporte contable, cuota de
mercado, etc.).
Hacer una descripción de los aspectos relevantes de la política de Control de Gestión de la Emisora detallando técnicas
empleadas y frecuencia del monitoreo efectuado por el Órgano de Administración.
Cumplimiento: Total
El seguimiento de los objetivos de desempeño de los gerentes de primera línea es revisado por la Gerencia y presentado
periódicamente en el ámbito del Comité de Remuneraciones que es un comité integrado por los miembros del Directorio (ver
respuesta al punto VII.1.1). Asimismo, este comité eleva semestralmente un informe al Directorio sobre la actividad realizada.
El Director Presidente, en su Informe Sobre los Negocios de la Sociedad, proporciona al Directorio información relevante para
evaluar el cumplimiento de los objetivos fijados a los Gerentes de Primera Línea.
El Control de Gestión se basa en información real que surge de la contabilidad de la Compañía y en el Plan Anual de Negocios
aprobado por el Directorio. Este control alcanza a las principales variables económicas, financieras y operacionales, tanto a
nivel consolidado de la Sociedad como por segmento de negocio. Incluye el control de resultados, saldos patrimoniales, orígenes
y aplicaciones de fondos, situación financiera, inversión en activos fijos y en capital de trabajo, indicadores de rentabilidad,
operacionales, financieros, de calidad, seguridad y medio ambiente. El análisis de desvíos presupuestarios se realiza con
apertura mensual, para el acumulado del año y a nivel del año completo mediante la mejor proyección disponible para los
meses aún no transcurridos.
Recomendación II.3: Dar a conocer el proceso de evaluación del desempeño del Órgano de Administración y su impacto.
II.3.1 Cada miembro del Órgano de Administración cumple con el Estatuto Social y, en su caso, con el Reglamento del
funcionamiento del Órgano de Administración. Detallar las principales directrices del Reglamento. Indicar el grado de
cumplimiento del Estatuto Social y Reglamento.
Cumplimiento: Total
Los miembros del Directorio cumplen en su totalidad con el Estatuto Social. Cabe mencionar que el Órgano de Administración
de la Sociedad no cuenta con un reglamento para su funcionamiento.
II.3.2 El Órgano de Administración expone los resultados de su gestión teniendo en cuenta los objetivos fijados al inicio
del período, de modo tal que los accionistas puedan evaluar el grado de cumplimiento de tales objetivos, que contienen
tanto aspectos financieros como no financieros. Adicionalmente, el Órgano de Administración presenta un diagnóstico
acerca del grado de cumplimiento de las políticas mencionadas en la Recomendación II, ítems II.1.1.y II.1.2.
Detallar los aspectos principales de la evaluación de la Asamblea General de Accionistas sobre el grado de cumplimiento
por parte del Órgano de Administración de los objetivos fijados y de las políticas mencionadas en la Recomendación II,
puntos II.1.1 y II.1.2, indicando la fecha de la Asamblea donde se presentó dicha evaluación.
El Directorio expone los resultados de su gestión anualmente en la Memoria, la cual es analizada y aprobada por la Asamblea de
Accionistas en oportunidad de tratar y resolver los asuntos contemplados en los incisos 1º y 2º del artículo 234 de la LSC.
Considerando que la Gerencia es la encargada de velar por el cumplimiento de las políticas detalladas en los puntos II.1.1 y
II.1.2, el Directorio no lleva a cabo un diagnóstico acerca del grado de cumplimiento de estas políticas. Se analizará la
pertinencia de su realización en el futuro.
67
Recomendación II.4: Que el número de miembros externos e independientes constituyan una proporción significativa en
el Órgano de Administración.
II.4.1 La proporción de miembros ejecutivos, externos e independientes (éstos últimos definidos según la normativa de
esta Comisión) del Órgano de Administración guarda relación con la estructura de capital de la Emisora. Explicitar.
Cumplimiento: Total
El artículo 9 del Estatuto Social, aprobado por la Asamblea de Accionistas celebrada el 30 de enero de 2009, establece que la
administración de la Sociedad está a cargo de un Directorio compuesto por nueve (9) Directores titulares, quienes son elegidos
por el término de tres (3) ejercicios y se renuevan por tercios cada ejercicio. A su vez, la Asamblea puede designar suplentes en
igual o menor número que los titulares, para subsanar la falta de los Directores titulares por cualquier causa, fijando el orden
de su incorporación.
Actualmente, el Directorio está compuesto por nueve (9) Directores titulares y siete (7) Directores suplentes, de los cuales tres
(3) Directores titulares y un (1) suplente revisten el carácter de independientes según los parámetros fijados por las Normas.
El Directorio considera que actualmente la cantidad y composición de Directores se encuentra acorde a la complejidad de los
procesos decisorios de la Sociedad y a la envergadura de sus operaciones, y en caso de variar las circunstancias, y de estimarlo
conveniente, podría proponer a la Asamblea su modificación, como lo ha hecho en el pasado. Asimismo, el Directorio considera
que el actual número de Directores Independientes es el adecuado a la estructura de la Organización.
II.4.2 Durante el año en curso, los accionistas acordaron a través de una Asamblea General una política dirigida a
mantener una proporción de al menos 20% de miembros independientes sobre el número total de miembros del Órgano de
Administración.
Hacer una descripción de los aspectos relevantes de tal política y de cualquier acuerdo de accionistas que permita
comprender el modo en que miembros del Órgano de Administración son designados y por cuánto tiempo. Indicar si la
independencia de los miembros del Órgano de Administración fue cuestionada durante el transcurso del año y si se han
producido abstenciones por conflictos de interés.
Cumplimiento: Total
La Asamblea de Accionistas es quien designa y establece la proporción de Directores Independientes sobre el número total de
Directores en el marco de lo previsto en la normativa aplicable. La Sociedad no tiene una política específica dirigida a mantener
una proporción de Directores Independientes sobre el total de sus miembros; aunque es práctica habitual que el número de
miembros Independientes que conforman el Directorio resulte suficiente para integrar el Comité de Auditoría.
Por su parte, el Estatuto Social fija en nueve (9) la cantidad de miembros titulares del Directorio, los cuales duran en sus cargos
tres (3) años y se renuevan por tercios. Asimismo, establece que el Comité de Auditoría se encuentre integrado por tres (3)
miembros, elegidos entre los Directores Titulares, debiendo al menos la mayoría, ser independientes. Sin embargo, dado que
PESA se encuentra bajo un programa de American Depositary Shares, y por lo tanto está bajo la supervisión de la SEC, la
totalidad de los miembros del Comité revistan dicho carácter, a fin de cumplir con lo establecido por el mencionado organismo
de control. En este sentido, actualmente tres (3) de los nueve (9) miembros del Directorio (los cuales componen el Comité de
Auditoría), revisten el carácter de independientes.
No existen acuerdos de accionistas relativos a la designación de miembros del Directorio. Durante el transcurso del último año
no se ha cuestionado la independencia de los miembros del Directorio.
Recomendación II.5: Comprometer a que existan normas y procedimientos inherentes a la selección y propuesta de
miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea.
II.5.1 La Emisora cuenta con un Comité de Nombramientos:
Cumplimiento: Incumplimiento
La Sociedad no cuenta con un Comité de Nombramientos y no considera necesaria su implementación debido a que las funciones
a cargo de éste, con el alcance establecido en la normativa vigente, son desarrolladas efectivamente por el Directorio, con el
soporte del Comité de Dirección, la Gerencia Ejecutiva de Legales, la Gerencia de Recursos Humanos y la Secretaría General.
68
Por lo mencionado, los puntos II.5.1.1 a II.5.1.5 no resultan aplicables.
II.5.2 En caso de contar con un Comité de Nombramientos, el mismo:
Por lo mencionado en II.5.1, los puntos II.5.2.1 a II.5.2.7 no resultan aplicables.
II.5.3 De considerar relevante agregar políticas implementadas realizadas por el Comité de Nombramientos de la
Emisora que no han sido mencionadas en el punto anterior.
Por lo mencionado en II.5.1, este punto no resulta aplicable.
Recomendación II.6: Evaluar la conveniencia de que miembros del Órgano de Administración y/o síndicos y/o consejeros
de vigilancia desempeñen funciones en diversas Emisoras.
El Directorio considera que, en la medida que sus miembros y/o Síndicos cumplan debidamente con sus responsabilidades, no
resulta necesario fijar límites para participar en el Directorio o Sindicaturas de otras sociedades.
Recomendación II.7: Asegurar la Capacitación y Desarrollo de miembros del Órgano de Administración y gerentes de
primera línea de la Emisora.
II.7.1 La Emisora cuenta con Programas de Capacitación continua vinculado a las necesidades existentes de la Emisora
para los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea, que incluyen temas acerca de su rol y
responsabilidades, la gestión integral de riesgos empresariales, conocimientos específicos del negocio y sus
regulaciones, la dinámica de la gobernanza de empresas y temas de responsabilidad social empresaria. En el caso de los
miembros del Comité de Auditoría, normas contables internacionales, de auditoría y de control interno y de regulaciones
específicas del mercado de capitales.
Describir los programas que se llevaron a cabo en el transcurso del año y su grado de cumplimiento.
El Comité de Dirección, bajo delegación de Órgano de Administración, define las pautas y estrategias de capacitación y los
programas de Maestría y Postgrados auspiciados por la Compañía. Estos programas se aplican y administran de manera integral a
la totalidad de los empleados de la Sociedad, incluyendo a los Gerentes de primera línea.
La Compañía ofrece varios programas e instancias de formación de sus niveles ejecutivos, los cuales pueden realizarse dentro
de ella o bien en distintas instituciones educativas y Escuelas de Negocios nacionales e internacionales. Los miembros no
ejecutivos participan en actividades de orientación y apoyo, a efectos de disponer de las mejores herramientas para la toma de
decisiones. En particular, para los miembros del Comité de Auditoría, el Plan de Actuación Anual de dicho órgano prevé la
capacitación y actualización normativa, quedando documentado en las Actas de sus reuniones.
II.7.2 La Emisora incentiva, por otros medios no mencionadas en II.7.1, a los miembros de Órgano de Administración y
gerentes de primera línea mantener una capacitación permanente que complemente su nivel de formación de manera que
agregue valor a la Emisora. Indicar de qué modo lo hace.
Cumplimiento: Total
La Sociedad considera que los medios mencionados en el punto II.7.1 son suficientes para mantener una capacitación
permanente de los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea.
PRINCIPIO III: AVALAR UNA EFECTIVA POLÍTICA DE IDENTIFICACIÓN, MEDICIÓN, ADMINISTRACIÓN Y DIVULGACIÓN DEL RIESGO
EMPRESARIAL
Recomendación III: El Órgano de Administración debe contar con una política de gestión integral del riesgo empresarial y
monitorea su adecuada implementación.
69
III.1 La Emisora cuenta con políticas de gestión integral de riesgos empresariales (de cumplimiento de los objetivos
estratégicos, operativos, financieros, de reporte contable, de leyes y regulaciones, otros). Hacer una descripción de los
aspectos más relevantes de las mismas.
El Directorio analiza y evalúa periódicamente los riesgos de la Compañía, en virtud a las actividades que realiza y los países
donde se desempeña, a fin de prever dificultades y/o aprovechar oportunidades. El Sistema de Control Interno de la Sociedad
se sustenta en el marco de las Políticas establecidas por el Comité de Dirección, y en Sistemas y Procedimientos operados por
personal idóneo. Dicho Sistema de Control Interno está diseñado para garantizar el logro de los objetivos de la Sociedad,
asegurando la eficacia y eficiencia de las operaciones, la confiabilidad de la información y el cumplimiento de las leyes,
reglamentos y políticas en general.
Asimismo, los riesgos son luego expuestos y analizados en el ámbito del Comité de Auditoría en cumplimiento de su Plan de
Actuación Anual, haciéndose hincapié especialmente en: (a) cuestiones regulatorias que puedan tener un impacto material en la
Compañía, (b) las políticas de seguros y coberturas de riesgos asegurables, (c) la asignación de las responsabilidades en
cuestiones ambientales y remediación, (d) cuestiones de las que pueden derivar interpretaciones controvertidas, y que puedan
tener un impacto material en la Compañía y (e) la actualización de las políticas vinculadas con riesgos cambiarios y su
aplicación.
III.2 Existe un Comité de Gestión de Riesgos en el seno del Órgano de Administración o de la Gerencia General. Informar
sobre la existencia de manuales de procedimientos y detallar los principales factores de riesgos que son específicos para
la Emisora o su actividad y las acciones de mitigación implementadas. De no contar con dicho Comité, corresponderá
describir el papel de supervisión desempeñado por el Comité de Auditoría en referencia a la gestión de riesgos.
Asimismo, especificar el grado de interacción entre el Órgano de Administración o de sus Comités con la Gerencia
General de la Emisora en materia de gestión integral de riesgos empresariales.
Aplica lo mencionado en la Recomendación III.1.
III.3 Hay una función independiente dentro de la Gerencia General de la Emisora que implementa las políticas de gestión
integral de riesgos (función de Oficial de Gestión de Riesgo o equivalente). Especificar.
No existe una función independiente de Oficial de Gestión de Riesgo o equivalente. La Sociedad analizará la posibilidad de crear
dicha función en el futuro.
III.4 Las políticas de gestión integral de riesgos son actualizadas permanentemente conforme a las recomendaciones y
metodologías reconocidas en la materia. Indicar cuáles.
Tal como se mencionó anteriormente (ver II.1.1.8), desde el ejercicio 2006 la Sociedad evalúa la eficacia de su ambiente de
Control Interno, haciendo foco en los reportes financieros, bajo la metodología integrada que fue emitida por el Commitee of
Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (COSO) y, basado en dicha evaluación y estos criterios, ha concluido que
resulta efectivo.
III.5 El Órgano de Administración comunica sobre los resultados de la supervisión de la gestión de riesgos realizada
conjuntamente con la Gerencia General en los Estados Financieros y en la Memoria anual. Especificar los principales
puntos de las exposiciones realizadas.
Cumplimiento: Total
70
En la nota “Gestión de riesgos financieros y del capital” de los Estados Financieros de la Sociedad se expone información
relativa a: los objetivos y políticas de gestión de riesgos, riesgos de precio de commodities, riesgos asociados a tipos de cambio,
a tasa de interés, riesgo de liquidez, riesgo de crédito, gestión de capital, instrumentos financieros por categorías, valor
razonable de los instrumentos financieros, y valor razonable por jerarquía.
PRINCIPIO IV: SALVAGUARDAR LA INTEGRIDAD DE LA INFORMACION FINANCIERA CON AUDITORÍAS INDEPENDIENTES
Recomendación IV: Garantizar la independencia y transparencia de las funciones que le son encomendadas al Comité de
Auditoría y al Auditor Externo.
IV.1 El Órgano de Administración al elegir a los integrantes del Comité de Auditoría teniendo en cuenta que la mayoría
debe revestir el carácter de independiente, evalúa la conveniencia de que sea presidido por un miembro independiente.
Cumplimiento: Total
De conformidad con lo previsto en la LMC, las sociedades que efectúan oferta pública de sus títulos y acciones deben constituir
un Comité de Auditoría que funcione en forma colegiada con tres (3) o más miembros del Directorio, con mayoría de Directores
Independientes. En virtud de esto, el Directorio de la Sociedad aprobó con fecha 21 de mayo de 2003 el proceso de
implementación requerido por la Resolución General N° 400/02 de la CNV. En cumplimiento de dicha normativa, la Asamblea
General Ordinaria de Accionistas celebrada el 19 de marzo de 2004 dispuso, entre otras medidas, la incorporación al Estatuto de
la Sociedad de un artículo que detalla la composición y el funcionamiento del Comité de Auditoría. Asimismo, con fecha 7 de
mayo de 2004, el Comité de Auditoría de la Sociedad aprobó su Reglamento Interno. Cada año, el Comité de Auditoría aprueba
el Plan de Actuación correspondiente al ejercicio en curso. El Directorio en su conjunto es el que propone los integrantes del
Comité de Auditoría, según lo dispuesto por el artículo 109 de la LMC, las Normas y el artículo 9 bis del Estatuto Social.
Tal como fuera mencionado en la recomendación II.4.2, el Comité de Auditoría está actualmente compuesto por tres (3)
miembros titulares y un miembro suplente, revistiendo todos ellos el carácter de independientes. Se destaca que el Directorio,
al momento de seleccionar quien presida el Comité, prioriza como pauta de designación la figura del Experto Financiero, por la
afinidad entre su calificación y las funciones del Comité.
IV.2 Existe una función de auditoría interna que reporta al Comité de Auditoría o al Presidente del Órgano de
Administración y que es responsable de la evaluación del sistema de control interno. Indicar si el Comité de Auditoría o
el Órgano de Administración hace una evaluación anual sobre el desempeño del área de auditoría interna y el grado de
independencia de su labor profesional, entendiéndose por tal que los profesionales a cargo de tal función son
independientes de las restantes áreas operativas y además cumplen con requisitos de independencia respecto a los
accionistas de control o entidades relacionadas que ejerzan influencia significativa en la Emisora.
Especificar, asimismo, si la función de auditoría interna realiza su trabajo de acuerdo a las normas internacionales para
el ejercicio profesional de la auditoría interna emitidas por el Institute of Internal Auditors (IIA).
Cumplimiento: Total
La Compañía cuenta con un área de Auditoría Interna que reporta al Comité de Auditoria y es responsable de la evaluación del
control interno. Anualmente, el Comité de Auditoria evalúa el desempeño de ésta área y su grado de independencia.
Todos los trabajos son desempeñados de acuerdo a estándares internacionales. Se destaca que en el ejercicio 2013 se obtuvo la
Certificación Internacional de Calidad de Auditoría Interna (Quality Assurance) referente al cumplimiento de las mejores
prácticas internacionales de Auditoría Interna. Dicho certificado fue emitido por el Instituto Argentino de Auditores Internos de
Argentina, miembro del Institute of Internal Auditors, el cual certificó el cumplimiento de la Compañía cumple con los más altos
estándares internacionales sobre la materia.
IV.3 Los integrantes del Comité de Auditoría hacen una evaluación anual de la idoneidad, independencia y desempeño de
los Auditores Externos, designados por la Asamblea de Accionistas. Describir los aspectos relevantes de los
procedimientos empleados para realizar la evaluación.
Cumplimiento: Total
71
El Comité de Auditoría se reúne trimestralmente con los Auditores Externos a fin de que estos les presenten los resultados de su
trabajo sobre los Estados Financieros de la Sociedad. Anualmente, los miembros del Comité evalúan su desempeño, así como
también la independencia de los auditores y efectúan las consultas sobre los aspectos que consideren relevantes.
Se destaca que, cada vez que el Directorio efectúa una propuesta acerca de la designación de los Auditores Externos para ser
elevada a la Asamblea de Accionistas, el Comité de Auditoría emite un Informe sobre la misma, de acuerdo con lo establecido
en la normativa vigente.
Adicionalmente, como apartado dentro de su Informe Anual de Gestión, el Comité de Auditoría informa si ha tomado
conocimiento de alguna cuestión de relevancia que deba mencionar en relación con los Auditores Externos designados por la
Asamblea para el ejercicio con respecto a la independencia en la actuación de los mismos, y opina acerca del planeamiento y
desempeño de la auditoría externa en el ejercicio.
IV.4 La Emisora cuenta con una política referida a la rotación de los miembros de la Comisión Fiscalizadora y/o del
Auditor Externo; y a propósito del último, si la rotación incluye a la firma de auditoría externa o únicamente a los
sujetos físicos.
Con respecto a la rotación de los miembros de la Comisión Fiscalizadora, el artículo 12 del Estatuto Social establece que los
mismos duran un año en sus funciones, sin perjuicio de su reelección.
En relación a la rotación de los Auditores Externos, la Sociedad cumple con lo dispuesto por las Normas. Es de destacar que en
la última década la Sociedad ha rotado en tres oportunidades la firma de Auditores Externos.
PRINCIPIO V: RESPETAR LOS DERECHOS DE LOS ACCIONISTAS
Recomendación V.1: Asegurar que los accionistas tengan acceso a la información de la Emisora.
V.1.1 El Órgano de Administración promueve reuniones informativas periódicas con los accionistas coincidiendo con la
presentación de los estados financieros intermedios. Explicitar indicando la cantidad y frecuencia de las reuniones
realizadas en el transcurso del año.
Cumplimiento: Total
La Sociedad cumple con los regímenes informativos periódicos establecidos por las Normas y el Reglamento de la Bolsa de
Comercio de Buenos Aires (“BCBA”). A través de esos medios hace pública toda la información que se considera relevante sobre
la Sociedad para que sus Accionistas se encuentren informados. Independientemente de la información que debe ser hecha
pública a la BCBA y la CNV en el marco de requerimientos informativos y legales, la Compañía divulga toda la información que
considera relevante directamente a los Accionistas en forma transparente y precisa.
Complementariamente, la Sociedad cuenta con un área especializada de atención a sus inversores (Gerencia de Relación con
Inversores), la cual mantiene contactos frecuentes con los Accionistas a los efectos de informar acerca de los Estados
Financieros y de la evolución de los segmentos de negocios de la Compañía, estando a disposición de los Accionistas de forma
permanente ante la ocurrencia de cualquier hecho relevante.
V.1.2 La Emisora cuenta con mecanismos de información a inversores y con un área especializada para la atención de
sus consultas. Adicionalmente cuenta con un sitio web que puedan acceder los accionistas y otros inversores, y que
permita un canal de acceso para que puedan establecer contacto entre sí. Detallar.
Cumplimiento: Total
Tal como fuera mencionado en la Recomendación V.1.1, la Sociedad cumple con los regímenes informativos periódicos
establecidos por las Normas y el Reglamento de la BCBA. A través de esos medios hace pública toda la información que se
considera relevante sobre la Sociedad para que sus Accionistas se encuentren informados. A su vez, la Sociedad cuenta
actualmente con una Gerencia de Relación con Inversores, que se encarga de responder inquietudes y consultas de los
Accionistas. Asimismo, con periodicidad trimestral, la Sociedad emite comunicados de prensa, en los cuales informa los
resultados de su gestión, entre otros, para conocimiento de los Accionistas en general, órganos sociales y autoridad de control.
72
Por otro lado, la Compañía cuenta con un sitio web (www.petrobras.com.ar) que incluye una sección, que es actualizada
periódicamente (“Para Inversores”), dedicada exclusivamente a los inversores. Para más información sobre la página web ver la
Recomendación VI.1.
Recomendación V.2: Promover la participación activa de todos los accionistas.
V.2.1 El Órgano de Administración adopta medidas para promover la participación de todos los accionistas en las
Asambleas Generales de Accionistas. Explicitar, diferenciando las medidas exigidas por ley de las ofrecidas
voluntariamente por la Emisora a sus accionistas.
Cumplimiento: Total
El Directorio realiza todas las medidas requeridas legalmente para promover la asistencia y participación de todos los
Accionistas en las Asambleas Generales, a fin de asegurar el ejercicio de sus derechos.
V.2.2 La Asamblea General de Accionistas cuenta con un Reglamento para su funcionamiento que asegura que la
información esté disponible para los accionistas, con suficiente antelación para la toma de decisiones. Describir los
principales lineamientos del mismo.
La Sociedad no considera necesario un reglamento que regule el funcionamiento de las Asambleas, dado que cumple
íntegramente con los requisitos legales establecidos para su celebración. Asimismo, pone a disposición de los Accionistas toda la
información exigida legalmente en los plazos establecidos.
V.2.3 Resultan aplicables los mecanismos implementados por la Emisora a fin que los accionistas minoritarios propongan
asuntos para debatir en la Asamblea General de Accionistas de conformidad con lo previsto en la normativa vigente.
Explicitar los resultados.
Cumplimiento: Total
No existe ningún impedimento estatutario ni fáctico para que los Accionistas minoritarios propongan asuntos para debatir en
Asambleas. Sin embargo, a la fecha, ningún Accionista minoritario ha propuesto temas a debatir conforme lo establece la
normativa vigente.
V.2.4 La Emisora cuenta con políticas de estímulo a la participación de accionistas de mayor relevancia, tales como los
inversores institucionales. Especificar.
La Sociedad entiende que no es necesario contar con políticas adicionales de estímulo de participación de Accionistas de mayor
relevancia, en razón de que cumple todas las medidas legalmente requeridas a fin de convocar a todos los accionistas por igual,
conforme lo mencionado en la Recomendación V.2.1.
V.2.5 En las Asambleas de Accionistas donde se proponen designaciones de miembros del Órgano de Administración se
dan a conocer, con carácter previo a la votación: (i) la postura de cada uno de los candidatos respecto de la adopción o
no de un Código de Gobierno Societario; y (ii) los fundamentos de dicha postura.
Actualmente, la Sociedad no da a conocer, con carácter previo, la postura de cada candidato con respecto a la adopción de un
Código de Gobierno Societario. Se analizará la posibilidad de incorporar dicha recomendación en el futuro.
Recomendación V.3: Garantizar el principio de igualdad entre acción y voto.
La Emisora cuenta con una política que promueva el principio de igualdad entre acción y voto. Indicar cómo ha ido
cambiando la composición de acciones en circulación por clase en los últimos tres años.
Cumplimiento: Total
73
La Sociedad promueve la igualdad entre acción y voto conforme lo dispuesto por el artículo 5º de su Estatuto Social, donde se
establece que todas las acciones de la Compañía son ordinarias, pertenecientes a la clase “B” con derecho a un voto por acción
y de valor nominal un peso (v/n $1) cada una. Se destaca que, si bien el Estatuto Social contempla la posibilidad de emitir
acciones preferidas, con o sin derecho a voto, al día de la fecha no se ha hecho uso de esa opción.
No ha habido cambios en la composición de acciones en circulación por clase durante los últimos tres años.
Recomendación V.4: Establecer mecanismos de protección de todos los accionistas frente a las tomas de control.
La Emisora adhiere al régimen de oferta pública de adquisición obligatoria. Caso contrario, explicitar si existen otros
mecanismos alternativos, previstos estatutariamente, como el tag along u otros.
Cumplimiento: Total
La Sociedad, mediante la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria del 8 de julio de 2003, ha decidido no adherir al Régimen
Estatutario Optativo de Oferta Pública de Adquisición Obligatoria (artículo 17 del Estatuto Social), dada la inexistencia de
antecedentes, y que su falta de adhesión no inhibe su ejercicio voluntario así como tampoco su adhesión futura. Tampoco
existen otros mecanismos alternativos previstos estatutariamente debido a que su no incorporación en el estatuto no impide su
ejercicio en el futuro.
Independientemente de lo expuesto, de acuerdo con lo establecido en el artículo 90 de la LMC, el Régimen de Oferta Pública
de Adquisición Obligatoria comprende a todas las sociedades listadas, incluso aquellas que bajo el régimen anterior hubieren
optado por excluir su aplicación, como es el caso de PESA de acuerdo a lo mencionado anteriormente.
Recomendación V.5: Incrementar el porcentaje acciones en circulación sobre el capital.
La Emisora cuenta con una dispersión accionaria de al menos 20 por ciento para sus acciones ordinarias. Caso contrario,
la Emisora cuenta con una política para aumentar su dispersión accionaria en el mercado.
Indicar cuál es el porcentaje de la dispersión accionaria como porcentaje del capital social de la Emisora y cómo ha
variado en el transcurso de los últimos tres años.
Cumplimiento: Total
Actualmente, el Accionista mayoritario participa en el 67,2% del capital social, estando el porcentaje restante cotizando en la
BCBA y la Bolsa de Nueva York.
Se destaca que la estructura del capital social no se ha modificado sustancialmente durante los últimos tres (3) años.
Recomendación V.6: Asegurar que haya una política de dividendos transparente.
V.6.1 La Emisora cuenta con una política de distribución de dividendos prevista en el Estatuto Social y aprobada por la
Asamblea de Accionistas en las que se establece las condiciones para distribuir dividendos en efectivo o acciones. De
existir la misma, indicar criterios, frecuencia y condiciones que deben cumplirse para el pago de dividendos.
La declaración, monto y oportunidad de pago de dividendos a los Accionistas están sujetos a la aprobación de la Asamblea
General Ordinaria de Accionistas. Anualmente, el Directorio evalúa la factibilidad de realizar una propuesta de distribución
sobre el destino de los resultados acumulados a la Asamblea General Ordinaria de Accionistas considerando las disposiciones
estatutarias, así como también otros aspectos, entre los que se incluyen los resultados de las operaciones, los requerimientos
futuros de capital, y las condiciones financieras y de disponibilidad de fondos.
Adicionalmente, la Sociedad explicita su política de dividendos a modo de apartado en la Memoria Anual, del que este Código
forma parte a modo de Anexo. Dicha política describe el mecanismo empleado para efectuar la propuesta.
V.6.2 La Emisora cuenta con procesos documentados para la elaboración de la propuesta de destino de resultados
acumulados de la Emisora que deriven en constitución de reservas legales, estatutarias, voluntarias, pase a nuevo
ejercicio y/o pago de dividendos.
74
Explicitar dichos procesos y detallar en que Acta de Asamblea General de Accionistas fue aprobada la distribución (en
efectivo o acciones) o no de dividendos, de no estar previsto en el Estatuto Social.
Cumplimiento: Total
La Gerencia, habiendo evaluado las exigencias legales y las condiciones financieras y de negocio de la Sociedad, elabora y
presenta al Directorio una propuesta de destino de los resultados, que se explicita en la Memoria Anual aprobada por el Órgano
de Administración. Con posterioridad, la Asamblea de Accionistas delibera y decide finalmente el destino de los resultados.
En la Asamblea de Accionistas celebrada el 27 de marzo de 2014 (Acta N° 2511), se aprobó: (a) con relación a las utilidades
acumuladas al 31 de diciembre de 2013, destinar a (i) la cuenta de "Reserva Legal" la suma de $37.588.887; y (ii) la cuenta
"Reserva Facultativa para Futuras Inversiones" la suma de $714.188.860; y (b) con relación a los saldos acumulados a dicha fecha
se resolvió (i) desafectar de la cuenta "Reserva Facultativa para Futuras Inversiones la suma de $2.524.467.000; (ii) destinar
$2.299.467.000 a integrar nuevamente el saldo de la mencionada reserva, por lo que, sumado al destino de las utilidades
acumuladas al 31 de diciembre de 2013 de $714.188.60, su saldo resultó en un importe de $5.432.415.809; y (iii) destinar
$225.000.000 a la "Reserva para Futuros Dividendos", por lo que su saldo resultó en un importe de $1.275.000.000.
Respecto de la "Reserva para Futuros Dividendos", se resolvió facultar al Directorio para determinar la cuantía y oportunidad de
su distribución hasta la fecha de la Asamblea Ordinaria de Accionistas que trate el ejercicio que cierre el 31 de diciembre de
2014.
PRINCIPIO VI: MANTENER UN VÍNCULO DIRECTO Y RESPONSABLE CON LA COMUNIDAD
Recomendación VI: Suministrar a la comunidad la revelación de las cuestiones relativas a la Emisora y un canal de
comunicación directo con la empresa.
VI.1 La Emisora cuenta con un sitio web de acceso público, actualizado, que no solo suministre información relevante de
la empresa (Estatuto Social, grupo económico, composición del Órgano de Administración, estados financieros, Memoria
anual, entre otros) sino que también recoja inquietudes de usuarios en general.
Cumplimiento: Total
La Sociedad cuenta con un sitio web (www.petrobras.com.ar) de libre acceso, que brinda información actualizada, suficiente y
diferenciada para que sus públicos de interés, ya sean accionistas, potenciales inversores, clientes o público en general, puedan
acceder fácilmente a la información allí dispuesta. Adicionalmente, este sitio otorga la posibilidad de que todos los usuarios
expresen sus inquietudes y/o comentarios de diversa índole a través de la Central de Contactos, los que son tenidos en cuenta y
analizados por la Sociedad.
La Compañía garantiza que la información transmitida por medios electrónicos responde a los más altos estándares de
confidencialidad e integridad y propenden a la conservación y registro de la información.
VI.2 La Emisora emite un Balance de Responsabilidad Social y Ambiental con frecuencia anual, con una verificación de un
Auditor Externo independiente. De existir, indicar el alcance o cobertura jurídica o geográfica del mismo y dónde está
disponible. Especificar que normas o iniciativas han adoptado para llevar a cabo su política de responsabilidad social
empresaria (Global Reporting Iniciative y/o el Pacto Global de Naciones Unidas, ISO 26.000, SA8000, Objetivos de
Desarrollo del Milenio, SGE 21-Foretica, AA 1000, Principios de Ecuador, entre otras)
La Sociedad realiza un Informe Social y Ambiental anual desde el ejercicio 2010, el cual es aprobado e impulsado por la
Gerencia. El mismo se encuentra disponible en el sitio web de PESA (www.petrobras.com.ar - Responsabilidad Social y
Ambiental) e incluye los resultados de la gestión del negocio y la relación con sus grupos de interés en la Argentina.
El informe se basa en el Pacto Global de Naciones Unidas, al cual la Sociedad es adherente, encontrándose estructurado según
sus principios.
Diferentes áreas de la Compañía forman parte del grupo operativo que tiene como objetivo la identificación y análisis de
información material para los grupos de interés, así como el relevamiento de los resultados cualitativos y cuantitativos del ciclo
75
cubierto en el informe. Por el momento el mismo no se encuentra auditado externamente, cuestión que podrá ser evaluada en
un futuro por la Sociedad.
PRINCIPIO VII: REMUNERAR DE FORMA JUSTA Y RESPONSABLE
Recomendación VII: Establecer claras políticas de remuneración de los miembros del Órgano de Administración y
gerentes de primera línea, con especial atención a la consagración de limitaciones convencionales o estatutarias en
función de la existencia o inexistencia de ganancias.
VII.1 La Emisora cuenta con un Comité de Remuneraciones:
Cumplimiento: Total
La Sociedad cuenta con un Comité de Remuneraciones, creado por el Directorio en su reunión del 6 de octubre de 2006.
VII.1.1 integrado por al menos tres miembros del Órgano de Administración, en su mayoría independientes,
El Comité de Remuneraciones está integrado por tres (3) Directores titulares, quienes son designados por el Directorio de entre
sus miembros. Como mínimo uno de sus integrantes debe ser independiente. Actualmente, sólo uno de sus miembros es
independiente.
VII.1.2 presidido por un miembro independiente del Órgano de Administración,
Cumplimiento: Total
Actualmente, el Comité de Remuneraciones es presidido por el miembro independiente.
VII.1.3 que cuenta con miembros que acreditan suficiente idoneidad y experiencia en temas de políticas de recursos
humanos,
Cumplimiento: Total
Los miembros del Comité de Remuneraciones cuentan con la suficiente idoneidad y experiencia en temas relativos a los
Recursos Humanos para desempeñar su función. Asimismo, el Comité cuenta para un mejor desempeño de sus tareas con el
asesoramiento del Gerente de Recursos Humanos de la Compañía.
VII.1.4 que se reúna al menos dos veces por año.
Cumplimiento: Total
El Comité de Remuneraciones se reúne al menos semestralmente, ya que con esta frecuencia debe reportar al Directorio los
resultados alcanzados en el desempeño de sus atribuciones.
VII.1.5 cuyas decisiones no son necesariamente vinculantes para la Asamblea General de Accionistas ni para el Consejo
de Vigilancia sino de carácter consultivo en lo que hace a la remuneración de los miembros del Órgano de
Administración.
Cumplimiento: Total
La función básica del Comité es asistir al Directorio en el cumplimiento de sus responsabilidades de orientación y dirección
superior de la Compañía, con relación a las cuestiones de remuneración. Por lo tanto, al tener una función principalmente de
asistencia, sus decisiones no son vinculantes.
VII.2 En caso de contar con un Comité de Remuneraciones, el mismo:
76
VII.2.1 asegura que exista una clara relación entre el desempeño del personal clave y su remuneración fija y variable,
teniendo en cuenta los riesgos asumidos y su administración,
Cumplimiento: Total
El Comité de Remuneraciones tiene, entre sus atribuciones, la de proponer al Directorio las metas de desempeño del Personal,
incluyendo remuneración variable y otros incentivos, según corresponda.
VII.2.2 supervisa que la porción variable de la remuneración de miembros del Órgano de Administración y gerentes de
primera línea se vincule con el rendimiento a mediano y/o largo plazo de la Emisora,
Cumplimiento: Total
Complementando lo indicado en VII.2.1, el Comité de Remuneraciones supervisa la administración de las remuneraciones
variables y su relación con el rendimiento de la Compañía.
VII.2.3 revisa la posición competitiva de las políticas y prácticas de la Emisora con respecto a remuneraciones y
beneficios de empresas comparables, y recomienda o no cambios,
Cumplimiento: Total
El Comité de Remuneraciones revisa la posición competitiva de las políticas y prácticas de la Sociedad con respecto a las
remuneraciones y beneficios de empresas comparables.
VII.2.4 define y comunica la política de retención, promoción, despido y suspensión de personal clave,
Cumplimiento: Total
Entre las atribuciones asignadas al Comité de Remuneraciones se encuentra la de evaluar la eficacia del proceso de retención
de talentos y despidos de personal clave.
VII.2.5 informa las pautas para determinar los planes de retiro de los miembros del Órgano de Administración y gerentes
de primera línea de la Emisora,
No se encuentran dentro de las funciones del Comité de Remuneraciones informar acerca de las pautas para determinar los
planes de retiro de los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea. Se evaluará a futuro la posibilidad
de su inclusión dentro de las funciones del Comité de Remuneraciones.
VII.2.6 da cuenta regularmente al Órgano de Administración y a la Asamblea de Accionistas sobre las acciones
emprendidas y los temas analizados en sus reuniones,
El Comité de Remuneraciones es un órgano permanente e interno del Directorio que reporta a éste al menos en forma
semestral.
VII.2.7 garantiza la presencia del Presidente del Comité de Remuneraciones en la Asamblea General de Accionistas que
aprueba las remuneraciones al Órgano de Administración para que explique la política de la Emisora, con respecto a la
retribución de los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea.
Cumplimiento: Total
El Presidente del Comité de Remuneraciones, en su carácter de Director Titular, asiste a la Asamblea Anual de Accionistas, que
es el ámbito donde se aprueban las retribuciones asignadas al Directorio, comprensivas de los honorarios por la gestión, sueldos
y otras remuneraciones por el desempeño de funciones técnico-administrativas. En este ámbito, el Presidente del Comité de
Remuneraciones se encuentra a disposición de los Accionistas para responder inquietudes sobre la marcha general de la
77
Sociedad, incluyendo temas relativos a remuneraciones. Asimismo, asiste a la Asamblea Anual de Accionistas el Gerente de
Recursos Humanos, a fin de brindar soporte en la materia.
VII.3 De considerar relevante mencionar las políticas aplicadas por el Comité de Remuneraciones de la Emisora que no
han sido mencionadas en el punto anterior.
No existen políticas que no hayan sido mencionadas que se considere relevante mencionar.
VII.4 En caso de no contar con un Comité de Remuneraciones, explicar como las funciones descriptas en VII. 2 son
realizadas dentro del seno del propio Órgano de Administración.
Debido a que la Sociedad cuenta con un Comité de Remuneraciones, este punto no resulta aplicable.
PRINCIPIO VIII: FOMENTAR LA ÉTICA EMPRESARIAL
Recomendación VIII: Garantizar comportamientos éticos en la Emisora.
VIII.1 La Emisora cuenta con un Código de Conducta Empresaria. Indicar principales lineamientos y si es de conocimiento
para todo público. Dicho Código es firmado por al menos los miembros del Órgano de Administración y gerentes de
primera línea. Señalar si se fomenta su aplicación a proveedores y clientes.
Cumplimiento: Total
La Sociedad cuenta con un Código de Conducta y Ética Empresarial que establece los lineamientos y estándares de integridad y
transparencia a los que deben ajustarse cada empleado de la Compañía, independientemente del cargo o función que ocupe,
como también de quienes se encuentren desarrollando tareas con la Compañía por un tiempo determinado o trabajo específico.
En este sentido, es firmado por todos los empleados de la organización, incluyendo a los gerentes de primera línea.
El sustento del Código de Conducta y Ética Empresarial está en la honestidad, la dignidad, el respeto, la lealtad, la dedicación,
la eficacia, la transparencia y la conciencia para orientar los comportamientos de las personas a las que se aplica. De esta
manera, se busca atender niveles crecientes de competitividad, rentabilidad y responsabilidad social, comprendiendo esta
última la valorización de sus empleados, la salud, la seguridad, el medio ambiente y la contribución a las regiones en donde
opera sus negocios.
El Código de Conducta y Ética Empresarial está disponible en el sitio web de la Sociedad.
VIII.2 La Emisora cuenta con mecanismos para recibir denuncias de toda conducta ilícita o anti ética, en forma personal
o por medios electrónicos garantizando que la información transmitida responda a altos estándares de confidencialidad
e integridad, como de registro y conservación de la información. Indicar si el servicio de recepción y evaluación de
denuncias es prestado por personal de la Emisora o por profesionales externos e independientes para una mayor
protección hacia los denunciantes.
Cumplimiento: Total
La Sociedad dispone de la Oficina del Ombudsman para la recepción de denuncias sobre las irregularidades y conflicto de
intereses en el cumplimiento de su Código de Ética y sus normas y políticas en un espacio de confidencialidad, seriedad y
respeto. La Oficina del Ombudsman cuenta con un sistema denominado “Reporte de Irregularidades y Conflictos de Intereses”,
que permite encauzar las denuncias a través de un canal electrónico y otros mecanismos de contacto directo y personal, como
ser entrevista, correo, teléfono y correo electrónico.
La oficina garantiza el manejo confidencial e integral de la información, tanto para su derivación como para el registro y
conservación de la misma. El servicio de recepción y evaluación de las denuncias está circunscripto exclusivamente a la Oficina
del Ombudsman que está integrada por personal de la Sociedad.
La Oficina del Ombudsman depende en forma directa del Comité de Auditoría y es un área independiente de la autoridad
máxima de la Sociedad.
78
VIII.3 La Emisora cuenta con políticas, procesos y sistemas para la gestión y resolución de las denuncias mencionadas en
el punto VIII.2. Hacer una descripción de los aspectos más relevantes de las mismas e indicar el grado de
involucramiento del Comité de Auditoría en dichas resoluciones, en particular en aquellas denuncias asociadas a temas
de control interno para reporte contable y sobre conductas de miembros del Órgano de Administración y gerentes de la
primera línea.
Cumplimiento: Total
La Oficina del Ombudsman cuenta con políticas de procesos y sistemas para la gestión y resolución de las denuncias
mencionadas en el punto anterior. Los mismos respetan los siguientes principios básicos: (i) Integridad: actuando en forma
independiente e imparcial; (ii) Confidencialidad: preservando la privacidad y el respeto hacia las personas, la información y los
documentos originados por el tema en revisión; (iii) Igualdad: promoviendo la inclusión y acceso al sistema de denuncias para
todas las personas; y (iv) Cooperación: promoviendo la colaboración, empatía y participación para la solución de diferencias o
puntos de vista no coincidentes.
Asimismo, estas políticas persiguen la correcta derivación a los niveles con atribuciones para la investigación y la toma de
decisiones, con garantías de que se hayan agotado todos los recursos para acceder a la solución más justa y adecuada.
Respecto al involucramiento del Comité de Auditoría, es de resaltar que le son enviados reportes periódicos respecto a la
información relacionada con las cuestiones en investigación, especialmente aquellas sobre temas contables, de auditoría y de
control interno, y las relacionadas con conflictos de intereses que sean considerados relevantes, que involucren a los auditores
externos, la administración de la Compañía y el accionista controlante. El Comité puede dar tratamiento a estas denuncias,
contando con el apoyo de la Oficina del Ombudsman para la realización de análisis e investigaciones, pudiendo requerir apoyo
de asesores externos. El Experto Financiero tiene completo e ilimitado acceso para consulta al “Sistema de Reporte de
Irregularidades y Conflictos de Intereses” administrado por la Oficina del Ombudsman. Asimismo, el Ombudsman se reúne con el
Comité al menos una vez al año, para presentar todas las denuncias recibidas junto a diversos informes estadísticos y las
conclusiones de las mismas.
PRINCIPIO IX: PROFUNDIZAR EL ALCANCE DEL CÓDIGO
Recomendación IX: Fomentar la inclusión de las previsiones que hacen a las buenas prácticas de buen gobierno en el
Estatuto Social.
Cumplimiento: Total
El Estatuto Social se adecua a los requerimientos de la LSC y a las Normas y al Reglamento de Cotización de la BCBA e incluye
disposiciones sobre la integración y funcionamiento del Directorio, Comité de Auditoría y Comisión Fiscalizadora.
Asimismo, contiene ciertas previsiones del Código de Gobierno Societario, en particular las relacionadas a evitar conflictos de
intereses en el voto de los Directores, y no incluye ninguna disposición que impida que las recomendaciones no incluidas
específicamente se cumplan.
No obstante esto, el Directorio podrá en el futuro considerar la conveniencia y oportunidad de la inclusión de otras previsiones
que hacen al buen gobierno corporativo.
79
Estados financieros
consolidados e individuales
al 31 de diciembre de 2014
(presentados en forma comparativa con 2013 y 2012)
ESTADOS FINANCIEROS
MEMORIA
ESTADOS DE RESULTADOS
ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES
ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA
ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO
ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO
NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS
ESTADOS DE RESULTADOS
ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES
ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA
ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO
ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO
NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS
Estados financieros consolidados
Estados Financieros Consolidados
1
2
3
4
5
6
7
1. Información general
7
2. Bases de preparación
7
3. Juicios contables críticos y fuentes clave para la estimación de las incertidumbres
23
4. Gestión de riesgos financieros y del capital
25
5. Información por segmentos
35
6. Costo de Ventas
41
7. Gastos de administración y comercialización
42
8. Gastos de exploración
42
9. Otros resultados operativos
42
10. Resultados financieros
42
11. Impuesto a las ganancias e impuesto diferido
43
12. Ganancia por acción
45
13. Efectivo y equivalentes de efectivo
46
14. Créditos por ventas
46
15. Otros créditos
47
16. Inventarios
47
17. Inversiones en sociedades relacionadas
47
18. Otras inversiones
57
19. Propiedad, planta y equipos
58
20. Préstamos
59
21. Deudas fiscales
61
22. Provisiones
61
23. Beneficios sociales y otros beneficios para el personal
62
24. Capital social
65
25. Reservas
65
26. Resultados no asignados
66
27. Otras resultados integrales
66
28. Operaciones con partes relacionadas
66
29. Operaciones en consorcios hidrocarburíferos
69
30. Operaciones en Ecuador
74
31. Aportes para financiar obras en el sector energético en la Argentina
76
32. Avales, fianzas y garantías otorgadas
78
33. Resolución General N° 629/2014 – Guarda de documentación
79
34. Hechos posteriores
79
35. Información requerida por el Art. 64 LSC
79
36. Reservas petroleras y gasíferas (Información no cubierta por el informe del auditor)
80
Informe de los Auditores sobre Estados Financieros
PETROBRAS ARGENTINA S.A. | Estados Financieros Consolidados
Maipú 1 - Piso 22 – Ciudad Autónoma de Buenos Aires
República Argentina
EJERCICIO ECONÓMICO Nº 69
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014
Actividad principal de la Sociedad: Estudio, exploración y explotación de pozos hidrocarburíferos, el desarrollo de actividades
mineras, la industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos y sus derivados, la generación, transmisión y
distribución de energía eléctrica.
Fecha de inscripción en el Registro Público de Comercio:
- Del estatuto: 7 de noviembre de 1947.
- De la última modificación del estatuto: 28 de mayo de 2010.
Fecha en que se cumple el plazo de duración de la Sociedad: 18 de junio de 2046.
Sociedad controlante: Petrobras Participaciones S.L. (a)
Actividad principal de la sociedad controlante: Inversora y financiera.
Participación de la sociedad controlante en el capital social y en los votos: 67,2% (a)
COMPOSICIÓN DEL CAPITAL (b)
- Expresado en pesos -
a) Ver Nota 1.3
b) Ver Nota 24
(Socio)
Dr. Miguel A. Urus
Contador Público (UBA)
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246
Lic. en Administración
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223
Juan C. Cincotta
Por Comisión Fiscalizadora
CPCECABA Tº45 Fº 71
1
ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS
POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2014, 2013 Y 2012
(Expresados en millones de pesos)
Las notas 1 a 36 son partes integrante de y deben leerse juntamente con estos estados.
(Socio)
Dr. Miguel A. Urus
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223
Juan C. Cincotta
2
ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADOS
(Socio)
Dr. Miguel A. Urus
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223
Juan C. Cincotta
3
ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADOS
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014, 2013 Y 2012
(Socio)
Dr. Miguel A. Urus
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223
Juan C. Cincotta
4
ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO CONSOLIDADO
(Expresados en millones d7e pesos)
(a) Saldos por combinaciones de negocios de sociedades bajo control común (Nota 2.6.8 y 17.5).
(b) Nota 27.
(c) Nota 17.7.
(d) Según lo dispuesto por la Asamblea General Ordinaria del 29 de marzo de 2012
(e) Según lo dispuesto por la Asamblea General Ordinaria del 21 de marzo de 2013.
(f) Según lo dispuesto por la Asamblea General Ordinaria del 27 de marzo de 2014.
(Socio)
Dr. Miguel A. Urus
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223
Juan C. Cincotta
5
ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADOS
(Socio)
Dr. Miguel A. Urus
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223
Juan C. Cincotta
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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS
POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2014, 2013 y 2012
(Cifras expresadas en millones de pesos, excepto donde se indica en forma expresa)
1.1 La Sociedad
Petrobras Argentina es una sociedad anónima cuya sede social se encuentra localizada en Ciudad Autónoma de Buenos Aires,
Argentina.
Las acciones de Petrobras Argentina cotizan en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires. Las ADS, cada una representando 10
acciones ordinarias Clase B de Petrobras Argentina, cotizan en el NYSE.
La Sociedad no está adherida al Régimen estatutario optativo de oferta pública de adquisición obligatoria.
1.2
Los negocios
Los negocios de Petrobras Argentina se concentran principalmente en el sector energético, específicamente en la exploración
y producción de petróleo y gas, refinación y distribución, petroquímica, electricidad y comercialización y transporte de
hidrocarburos. El ejercicio social de la Sociedad cierra el 31 de diciembre de cada año.
Petrobras Argentina junto con sus subsidiarias son referidas en estos estados financieros como “la Sociedad” o “el Grupo”.
Los presentes estados financieros consolidados (en adelante “estados financieros”), han sido aprobados para su emisión por
el Directorio el 4 de febrero de 2015.
1.3 Grupo de Control
Petrobras Participaciones S.L. es la sociedad controlante de Petrobras Argentina, con una participación accionaria del 67,2%.
Petrobras Participaciones S.L. es una subsidiaria de Petróleo Brasileiro, una compañía brasilera cuyos negocios se concentran
en exploración, producción, refinación, comercialización y transporte de petróleo y sus derivados en Brasil y en el exterior.
2.1. Declaración de cumplimiento
Los presentes estados financieros han sido preparados de acuerdo con las NIIF, emitidas por el IASB.
2.2. Resumen de las principales políticas contables
A continuación se describen las principales políticas contables adoptadas en la preparación de los presentes estados
financieros, las cuales se han aplicado de manera uniforme en estos estados financieros.
Las políticas contables han sido aplicadas consistentemente para las entidades del Grupo.
(Socio)
7
2.2.1. Nuevas normas contables e interpretaciones emitidas por el IASB que son de aplicación efectiva al 31
de diciembre de 2014 y han sido adoptadas por la Sociedad
NIC 32 “Instrumentos financieros – Presentación”
La NIC 32 altera la guía de aplicación en aspectos relativos a la compensación de activos y pasivos financieros.
La aplicación de dicha modificación no impactó en los resultados de las operaciones ni en la situación financiera de la
Sociedad, ni implicó nuevas revelaciones.
NIC 36 “Deterioro del valor de los activos”
La NIC 36 modifica los requerimientos de revelación respecto a la determinación del valor de deterioro de los activos, en
caso que el valor recuperable se calcule en base al valor razonable menos costos de disposición.
La aplicación de dicha modificación no implicó nuevas revelaciones.
NIC 39 “Instrumentos Financieros – Reconocimiento y Medición”
La NIC 39 establece la continuación de la contabilidad de coberturas (valor razonable y flujo de efectivo) en caso de
novación a una contraparte central de un derivado designado como instrumento de cobertura como consecuencia de leyes
o regulaciones.
CINIIF 21 “Gravámenes”
La CINIIF 21, trata la contabilización de pasivos relacionados con gravámenes impuestos por el gobierno, de acuerdo con
la legislación.
La aplicación de dicha interpretación no impactó de forma significativa en la situación financiera de la Sociedad.
2.2.2. Nuevas normas contables e interpretaciones emitidas por el IASB que no son de aplicación efectiva al
31 de diciembre de 2014 y no han sido adoptadas anticipadamente por la Sociedad
NIC 1 “Presentación de estados financieros”
En diciembre de 2014, el IASB modificó la NIC 1 “Presentación de estados financieros” incorporando guías para la
presentación de los Estados Financieros y resulta aplicable a los ejercicios anuales iniciados a partir del 1 de enero de
2016, permitiendo su adopción anticipada.
La Sociedad se encuentra analizando el impacto en las revelaciones por la aplicación de dicha modificación.
NIC 27 “Estados financieros separados”
En agosto de 2014, el IASB modificó la NIC 27 “Estados financieros separados”, que admite la utilización del método de la
participación como opción en la contabilización de inversiones en subsidiarias, controladas en forma conjunta y asociadas
y resulta aplicable a los ejercicios anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2017, permitiendo su adopción anticipada.
La Sociedad utiliza el método de la participación en la contabilización de inversiones en subsidiarias, controladas en
forma conjunta y asociadas en la preparación de sus estados financieros individuales de conformidad con la Resolución
Técnica N° 26 de la FACPCE, incorporada por la CNV, por lo que, la aplicación de la modificación no impactará en los
resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad.
(Socio)
8
NIIF 9 “Instrumentos financieros”
En julio 2014, el IASB emitió una nueva versión de la NIIF 9 “Instrumentos financieros” que sustituye a las versiones
emitidas con anterioridad y que establece nuevos requerimientos para la clasificación y medición de activos y pasivos
financieros, aplicable a los ejercicios anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2018, permitiendo su adopción
anticipada.
La Sociedad se encuentra analizando el impacto de la aplicación de la NIIF 9, no obstante, se estima que la aplicación de
la misma no impactará en forma significativa en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la
Sociedad.
NIIF 15 “Ingresos de actividades ordinarias procedentes de contratos con clientes”
En mayo de 2014, el IASB emitió la NIIF 15 “Ingresos de actividades ordinarias procedentes de contratos con clientes”,
que resulta aplicable a los ejercicios anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2017, permitiendo su adopción
anticipada.
Trata los principios para el reconocimiento de ingresos y establece los requerimientos de información sobre la naturaleza,
monto, calendario e incertidumbre de ingresos y flujos de efectivo que surgen de contratos con clientes.
El principio básico implica reconocer ingresos que representen la transferencia de bienes o servicios comprometidos con
clientes a cambio de un importe que refleje la contraprestación a la cual la entidad espera tener derecho.
La Sociedad se encuentra analizando el impacto de la aplicación de la NIIF 15, no obstante, se estima que la aplicación
de la misma no impactará en forma significativa en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la
Sociedad.
Mejoras a las NIIF
En septiembre 2014, el IASB publicó modificaciones a las NIIF que resultan aplicables para los ejercicios iniciados a partir
del 1 de enero de 2016, permitiendo su aplicación anticipada.
La Sociedad se encuentra analizando el impacto de la aplicación de las modificaciones, no obstante, estima que la
aplicación de las mismas no impactará en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad.
2.3. Consolidación y participación en sociedades
2.3.1. Inversiones en sociedades relacionadas
2.3.1.1. Subsidiarias:
Las subsidiarias son todas las entidades sobre las cuales la Sociedad posee control como consecuencia de su exposición o
derecho a rendimientos variables y su capacidad de influir en los mismos a través de su poder para dirigir las actividades
relevantes, que generalmente se acompañan con una tenencia superior a la mitad de los derechos de voto.
Las subsidiarias se consolidan a partir de la fecha en la cual la Sociedad adquiere control y se dejan de consolidar a partir
de la fecha en que el control cesa.
La Sociedad utiliza el método de la compra para registrar las adquisiciones de subsidiarias. El costo de la adquisición es
determinado como el valor razonable de los activos transferidos, instrumentos de capital emitidos y deudas asumidas a la
fecha de la adquisición. Los costos directamente atribuibles a la adquisición se imputan en resultados en el momento que
se incurren.
La participación no controlante en la sociedad adquirida se valúa a su valor razonable a la fecha de adquisición o al valor
proporcional sobre los activos netos adquiridos. El exceso del costo de adquisición y el monto de la participación no
controlante de la adquirida sobre los activos netos identificables se registra como valor llave. Si este valor es menor al
valor razonable de los activos adquiridos netos, la diferencia se reconoce en el Estado de Resultados Consolidado.
(Socio)
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Las adquisiciones de subsidiarias que califiquen como sociedades bajo control común se registran según los lineamientos
descriptos en la nota 2.3.1.4.
Dado que la moneda funcional de algunas subsidiarias es distinta a la moneda funcional de la Sociedad, se generan
ganancias o pérdidas por diferencias de cambio derivadas de las operaciones entre las sociedades del grupo. Las mismas
son incluidas dentro de “Otros resultados financieros” en el Estado de Resultados Consolidado.
Las políticas contables de las subsidiarias fueron modificadas en la medida en que se ha considerado necesario para
asegurar la consistencia con las políticas contables adoptadas por la Sociedad.
Petrobras Argentina ha consolidado línea por línea sus estados financieros con los respectivos estados financieros de las
sociedades en las que ejerce el control.
En la consolidación de las sociedades en las que se ejerce el control, los importes de la inversión en la sociedad
controlada y la participación en sus resultados y flujos de efectivo se reemplazan por la totalidad de los activos, pasivos,
resultados y flujos de efectivo de la controlada, reflejando separadamente la participación no controlante en las
sociedades controladas. Los créditos y deudas y las operaciones entre miembros del Grupo consolidado se eliminan en la
consolidación. Los resultados originados por operaciones entre miembros del Grupo consolidado no trascendidos a
terceros se eliminan totalmente.
2.3.1.2. Participaciones en acuerdos conjuntos
Un acuerdo conjunto es aquel de naturaleza contractual por el cual dos o más partes mantienen control conjunto. Existe
control conjunto únicamente cuando las decisiones sobre las actividades relevantes requieren el consentimiento unánime
de las partes que comparten control.
Una operación conjunta es el acuerdo conjunto mediante el cual las partes que tienen control conjunto del acuerdo,
tienen derecho a los activos y obligaciones con respecto a los pasivos del acuerdo.
Un negocio conjunto es el acuerdo conjunto mediante el cual las partes que tienen control conjunto tienen derecho a los
activos netos del mismo.
2.3.1.2.1. Negocios conjuntos
Las inversiones en negocios conjuntos se registran inicialmente al costo y posteriormente se valúan de acuerdo con el
método de la participación.
Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 la Sociedad posee control conjunto en CIESA. Al 31 de diciembre de 2012 la
Sociedad poseía control conjunto en Distrilec cuya venta se efectivizó el 30 de enero de 2013 (Nota 17.1.1).
Los resultados no trascendidos generados en transacciones entre la Sociedad y las entidades controladas en forma
conjunta se eliminan en proporción a la participación de la Sociedad en dichas sociedades.
Las políticas contables de las entidades controladas en forma conjunta fueron modificadas en la medida en que se ha
considerado necesario para asegurar la consistencia con las políticas contables adoptadas por la Sociedad.
La valuación de las inversiones en negocios conjuntos, cada una de las cuales se considera una UGE, se analiza por
desvalorización cuando hechos o cambios en las circunstancias indican que el valor de libros podría no ser recuperable y,
de corresponder, se registra una pérdida por desvalorización.
2.3.1.2.2. Operaciones conjuntas
La Sociedad reconoce en sus estados financieros los activos, pasivos, ingresos de actividades ordinarias y gastos relativos
a su participación en las operaciones conjuntas en los diferentes consorcios y UTES de exploración y producción de
hidrocarburos.
(Socio)
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2.3.1.3. Asociadas
Las asociadas son todas las entidades en las cuales la Sociedad posee influencia significativa, que generalmente se
acompaña de una participación entre el 20% y el 50% de los derechos de voto. Las inversiones en asociadas se registran
inicialmente al costo, incluyendo el valor llave reconocido a la fecha de adquisición, y posteriormente se valúan de
acuerdo con el método de la participación.
Los resultados no trascendidos generados en transacciones entre la Sociedad y las asociadas se eliminan en proporción a
la participación de la Sociedad en dichas sociedades.
Las políticas contables de las asociadas fueron modificadas en la medida en que se ha considerado necesario para
La valuación de las inversiones en compañías asociadas, cada una de las cuales se considera una UGE, se analiza por
2.3.1.4. Sociedad bajo control común
Al 31 de mayo de 2012, PELSA era una sociedad controlada por Petrobras Participaciones S.L., con una tenencia directa
del 39,671% y una tenencia indirecta del 19,21% a través de Petrobras Argentina, por lo cual PELSA califica como una
sociedad bajo control común (Nota 17.5).
Las combinaciones de negocios entre sociedades bajo control común se contabilizan considerando el valor de libros de la
sociedad adquirida en la sociedad controlante en última instancia, en este caso, Petrobras Participaciones S.L. La
diferencia entre el precio pagado y el valor de libros mencionado se registra en una partida en el patrimonio ("Otros"
Nota 2.6.8). Los gastos de la operación se imputan a resultados en el período en que se devengan.
2.3.2. Estados financieros utilizados
Para la preparación de los presentes, se han utilizado los estados financieros de las sociedades subsidiarias, bajo control
conjunto y asociadas al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, o bien la mejor información financiera disponible a tales
fechas, adaptados a igual período de tiempo respecto de los estados financieros de la Sociedad. Asimismo, han sido
considerados los ajustes para adaptar los criterios de medición a los de la Sociedad.
2.4. Conversión de operaciones
A continuación se exponen las principales consideraciones relacionadas con la conversión de operaciones de moneda
funcional distinta de la moneda de presentación.
2.4.1. Moneda funcional y de presentación
Las cifras incluidas en los estados financieros correspondientes a las distintas entidades componentes del Grupo fueron
medidas utilizando su moneda funcional, es decir, la moneda del ambiente económico primario en el que dicha entidad
opera.
La moneda funcional y la de presentación de los estados financieros de Petrobras Argentina es el peso. Los presentes
estados financieros han sido preparados bajo la convención del costo histórico en moneda nominal establecido en las NIIF,
criterio aplicable para economías no hiperinflacionarias.
En este sentido, los estados financieros han sido preparados de acuerdo a la NIC 29.
(Socio)
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2.4.2. Saldos y transacciones
Las transacciones en moneda extranjera se convierten a la moneda funcional usando los tipos de cambio prevalecientes a
la fecha de la transacción o valuación cuando los ítems son remedidos.
Las ganancias y pérdidas de cambio resultantes de la cancelación de dichas operaciones o de la medición al cierre del
ejercicio de los activos y pasivos monetarios denominados en moneda extranjera se reconocen en el Estado de Resultados
Consolidado, excepto por coberturas de flujo de efectivo o de inversión neta que califiquen para su exposición como
“Otros resultados integrales”.
2.4.3. Subsidiarias y asociadas
Los resultados y posición financiera de las subsidiarias y asociadas que tienen moneda funcional distinta de la moneda de
presentación del Grupo se convierten a moneda de presentación de la siguiente manera al cierre de cada ejercicio:
-
los activos y pasivos son trasladados a los tipos de cambio de cierre;
los resultados son trasladados a los tipos de cambio transaccional.
Los resultados por conversión a moneda funcional de dichas operaciones son reconocidos en el Estado de Resultados
Consolidado en la cuenta “Resultados financieros”.
Los resultados por conversión de moneda funcional a moneda de presentación de dichas operaciones son reconocidos en
“Otros resultados integrales”. Cuando se vende o se dispone de una inversión, en todo o en parte, dichos “Otros
resultados integrales” son reclasificados al Estado de Resultados Consolidado como parte del resultado por la venta o
disposición.
2.5. Información por segmentos
La Sociedad ha adoptado la NIIF 8 – Información por segmentos, que establece que son segmentos de negocios aquellos
identificados sobre la base de informes internos con respecto a los componentes de la Sociedad revisados regularmente por
el Comité de Dirección, principal tomador de decisiones operacionales, para asignar recursos y evaluar su desempeño.
En la segmentación la Sociedad considera las transacciones realizadas con terceros y las operaciones intersegmentos, las
cuales son valuadas según precios internos de transferencia definidos entre los segmentos, con metodologías de verificación
basadas en parámetros de mercado.
La Sociedad concentra sus negocios primariamente en el sector de la energía, básicamente a través de sus actividades
vinculadas a la exploración y producción de petróleo y gas, refinación y distribución, petroquímica y gas y energía. En
relación a ello, ha identificado los siguientes segmentos de negocios:
a) Exploración y Producción de Petróleo y Gas, integrado por las participaciones en áreas de petróleo y gas y por las
inversiones en Oleoductos del Valle S.A., OCP, las participaciones directas e indirectas en las empresas mixtas en Venezuela
y PELSA, sociedad consolidada a partir del 1 de junio de 2012 (Nota 17.5).
b) Refinación y Distribución, integrado por las operaciones propias en la refinería de Bahía Blanca y la red de estaciones de
servicio asociada, por la participación en Refinería del Norte S.A. y por la comercialización del petróleo producido en
Argentina, el cual es transferido a precios de mercado desde el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas.
c) Petroquímica, integrado por las operaciones propias de estirénicos desarrolladas en las plantas de Argentina.
d) Gas y energía, integrado por las operaciones propias de comercialización del gas producido en Argentina y de los líquidos
obtenidos del procesamiento del gas, por las actividades de servicios de brokerage de gas y GLP, por la participación en TGS,
por las actividades de generación de electricidad de la Central Térmica Genelba y de la represa hidroeléctrica Pichi Picún
Leufú y por la participación accionaria en Enecor. Los ejercicios 2012 incluye la participación accionaria en Edesur, a través
de su sociedad controlante Distrilec, cuya venta se efectivizó el 30 de enero de 2013 (Nota 17.1.1).
(Socio)
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Los líquidos obtenidos del procesamiento del gas y del petróleo son producidos en los segmentos de negocio de Exploración y
Producción de Petróleo y Gas, de Refinación y Distribución y de Petroquímica. Hasta el ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de 2013, la comercialización de estos productos era realizada en el segmento de Gas y Energía, y a partir del 1° de
enero de 2014, dicha comercialización se descentralizó en cada uno de los segmentos en los cuales se producen.
e) Los activos y los resultados operativos correspondientes a la Estructura Central, los no identificables a algún segmento de
negocios y las eliminaciones intersegmentos se exponen conjuntamente.
En la Estructura Central se incluyen gastos comunes a los distintos segmentos de negocio, entre otros, gastos de
administración, impuesto a las transacciones bancarias, intereses de pasivos financieros e impuesto a las ganancias, que son
incurridos por la Sociedad en el desarrollo normal de sus operaciones y que por economía del control se administran desde la
Estructura Central y no se reapropian entre los segmentos operativos.
2.6. Criterios de medición
Los principales criterios de medición utilizados en la preparación de los presentes estados financieros son los siguientes:
2.6.1 Instrumentos financieros:
2.6.1.1. Clasificación de activos financieros
La Sociedad clasifica sus activos financieros en las siguientes categorías:
Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados
Dentro de esta categoría se incluyen aquellos activos financieros adquiridos para su negociación o venta en un corto plazo
o si son así designados por la Gerencia. Los beneficios y las pérdidas procedentes de las variaciones en el valor razonable
se incluyen en los resultados del ejercicio.
La Sociedad posee dentro de esta categoría fondos comunes de inversión, los cuales se valúan al valor de las cuotas parte
al cierre de cada ejercicio.
Préstamos y créditos
Los préstamos y créditos son instrumentos financieros no derivados con pagos fijos o determinables que no se cotizan en
un mercado activo. Estos instrumentos inicialmente se reconocen al valor razonable más cualquier costo de transacción
directamente atribuible. Posteriormente al reconocimiento inicial, los préstamos y créditos se valorizan al costo
amortizado usando el método de interés efectivo, menos las pérdidas por deterioro.
La Sociedad posee dentro de esta categoría certificados de depósito, colocaciones en sociedades integrantes del grupo
económico, otras inversiones, créditos por ventas, otros créditos, deudas comerciales y préstamos.
2.6.1.2. Desvalorización de activos financieros
La Sociedad determina a cada fecha de cierre de los estados financieros si existe evidencia objetiva de disminución de
valor de un activo financiero o un grupo de activos financieros, y en caso afirmativo registra su desvalorización en el
resultado del ejercicio.
En los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, los cargos por desvalorización de activos
financieros corresponden a la previsión para incobrables indicada en Nota 14.
(Socio)
13
2.6.1.3. Efectivo y equivalentes de efectivo:
El efectivo y equivalentes de efectivo incluye caja, depósitos a la vista en bancos y otras inversiones a corto plazo
altamente líquidas con vencimiento original a tres meses o menos.
Los adelantos en cuenta corriente se exponen dentro de “Préstamos” en el pasivo corriente en el Estado de Situación
Financiera Consolidado. A los efectos del estado de flujo efectivo, el descubierto bancario es parte del efectivo y
equivalente de efectivo.
2.6.1.4. Créditos por ventas y deudas comerciales:
Los créditos por ventas se reconocen inicialmente a su valor razonable y se valúan posteriormente a su costo amortizado,
utilizando el método del interés efectivo, neto de la previsión por desvalorización, en caso de corresponder.
En el caso de créditos por venta, otros créditos, otras inversiones de largo plazo, deudas comerciales y otras deudas, se
estima que el costo amortizado se aproxima a su valor razonable. Asimismo, el valor razonable de las deudas bancarias y
financieras corrientes no difiere significativamente de su valor de libros al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012.
Se constituye una previsión por desvalorización de créditos por ventas cuando existe evidencia objetiva de que la
Sociedad no podrá cobrar todos los montos adeudados de acuerdo con los vencimientos originales de los créditos. Para
constituir dicha previsión, la Sociedad se basa en la evaluación de distintos factores, incluyendo el riesgo crediticio de los
clientes, tendencias históricas y otra información relevante. Dicha evaluación podría requerir ajustes futuros, si las
condiciones económicas difirieran sustancialmente de los supuestos considerados al realizarlas. El monto de la previsión
es la diferencia entre el valor de libros del activo y el valor presente del flujo de fondos futuro estimado, descontado a la
tasa de interés efectiva. El valor del activo se expone neto de la previsión registrada, de corresponder. El cargo por la
previsión se reconoce en el resultado del ejercicio y se expone en “Gastos de administración y comercialización”.
Las deudas comerciales son reconocidas inicialmente a su valor razonable y subsiguientemente valuados a costo
amortizado utilizando el método del interés efectivo.
2.6.1.5. Contabilización de instrumentos financieros derivados
Los instrumentos financieros derivados son contabilizados a su valor razonable, determinado sobre la base del valor en
efectivo a cobrar o pagar necesario para cancelar el instrumento a la fecha de medición, neto de los anticipos cobrados o
pagados.
Los cambios en la medición contable de los instrumentos derivados designados como cobertura de riesgos de flujos de
efectivo, que se hayan determinado como una cobertura eficaz, se reconocen en el Patrimonio en el rubro “Otros
Resultados Integrales”. Los cambios en la medición contable de los instrumentos derivados que no califican para la
contabilidad de cobertura se reconocen en el Estado de Resultados Consolidado, en el rubro “Resultados financieros”.
Se considera que una cobertura es eficaz cuando en su origen, como en el resto de la vida de la misma, sus cambios
compensan entre un ochenta y un ciento veinticinco por ciento los cambios en el sentido contrario del ítem o partida
cubierta. En tal sentido, la Sociedad excluye el componente específico atribuido al valor tiempo de una opción en la
medición de la efectividad de los instrumentos derivados que califican para la contabilidad de cobertura.
La contabilidad de cobertura cesa en cualquiera de los casos siguientes: a) el instrumento de cobertura vence o ha sido
cancelado; b) la operación de cobertura deja de ser efectiva; o c) la transacción proyectada no tenga alta probabilidad
de ocurrencia. En tal caso, los resultados originados en el instrumento de cobertura que se hubieran imputado en el
Patrimonio, permanecen individualizados allí, hasta que ocurra la transacción comprometida o prevista, en el caso de los
incisos a) y b), y se imputan a resultados en el caso del inciso c).
Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, la Sociedad no mantenía instrumentos financieros derivados relevantes, no
existiendo cargos significativos a resultados por esta clase de operaciones en los ejercicios finalizados en esas fechas.
(Socio)
14
2.6.1.6. Préstamos:
Los préstamos han sido valuados inicialmente al valor razonable neto de los costos incurridos de la transacción. En
períodos posteriores, los préstamos se valúan al costo amortizado. Las diferencias entre el producido (neto de los costos
de transacción) y el valor de rescate se registran en el Estado de Resultados Consolidado durante la vigencia de los
préstamos por el método de interés efectivo.
Los préstamos se clasifican como pasivo corriente salvo que la Sociedad tenga derecho de diferir el pago del pasivo
durante al menos 12 meses posteriores a la fecha de los estados financieros.
2.6.2. Otros créditos y otras deudas:
Los restantes créditos y deudas han sido valuados inicialmente a su valor razonable y con posterioridad a su costo
amortizado utilizando el método del interés efectivo. Asimismo, en “Otros créditos” se incluyen anticipos a proveedores
valuados en función a las sumas de dinero entregadas.
2.6.3. Inventarios:
Bajo este rubro se incluyen stock de petróleo crudo, materias primas y materiales y productos en proceso y terminados
correspondientes a los negocios de Refinación y Distribución, Petroquímica y Gas y Energía.
Los inventarios se valúan al costo de adquisición o valor neto de realización, el que resulte menor. El costo se determina
por el método precio promedio ponderado (PPP). El costo de los inventarios incluye los gastos incurridos en su adquisición
y producción, y otros costos necesarios para llevarlos a su condición y locación actual. En el caso de los productos
manufacturados y la producción en proceso, el costo incluye una porción de los costos indirectos de producción,
excluyendo cualquier capacidad ociosa.
El valor neto de realización es el precio de venta estimado en el giro normal de los negocios, menos los costos estimados
de finalización y los costos estimados para efectuar la venta.
La evaluación del valor recuperable se realiza al final del ejercicio, registrando con cargo a resultados la oportuna
corrección de valor cuando los mismos se encuentran sobrevaluados.
2.6.4. Propiedad, planta y equipos:
2.6.4.1. Criterio general
La propiedad, planta y equipos, con las excepciones indicadas a continuación, ha sido valuada siguiendo el modelo del
costo. Las erogaciones posteriores al reconocimiento original del activo se incorporan como un componente del mismo
sólo si éstas constituyen una mejora y sea probable que el activo genere ingresos netos de fondos en exceso de los
originalmente previstos, o bien si corresponden a tareas de mantenimiento mayores que permitan recuperar la capacidad
de servicio del activo para su uso continuo, en la medida que: (i) sean atribuidas al reemplazo de componentes del
activo, (ii) que la vida útil de estos componentes haya sido calculada en función a su propio desgaste o agotamiento y
(iii) que sea probable que como consecuencia de la erogación fluyan beneficios económicos futuros.
El costo de las obras en curso cuya construcción se prolonga en el tiempo incluye, de corresponder, los costos financieros
devengados por la financiación con capital de terceros y los costos asociados al proceso de puesta en marcha, de los
cuales se ha deducido cualquier ganancia que se obtuviera en el transcurso de dicho proceso por la venta de producciones
que tuvieran valor comercial. En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 no se registraron
activaciones de costos financieros.
La propiedad, planta y equipos correspondientes a las operaciones del exterior han sido convertidos a su moneda
funcional a los tipos de cambio históricos, y luego han sido trasladados a pesos a los tipos de cambio de cierre.
(Socio)
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2.6.4.2. Actividades de exploración y producción de petróleo y gas
La Sociedad utiliza el método del esfuerzo exitoso para contabilizar las operaciones relacionadas con las actividades de
exploración y producción de petróleo y gas. Bajo este método son activados: i) los costos de adquisición de propiedades
en áreas de producción y exploración de petróleo y gas; ii) los costos de perforación y equipamiento de pozos
exploratorios que resultan descubridores de reservas económicamente explotables; iii) los costos de perforación y
equipamiento de pozos de desarrollo y iv) los costos futuros estimados de abandono y taponamiento.
De acuerdo con el método del esfuerzo exitoso, los costos de exploración, excluidos los costos de los pozos exploratorios,
se imputan a resultados durante el período en que se realizan los mismos. Los costos de perforación de los pozos
exploratorios son activados hasta que se determine si existen reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial.
Si no se encuentran tales reservas, los mencionados costos de perforación se imputan a resultados. Ocasionalmente, un
pozo exploratorio puede determinar la existencia de reservas, pero las mismas pueden no ser clasificadas como probadas
cuando la perforación es completada. En esos casos dichos costos continúan activados en la medida en que el pozo
hubiera encontrado suficiente cantidad de reservas para justificar su completamiento como pozo productor y que la
compañía estuviera haciendo progresos suficientes en la evaluación económica y operativa de la viabilidad del proyecto.
Los costos futuros estimados de abandono y taponamiento de pozos en las áreas de hidrocarburos, descontados a una tasa
corriente, son capitalizados junto a los activos que le dieron origen, y son depreciados utilizando el método de unidades
de producción. Adicionalmente, un pasivo es reconocido por dicho concepto al valor estimado de las sumas a pagar
descontadas.
2.6.4.3. Depreciaciones
La Sociedad deprecia los pozos productores, las maquinarias y los campamentos correspondientes a las áreas de
producción de petróleo y gas, utilizando el método de unidades de producción, mediante la aplicación de la relación
entre el petróleo y el gas producido, y las reservas de petróleo y gas probadas y desarrolladas estimadas. El costo de
adquisición de propiedades con reservas probadas se deprecia mediante la aplicación de la relación entre el petróleo y
gas producido y las reservas de petróleo y gas probadas estimadas. La propiedad minera vinculada a reservas no probadas
ha sido valuada al costo, examinándose periódicamente su recuperabilidad en base a las estimaciones geológicas y de
ingeniería de las reservas posibles y probables que se espera probar en el plazo de cada concesión.
Para la depreciación del resto de la propiedad, planta y equipos se utiliza el método de la línea recta, en función de la
vida útil estimada del mismo, según el siguiente detalle:
El método de depreciación es revisado a cada cierre de ejercicio. Si las expectativas difieren de las estimaciones previas,
los ajustes se realizan prospectivamente, de corresponder.
Petrobras Argentina deprecia, utilizando el método de la línea recta, cada parte significativa que compone una unidad de
propiedad, planta y equipos no relacionada a áreas de producción de petróleo y gas que: (i) puede ser identificada como
un componente independiente con un costo significativo en relación al valor total de la unidad, y (ii) tiene una vida útil
operativa que difiere de otra parte significativa de la misma unidad de propiedad, planta y equipos.
(Socio)
16
2.6.4.4. Deterioro del valor de la propiedad, planta y equipos
El valor registrado de propiedad, planta y equipos no supera el valor recuperable de los mismos. La Dirección de la
Sociedad evalúa su recuperabilidad cuando hechos o cambios en las circunstancias (incluyendo disminuciones
significativas en los valores de mercado de los bienes, en los precios de los principales productos que comercializa la
Sociedad o en sus reservas de petróleo y gas, como así también cambios en el marco regulatorio en que se desarrollan sus
operaciones, incrementos significativos en los costos operativos, o evidencias de obsolescencia o daño físico) pudieran
indicar que el valor de un activo o de una UGE puede ser no recuperable. El valor contable de un activo es ajustado a su
valor recuperable en caso que exceda dicho valor.
Normativamente, se entiende como valor recuperable al mayor importe entre el valor razonable menos costos de venta y
el valor de utilización económica, definido éste como la suma de los flujos netos de los fondos descontados esperados
que deberían surgir del uso de los bienes y de su eventual disposición final. A tales efectos se consideran, entre otros
elementos, las premisas que representen la mejor estimación que la Dirección hace de las condiciones económicas que
existirán durante la vida útil de los activos.
En particular, la tasa usada para el descuento de los flujos de fondos es la que mide la WACC. Para cada activo o UGE se
determinó una WACC específica que considera el segmento de negocio y el país donde se desarrollan las operaciones.
En períodos posteriores a la registración de la desvalorización, se analiza la pertinencia de su reversión en la medida
que se verifiquen cambios en las estimaciones efectuadas para determinar los valores recuperables. En tal caso, la
medición contable del activo o UGE se eleva al menor importe entre: a) la medición contable que el activo o unidad
generadora de efectivo hubiera tenido si nunca se hubiese reconocido la pérdida por desvalorización; y b) su valor
recuperable.
Al 31 de diciembre de 2014 se registró una desvalorización de 94 de propiedad, planta y equipos (Ver Nota 19).
Al 31 de diciembre de 2012 no se registró desvalorizaciones de propiedad, planta y equipos.
2.6.5. Pasivos por costos laborales:
Los pasivos por costos laborales se devengan en el período de tiempo en el cual los empleados hayan prestado el servicio
que le da origen a tales contraprestaciones.
El costo de los planes de contribuciones definidas es reconocido periódicamente, conforme las contribuciones que realiza
Petrobras Argentina.
A los efectos de hacer una estimación confiable del costo estimado de los planes de beneficios definidos se han utilizado
supuestos actuariales, respecto a las variables demográficas y financieras que influyen en la determinación del monto de
tales beneficios. El importe reconocido como pasivo por tales beneficios representa la suma del valor presente de la
obligación y del valor corriente de los activos del plan, con los cuales se cancelarán directamente las obligaciones.
Las ganancias y pérdidas actuariales con impacto son reconocidas en “Otros resultados integrales” y los costos de
servicios prestados en el pasado en el resultado del ejercicio.
(Socio)
17
2.6.6. Cargas fiscales
2.6.6.1. Impuesto a las ganancias:
El cargo por impuesto a las ganancias del ejercicio comprende el impuesto corriente y el diferido. El impuesto es
reconocido en el Estado de Resultados Consolidado, excepto en los casos que se relacione con partidas reconocidas en el
Estado de Resultados Integrales Consolidado. En este caso, el impuesto es también reconocido en dicho estado.
El cargo por impuesto a las ganancias corriente se calcula sobre la base de las leyes impositivas vigentes o en curso de
promulgación a la fecha de cierre del ejercicio en los países en los que operan la Sociedad y sus subsidiarias y que
generan ganancia imponible. La gerencia evalúa en forma periódica las posiciones tomadas en las declaraciones juradas
de impuestos con relación a las situaciones en las cuales la legislación impositiva está sujeta a alguna interpretación y
establece previsiones cuando es apropiado.
Para contabilizar el cargo por impuesto diferido se utiliza el método del pasivo, que establece la determinación de
activos o pasivos impositivos diferidos basados en las diferencias temporarias determinadas entre las mediciones
contables e impositivas de activos y pasivos. Las diferencias temporarias determinan saldos activos o pasivos de
impuestos cuando su reversión futura disminuya o aumente los impuestos determinados, sin perjuicio de las
compensaciones de importes que sean pertinentes. Cuando existen quebrantos impositivos no utilizados susceptibles de
deducción de ganancias impositivas futuras, se reconoce un activo por impuesto diferido, pero sólo en la medida en que
su utilización sea probable.
Los activos y pasivos diferidos son medidos a la tasa impositiva que se espera se le apliquen en el período en el que el
activo se realice o el pasivo se cancele, basado en las alícuotas y legislaciones vigentes o en curso de promulgación a la
fecha de cierre.
Los activos y pasivos por impuesto diferido se compensan por sociedad cuando existe un derecho legalmente exigible de
compensar los activos y pasivos impositivos corrientes y cuando el impuesto a las ganancias diferido está asociado a la
misma autoridad fiscal.
Los activos y pasivos por impuesto diferido han sido valuados a su valor nominal.
Las tasas del impuesto a las ganancias utilizadas al cierre del ejercicio en Argentina, Venezuela, Ecuador, Bolivia y
España son del 35%, 50%, 22%, 25% y 30%, respectivamente. Adicionalmente, los pagos de rentas de fuente boliviana
efectuados a beneficiarios fuera de Bolivia, están sujetos a la retención y pago del impuesto a las utilidades de las
empresas beneficiarias del exterior a una tasa del 12,5%.
2.6.6.2. Impuesto a la ganancia mínima presunta:
En Argentina el impuesto a la ganancia mínima presunta es complementario del impuesto a las ganancias, dado que
mientras este último grava la utilidad impositiva del ejercicio, el impuesto a la ganancia mínima presunta constituye una
imposición mínima que grava la renta potencial de ciertos activos productivos a la tasa del uno por ciento, de modo que
la obligación fiscal de la Sociedad coincidirá con el mayor de ambos impuestos. Sin embargo, si el impuesto a la ganancia
mínima presunta excede en un ejercicio fiscal al impuesto a las ganancias determinado, dicho exceso podrá computarse
como pago a cuenta de cualquier excedente del impuesto a las ganancias sobre el impuesto a la ganancia mínima
presunta que pudiera producirse en cualquiera de los diez ejercicios siguientes.
En los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, el cargo por impuesto a las ganancias resultó
superior al impuesto a la ganancia mínima presunta determinado, por lo cual la Sociedad contabilizó únicamente el cargo
correspondiente al impuesto a las ganancias.
(Socio)
18
2.6.6.3. Regalías hidroeléctricas:
Por la explotación del Complejo Hidroeléctrico Pichi Picún Leufú la Sociedad abona a partir del año 2002 regalías
hidroeléctricas del 1%, crecientes a razón de una escala del 1% anual hasta alcanzar una alícuota máxima del 12% del
importe que resulte de aplicar a la energía vendida la tarifa correspondiente a la venta en bloque, en función de los
términos del artículo 43 de la Ley N° 15.336, modificada por la Ley N° 23.164. Asimismo, la Sociedad paga mensualmente
al Estado Nacional, en carácter de canon por el uso de la fuente, el 0,5% de la suma prevista para el cálculo de la regalía
hidroeléctrica mencionada precedentemente.
2.6.6.4. Regímenes de retención a las exportaciones de hidrocarburos:
La Ley N° 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario estableció la creación de un régimen de
retenciones a las exportaciones de hidrocarburos por cinco años, a partir del 1 de marzo de 2002, el cual fue prorrogado
por cinco años más por la Ley N° 26.217. El efecto de tales retenciones se deduce de los respectivos precios de venta.
Petróleo crudo y derivados
Con efectos a partir de noviembre de 2007, la Resolución N° 394/07 del Ministerio de Economía y Producción estableció
una nueva metodología de cálculo de las retenciones a las exportaciones de petróleo crudo y equiparó el tratamiento de
ciertos productos derivados de su procesamiento con el aplicable al petróleo crudo. La modificación indicada implica la
aplicación de un derecho de exportación variable según una fórmula que contempla el precio internacional del crudo y un
valor de corte por producto. Conforme a esta metodología, cuando el precio internacional del petróleo crudo supere los
USD 60,90 por barril, para las exportaciones de petróleo crudo se fija una alícuota de retenciones creciente que
determina para una calidad de crudo estándar un ingreso tope de USD 42 por barril. Si el precio internacional varía entre
USD 45 y USD 60,90 por barril, la retención aplicable es del 45. El mismo criterio se aplica a las exportaciones de los
productos derivados, tales como naftas, fuel oil y aceites lubricantes, para los que se definieron distintos valores de corte
y de referencia. Con fecha 3 de enero de 2013 el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, mediante Resolución N°
01/2013, procedió a modificar la metodología para el cálculo de las retenciones a las exportaciones de petróleo crudo
incrementando el valor de referencia a USD 80 por barril y el valor de corte a USD 70 por barril.
En octubre 2014, mediante Resolución N° 803/14, el Ministerio de Economía y Finanzas modificó la alícuota de
retención a la exportación de hidrocarburos conforme a un cuadro de precios y alícuotas determinado, con porcentajes
entre el 10% y el 13%.
A partir del 1 de enero de 2015 entró en vigencia la Resolución N° 1077/14 del Ministerio de Economía y Finanzas
Publicas, que deroga la Resolución N° 394/2007 y su modificatoria la Resolución N° 803/14, estableciendo que cuando el
Precio Internacional sea menor a USD 71 por barril la alícuota de retención a aplicar será del 1% y si el Precio
Internacional es mayor o igual a USD 71 por barril, se aplicará una alícuota de retención creciente.
Gas natural
En marzo de 2008 el Ministerio de Economía y Producción dictó la Resolución N° 127/08, que en lo relativo al gas natural
modificó la Resolución N° 534/2006, la cual establecía una alícuota del 45% sobre el precio de importación del gas de
Bolivia, fijando una retención del 100% sobre las exportaciones de gas natural, considerando como base de valoración el
precio más alto establecido para esta mercadería en los contratos de importación de gas natural a la Argentina aplicables
en cada momento. Asimismo, dicha resolución extendió para el GLP la metodología de cálculo aplicable a las retenciones
sobre las exportaciones de petróleo crudo.
(Socio)
19
2.6.6.5 Régimen cambiario – Obligatoriedad de ingreso de divisas del 100 % para exportaciones de crudo y
derivados.
El Decreto N° 1.722/2011 del 25 de octubre de 2011 restableció la obligatoriedad de ingreso y negociación en el mercado
de cambios, de la totalidad de divisas generadas por operaciones de exportación de crudo y derivados, gas natural y gases
licuados.
El presente decreto obliga a Petrobras Argentina a liquidar el 100% de las divisas generadas por todas sus exportaciones
de bienes y servicios en Argentina.
2.6.6.6 Nuevas regulaciones a la actividad hidrocarburífera en Argentina.
En mayo de 2012, se sancionó la Ley N° 26.741 que declara de interés público nacional y como objetivo prioritario de la
República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación,
industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos. Asimismo se declara de utilidad pública y sujeto a
expropiación el cincuenta y un por ciento (51%) del patrimonio de YPF S.A. y Repsol YPF Gas S.A.
En julio de 2012, mediante el Decreto N° 1.277 se aprueba la reglamentación de la Ley N° 26.741 y se dicta el
Reglamento de Soberanía Hidrocarburífera de la República Argentina, el cual dispuso la creación de la Comisión de
Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (la “Comisión”), dependiente
de la Secretaría de Política Económica y Planificación de Desarrollo del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, como
así también el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (el “Registro”). El Decreto N° 1.277/12 estableció la
obligación por parte de las compañías de la industria del petróleo y gas de Argentina de presentar a la Comisión un plan
anual de inversiones de exploración y explotación. La Comisión a su vez está obligada a diseñar un Plan Nacional de
Inversiones Hidrocarburíferas, que buscará la maximización de inversiones y la sustentabilidad de la industria en el corto,
medio y largo plazo. Asimismo se derogan artículos de los Decretos N° 1.055/89, N°1.212/89 y N° 1.589/89 que se
referían a la libre disponibilidad de los hidrocarburos producidos en áreas de concesión otorgadas, la libre
comercialización en el mercado interno y externo, y la libertad de precios.
La Sociedad ha cumplido con los requerimientos de información solicitados.
En febrero de 2013, mediante la Resolución N° 1/2013, la Comisión creó el “Programa de Estímulo a la Inyección
Excedente de Gas Natural”, en el que pueden participar las empresas inscriptas en el Registro. La participación se
realizará mediante la presentación de proyectos para incrementar el volumen total de gas natural a ser inyectado en el
mercado interno durante el período propuesto. Una vez que el proyecto se implemente, se establece: a) una
compensación para la inyección excedente en base a un precio de 7,5 USD / MBTU y b) una multa en el caso de que la
compañía, dentro de un determinado plazo, no haya logrado el aumento de los volúmenes de producción comprometido.
Con el objetivo de desarrollar los yacimientos de gas en Argentina, la Sociedad formalizó las presentaciones requeridas
para la calificación de la Resolución N°1/2013 y hasta el momento la Comisión no se ha expedido.
A su vez, en noviembre de 2013, mediante la Resolución N° 60/2013, la Comisión crea el “Programa Estímulo a la
Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”. Los productores tienen hasta el 31 de marzo de 2014
para presentar su Proyecto que contribuya al incremento de niveles de producción de gas natural. El mismo está
destinado a empresas sin producción previa, o un tope de 3,5 MMm3/día, con incentivos de precios ante aumentos de
producción, y penalidades de importación de GNL ante incumplimiento de volúmenes comprometidos. Asimismo, aquellas
empresas que fueran beneficiarias del Programa mencionado en el párrafo precedente y reunieran las condiciones
correspondientes, puedan solicitar el cese de su participación en aquel programa y su incorporación en el presente.
En Octubre de 2014 fue dictada la Ley N° 27.007 modificatoria de la Ley Nacional de Hidrocarburos N° 17.319 mediante
la cual, entre otras cosas, se definió y reguló la exploración y explotación de hidrocarburos en objetivos no
convencionales, se reformó el régimen de prórroga de concesiones, se fijó un régimen de regalías especiales, un régimen
de promoción a las inversiones hidrocarburíferas y se prohibió la creación de áreas reservadas a favor de entidades o
empresas públicas o con participación del estado. Además, entre sus disposiciones transitorias, otorgó 90 días para la
conclusión de las negociaciones por la extensión de concesiones que estuvieran en curso."
(Socio)
20
2.6.7. Provisiones
Las provisiones se reconocen contablemente cuando: a) la Sociedad tiene una obligación presente (ya sea legal o
asumida) como resultado de un hecho pasado; b) es probable que una salida de recursos será necesaria para cancelar tal
obligación, y c) puede hacerse una estimación confiable del importe de la obligación.
Las provisiones se miden al valor actual de los desembolsos que se espera que sean necesarios para liquidar la obligación
teniendo en cuenta la mejor información disponible en la fecha de preparación de los estados financieros y en base a
premisas y métodos considerados apropiados. Las estimaciones son revisadas y ajustadas periódicamente, a medida que
la Sociedad obtiene información adicional. La tasa de descuento utilizada para determinar el valor actual refleja las
evaluaciones actuales del mercado, a la fecha del balance, del valor temporal del dinero, así como el riesgo específico
relacionado con el pasivo en particular.
2.6.8. Cuentas de patrimonio:
Excepto por lo mencionado en “Resultados no asignados” la registración de movimientos del patrimonio se realizó de
acuerdo con las decisiones asamblearias, normas legales o reglamentarias oportunamente tomadas.
Capital social
Está formado por los aportes efectuados por los accionistas representados por acciones y la capitalización de resultados
no asignados, y comprende a las acciones en circulación a su VN.
Ajuste del capital
Las cuentas componentes del capital social se reexpresaron en moneda homogénea. La cuenta Capital social se ha
mantenido a su valor nominal y el ajuste derivado de dicha reexpresión monetaria se expone en la cuenta Ajuste del
capital.
El Ajuste del capital no es distribuible en efectivo ni en bienes, pero se permite su capitalización mediante la emisión de
acciones liberadas. Asimismo, esta partida es aplicable para cubrir pérdidas acumuladas, de acuerdo con el orden de
absorción que se indica en el apartado “Resultados no asignados”.
Prima por fusión
La cuenta Prima por fusión se generó principalmente en enero de 2005, como consecuencia de la fusión por absorción de
las sociedades Eg3, PAR y Petrolera Santa Fe, por la cual se incorporaron al patrimonio de la Sociedad todos los activos,
pasivos, derechos y obligaciones de las sociedades incorporadas y se emitieron acciones de la Sociedad en función de la
relación de canje aprobada.
Prima por venta de acciones propias
La cuenta Prima por venta de acciones propias se generó hasta el ejercicio 2010, como consecuencia de la venta de
acciones propias de la Sociedad, con valores de venta superiores a sus costos de adquisición.
Durante el tercer trimestre de 2010, y dando cumplimiento a los plazos y condiciones previstas en el artículo 220 de la
LSC, la Sociedad enajenó estas acciones propias mediante el procedimiento de oferta preferente establecido en los
artículos 221 y 194 de la LSC, y la posterior enajenación al Fideicomiso Optimum Petrobras del remanente de acciones de
la Sociedad (Nota 23.4).
Reserva legal
De acuerdo con las disposiciones legales vigentes, la Sociedad debe efectuar una reserva legal no inferior al 5% del
resultado positivo surgido de la sumatoria algebraica del resultado del ejercicio, los ajustes de ejercicios anteriores, las
transferencias de otros resultados integrales a resultados acumulados y las pérdidas acumuladas de ejercicios anteriores,
hasta alcanzar el 20% de la suma del Capital social y el saldo de la cuenta Ajuste del capital.
(Socio)
21
Reserva para futuras inversiones
Corresponde a la asignación hecha por la Asamblea de Accionistas de la Sociedad, por la cual se destina un monto
específico para constituir una Reserva especial cuyo objetivo es desarrollar las actividades de inversión de la Sociedad,
las cuales están focalizadas en el negocio exploración y producción de petróleo y gas.
Reserva para futuros dividendos
específico para constituir una Reserva para futuros dividendos. Adicionalmente, la Asamblea de Accionistas facultó al
Directorio de la Sociedad para determinar la cuantía y oportunidad de su distribución hasta la fecha de la Asamblea
Ordinaria de Accionistas que trate el cierre de ejercicio correspondiente.
Otros resultados integrales
En la cuenta Otros resultados integrales se incluyen los resultados generados por la conversión de las operaciones en
moneda extranjera, netas de las diferencias de cambio originadas por el endeudamiento de la Sociedad denominado en
moneda extranjera designado como cobertura de dichas operaciones, las ganancias y pérdidas actuariales
correspondientes a los planes de beneficios definidos y sus correspondientes efectos impositivos (Nota 27).
Resultados no asignados
Hasta diciembre de 2012, comprende a las ganancias o pérdidas acumuladas sin asignación específica, que siendo
positivas pueden ser distribuidas mediante decisión de la Asamblea de Accionistas, en tanto no estén sujetas a
restricciones legales, como la mencionada en el apartado “Reserva legal”.
Comprende el resultado de ejercicios anteriores que no fueron distribuidos, los importes transferidos de otros resultados
integrales y los ajustes de ejercicios anteriores por efecto de aplicación de las NIIF.
La Resolución General N° 593/2011 de la CNV estableció que las Asambleas de Accionistas que consideren estados
contables cuya cuenta Resultados no asignados arroje resultados positivos, deberán adoptar una resolución expresa en
cuanto a su destino, ya sea como distribución en forma de dividendos, capitalización, constitución de reservas o una
eventual combinación de tales dispositivos. La Asamblea de Accionistas de la Sociedad dio cumplimiento a lo indicado
precedentemente en su reunión del 29 de marzo de 2012 (Nota 26).
Distribución de dividendos
La distribución de dividendos en efectivo se reconoce como un pasivo en los estados financieros del Grupo en el ejercicio
en el cual resultan aprobados por los accionistas de la Sociedad.
Otras partidas de Patrimonio
La cuenta “Otros” corresponde al importe generado la adquisición de PELSA (nota 17.5), operación definida como una
combinación de negocios de sociedades bajo control común, que afectó los resultados acumulados en (693), determinado
como la diferencia entre el valor de libros de los activos y pasivos a la fecha de la transacción y el valor pagado. El saldo
de esta partida disminuye el total distribuible de los resultados acumulados.
2.6.9. Resultados por acción básico y diluido:
La ganancia básica por acción se ha obtenido dividiendo la cifra del resultado del ejercicio atribuible a los accionistas de
la Sociedad, entre la media ponderada de acciones ordinarias en circulación durante el ejercicio.
La ganancia diluida por acción coincide con la ganancia básica, dado que la Sociedad no posee acciones preferidas ni
deuda convertible en acciones, que pueda diluir este resultado.
(Socio)
22
2.6.10. Reconocimiento de ingresos:
Los ingresos por la venta de petróleo crudo, gas natural, productos petroquímicos y refinados se reconocen cuando los
productos son entregados. Los ingresos se calculan al valor razonable de la contraprestación recibida o por cobrar
teniendo en cuenta el importe de cualquier descuento comercial y rebaja por volumen de ventas de la entidad.
Los ingresos procedentes de la venta de bienes se reconocen cuando se han satisfecho todas las siguientes condiciones:
(a) la entidad ha transferido al comprador los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad de los bienes;
(b) la entidad no conserva para sí ninguna implicación en la gestión corriente de los bienes vendidos, en el grado
usualmente asociado con la propiedad, ni retiene el control efectivo sobre los mismos;
(c) el importe de los ingresos puede ser medido de forma fiable;
(d) es probable que los beneficios económicos asociados con la transacción fluyan a la entidad; y
(e) los costes incurridos, o por incurrir, en relación con la transacción pueden ser medidos con fiabilidad.
Los ingresos por ventas correspondientes a las actividades de producción de petróleo y gas natural, en los que la Sociedad
tiene participación compartida con otros productores, se reconocen sobre la base de la participación contractual que la
Sociedad detenta en cada consorcio con prescindencia de la asignación real. En caso de que se produzcan desbalanceos
entre la asignación real y la asignación por contrato, esto dará lugar al reconocimiento de una deuda o de un crédito,
según la producción asignada a la Sociedad sea en exceso o en defecto respecto de la producción resultante de su
participación contractual en el consorcio. Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 la Sociedad mantiene registrado
pasivos en concepto de desbalanceos de gas por un importe de 2, 3, y 4 respectivamente, que corresponden a 43, 47 y
57 millones de metros cúbicos, respectivamente.
La Sociedad acuerda operaciones de intercambio de gas oil y de naftas comerciales con otras compañías refinadoras en
localizaciones geográficas distintas, con el objetivo de optimizar la cadena logística. Estas transacciones se exponen
netas en el Estado Consolidado de Resultados.
Los ingresos por servicios son calculados al valor razonable de la contraprestación cobrada o a cobrar, teniendo en cuenta
el importe estimado de cualquier descuento, determinando de esta manera los importes netos. Los ingresos se reconocen
al cumplirse todas y cada una de las siguientes condiciones:
(a) el importe de los ingresos puede medirse confiablemente;
(b) es probable que la entidad reciba los beneficios económicos derivados de la transacción;
(c) el grado de terminación de la transacción, a la fecha del balance, pueda ser medido confiablemente;
(d) los costos ya incurridos en la prestación, así como los que quedan por incurrir hasta completarla, puedan ser medidos
con fiabilidad.
En la elaboración de informaciones financieras es necesario utilizar estimaciones para ciertos activos, pasivos y otras
transacciones. Aunque la Dirección de la Sociedad utiliza premisas y juicios que se revisan periódicamente, los resultados reales
pueden diferir en relación a las estimaciones realizadas.
Las estimaciones y criterios se evalúan periódicamente y se basan en la experiencia histórica y otros factores, incluyendo
expectativas de hechos futuros que se considera son razonables en las circunstancias.
(Socio)
23
A continuación se detallan las estimaciones y premisas más significativas:
3.1 Reservas de hidrocarburos
Por reservas se entiende a los volúmenes de petróleo y gas (expresado en m3 equivalentes de petróleo) que originan o están
asociados a algún ingreso económico, en las áreas donde la Sociedad opera o tiene participación (directa o indirecta) y sobre
los cuales se posee derechos para su explotación, incluyendo los volúmenes de hidrocarburos relacionados con aquellos
contratos de servicios en los cuales la Sociedad no tiene propiedad sobre las reservas ni sobre los hidrocarburos extraídos y
las que se estiman serán producidas para el contratante bajo los contratos de obras.
Existen numerosos factores que generan incertidumbre con respecto a la estimación de las reservas probadas y con respecto
a la estimación de perfiles de producción futura, costos de desarrollo y precios, incluyendo diversos factores que escapan al
control del productor. El procedimiento de cálculo de las reservas es un proceso subjetivo de estimación de petróleo crudo y
gas natural a ser recuperado del subsuelo, que involucra cierto grado de incertidumbre. La estimación de reservas se realiza
en función a la calidad de la información de geología e ingeniería disponible a la fecha de cálculo y de su interpretación.
Las estimaciones de reservas son ajustadas en la medida que cambios en los aspectos considerados para la evaluación de las
mismas así lo justifiquen o, al menos, una vez al año. Dichas estimaciones de reservas han tenido en cuenta las evaluaciones
efectuadas por firmas de consultores hidrocarburíferos.
La Sociedad utiliza la información obtenida del cálculo de Reservas en la determinación de las depreciaciones de los activos
utilizados en las áreas de producción de petróleo y gas, así como también en la evaluación de la recuperabilidad de dichos
activos (Notas 2.6.4.3, 2.6.4.4 y 17.2).
3.2. Provisión para abandono de pozos
Las obligaciones relacionadas con el abandono de pozos una vez finalizadas las operaciones implican que la Gerencia realice
estimaciones respecto de la cantidad de pozos, los costos de abandono a largo plazo y del tiempo restante hasta el
abandono. Cabe destacar que la tecnología, los costos y las consideraciones de política, ambiente y seguridad cambian
continuamente, lo que puede resultar en diferencias entre los costos futuros reales y las estimaciones.
3.3 Deterioro del valor de los activos
A los efectos de evaluar la recuperabilidad de los activos no financieros, los activos se agrupan en los menores niveles para
los cuales existen flujos de fondos identificables individualmente Para dichos fines, cada sociedad asociada y cada sociedad
controlada en forma conjunta se ha considerado como una UGE.
La metodología utilizada en la estimación del importe recuperable de los activos consiste principalmente en el cálculo del
valor en uso.
3.4. Contingencias
La Sociedad está sujeta a diversas demandas, juicios y otros procedimientos legales que surgen en el curso habitual de sus
negocios. Los pasivos con respecto a dichas demandas, juicios y otros procedimientos legales no pueden estimarse con
certeza. La Sociedad analiza el estado de cada contingencia y evalúa la potencial exposición financiera, aplicando los
criterios indicados en la nota 2.6.7, para lo cual elabora las estimaciones principalmente con la asistencia de los asesores
legales.
Las contingencias incluyen a los procesos judiciales pendientes o reclamos por eventuales perjuicios a terceros por daños
originados en el desarrollo de las actividades, así como también reclamos de terceros originados en cuestiones de
interpretación legislativa.
(Socio)
24
La Sociedad evalúa la existencia de gastos adicionales directamente asociados con la resolución definitiva de cada
contingencia, los cuales se incluyen en su valuación en el caso de que su monto pueda ser razonablemente estimado. Si la
potencial pérdida no es probable, pero sí razonablemente posible, o es probable pero su monto no puede ser estimado, la
naturaleza del pasivo contingente y una estimación de la posibilidad de ocurrencia se revela en nota a los estados
financieros. Las contingencias consideradas remotas no son reveladas, a menos que involucren garantías, en cuyo caso se
incluye en nota a los estados financieros la naturaleza de las garantías.
3.5 Medio ambiente:
Los costos incurridos para limitar, neutralizar o prevenir la contaminación ambiental se activan sólo si se cumple al menos
una de las siguientes condiciones: (a) se trata de mejoras en la seguridad; (b) se previene o limita el riesgo de contaminación
ambiental; o (c) los costos se incurren para preparar a los activos para su venta y no incrementan el valor registrado por
encima de su valor recuperable.
Los pasivos relacionados con costos futuros de remediación son registrados cuando a partir de la evaluación ambiental es
probable su materialización y los costos pueden ser estimados razonablemente. La oportunidad y la magnitud de dichas
provisiones están generalmente enmarcadas en un plan de acción, sea éste un plan de remediación aprobado, o bien la venta
o disposición de un activo. En general, la provisión se determina en función a la probabilidad de que un futuro compromiso
de remediación pueda ser requerido.
La valuación de los pasivos está determinada en función a la mejor estimación de la Sociedad del valor actual de los costos
futuros, usando la tecnología disponible y aplicando las leyes y regulaciones relativas a la protección del medio ambiente
actualmente vigentes, como así también las propias políticas de la Sociedad en la materia.
3.6 Beneficios al personal:
Los compromisos actuariales con los planes de beneficios al personal son reconocidos como pasivos en el estado de situación
financiera basada en cálculos actuariales que son revisados anualmente por un actuario independiente, utilizando el método
de crédito unitario proyectado.
El valor presente de las obligaciones por planes de pensión depende de múltiples factores que son determinados de acuerdo
a cálculos actuariales, los cuales son revisados anualmente por un actuario independiente, neto del valor razonable de los
activos del plan, cuando corresponda. Para ello, se utilizan ciertos supuestos dentro de los que se incluye la tasa de
descuento y de incremento salarial.
4.1. Objetivos y políticas de gestión de riesgos
Como consecuencia de sus operaciones, la Sociedad está expuesta a una serie de riesgos asociados a los mercados donde
opera.
La Sociedad adopta una metodología de gestión de riesgos integrada, donde el foco no está puesto en los riesgos
individuales de las operaciones de las unidades de negocio, sino en una perspectiva más amplia enfocada en el monitoreo
de los riesgos que afectan a todo su portafolio.
La estrategia de gestión de riesgos de la Sociedad, en línea con la estrategia de integración de sus negocios, busca lograr
un balance entre los objetivos de rentabilidad y el nivel de exposición al riesgo.
La Sociedad y sus subsidiarias no contratan ni negocian instrumentos financieros derivados para fines especulativos.
El Directorio de la Sociedad acuerda las políticas para la gestión y administración de cada uno de los riesgos que se
mencionan a continuación, las cuales han sido aplicadas consistentemente en los períodos bajo análisis presentados en los
presentes estados financieros:
(Socio)
25
4.1.1 Gestión de riesgo financiero
4.1.1.1. Riesgos asociados a tipos de cambio
El resultado de las operaciones y la situación financiera de la Sociedad son sensibles a variaciones en los tipos de cambio
entre el peso argentino y otras monedas.
La divisa que genera la mayor exposición es el dólar estadounidense. La exposición de Petrobras Argentina a otras
monedas diferentes al dólar estadounidense no es significativa.
La Sociedad tiene una posición monetaria activa neta en moneda extranjera debido a que una parte significativa de su
endeudamiento está designado como cobertura de la inversión denominada en moneda extranjera, por lo cual las
diferencias de cambio generadas por este endeudamiento se imputan en Otros resultados integrales.
(Socio)
26
Los importes en libros de los activos y pasivos monetarios denominados en moneda extranjera al final de cada ejercicio
sobre el que se informa, incluyendo la deuda designada como cobertura indicada anteriormente, son los siguientes:
Durante el ejercicio cerrado el 31 de diciembre de 2014, en los meses de marzo y noviembre, la Sociedad utilizó
instrumentos financieros derivados, los cuales no generaron resultados significativos.
Durante el ejercicio cerrado el 31 de diciembre de 2013, entre los meses de julio y octubre, la Sociedad utilizó
En el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2012, la Sociedad no ha utilizado instrumentos financieros derivados para
mitigar riesgos relacionados con fluctuaciones en los tipos de cambio.
Análisis de sensibilidad del tipo de cambio
(Socio)
27
En función de la situación financiera al 31 de diciembre de 2014, la Dirección estima que por cada aumento o disminución
en el tipo de cambio de $ 0.10 frente al dólar estadounidense daría lugar a una ganancia o pérdida antes de impuestos de
7 y que no se generarían variaciones significativas en “Otros Resultados Integrales” por la conversión de las operaciones
denominadas en moneda extranjera, neto del endeudamiento designado como cobertura. Este análisis de sensibilidad no
representa el riesgo cambiario inherente.
Al 31 de diciembre de 2013, la Dirección estimó que por cada aumento o disminución del tipo de cambio de un 20% frente
al dólar estadounidense daría lugar a una ganancia o pérdida antes de impuestos de 160 y un aumento o disminución de
130 en “Otros Resultados Integrales”.
Al 31 de diciembre de 2012, la Dirección estimó que por cada aumento en el tipo de cambio de $ 0.10 frente al dólar
estadounidense daría lugar a una ganancia antes de impuestos de 7 y a una disminución del patrimonio de 68.
4.1.1.2. Riesgos asociados a tasa de interés
La gestión del riesgo de tasa de interés busca reducir los costos financieros y limitar la exposición de la Sociedad al
aumento en las tasas de interés.
Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 aproximadamente el 98%, el 90% y el 93%, respectivamente del total de la deuda
financiera estaba sujeta a tasas de interés fijas, y el resto estaba sujeta a tasas de interés variable. La información
referida a la financiación de la Sociedad y a las tasas de interés relacionadas se indica en Nota 20.
En los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, Petrobras Argentina no ha utilizado instrumentos
financieros derivados para mitigar riesgos relacionados con fluctuaciones en las tasas de interés.
Análisis de sensibilidad de tasa de interés
Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 la deuda de la Sociedad sujeta a tasa de interés variable ascendía a 48, 220 y
189, respectivamente. En 2014, 2013 y 2012, teniendo en cuenta su escasa materialidad, la Sociedad no está expuesta a
un riesgo significativo de flujo de fondos como consecuencia de cambios en las tasas de interés.
4.1.1.3. Riesgo de liquidez
El riesgo de liquidez representa el riesgo de que la Sociedad no tenga fondos suficientes para cumplir con todas sus
obligaciones, tanto de naturaleza económica, laboral o comercial.
El riesgo de liquidez está asociado a la capacidad de la Sociedad para financiar sus compromisos y llevar a cabo sus planes
de negocio con fuentes de financiamiento estables, así como también al nivel de endeudamiento y al perfil de
vencimientos de la deuda financiera.
La Sociedad tiene una Política de Liquidez aprobada por el Directorio, cuyos principios fundamentales consisten en
preservar el capital y mantener liquidez inmediata. En el marco de esta Política, mantiene disponibilidades de recursos
en efectivo, otros instrumentos financieros líquidos y líneas de crédito no comprometidas en volumen suficiente, para
hacer frente a los vencimientos de obligaciones financieras y comerciales, además de un balance entre deuda de corto y
largo plazo.
La Sociedad tiene vigente también una política de captación de fondos aprobada por el Directorio que establece
parámetros para evitar concentración en las fuentes de financiamiento y las contrapartes crediticias.
Adicionalmente utiliza una metodología para el análisis y asignación de límites de crédito a las diferentes entidades
financieras y fondos comunes de inversión de manera de minimizar el riesgo de crédito asociado. En línea con esto, la
Sociedad invierte sus fondos líquidos en entidades financieras con una adecuada calificación crediticia.
(Socio)
28
Índice de liquidez:
A continuación se expone la determinación del índice de liquidez de la Sociedad para los ejercicios finalizados el 31 de
diciembre de 2014, 2013 y 2012:
Análisis de vencimientos de pasivos financieros
A continuación se expone la estimación de las futuras obligaciones por vencimientos contractuales remanentes para los
ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012. Estas estimaciones son realizadas en base a información
disponible al cierre de 31 de diciembre de 2014 y puede no reflejar los importes reales en el futuro. Por lo tanto, los
montos expuestos se proporcionan al sólo efecto ilustrativo.
(Socio)
29
(a) Corresponde principalmente a plazos menores de tres meses.
4.1.1.4. Riesgo de crédito
La Sociedad tiene una Política de Créditos aprobada por su Directorio que establece lineamientos y criterios para el
otorgamiento de créditos a clientes. La Sociedad realiza permanentemente evaluaciones crediticias sobre la capacidad
financiera de sus clientes, lo cual minimiza el riesgo potencial de pérdidas por incobrabilidad.
El riesgo crediticio representa la exposición a posibles pérdidas derivadas de la falta de cumplimiento de contrapartes
comerciales o financieras respecto a sus obligaciones asumidas para con la Sociedad. Este riesgo deriva principalmente de
factores económicos y financieros, o de la posibilidad de que la contraparte entre en default.
El riesgo de crédito está asociado a la actividad comercial de la Sociedad a través de los créditos por ventas otorgados a
clientes, así como también a las disponibilidades y depósitos en bancos e instituciones financieras.
La Sociedad, en el curso habitual de sus negocios y de acuerdo con su política de crédito, otorga crédito a una gran base
de clientes, principalmente amplios sectores de la industria, incluyendo operadores de estaciones de servicio,
refinadoras, exportadoras, compañías petroquímicas, distribuidores de gas natural, grandes usuarios de electricidad y
distribuidores de energía eléctrica, entre otros.
La Sociedad constituye una previsión para deudores incobrables. Esta previsión representa la mejor estimación de la
Sociedad de las posibles pérdidas en relación con los créditos por ventas.
Al 31 de diciembre de 2014 los créditos por ventas de la Sociedad totalizan 3.005, de los cuales el 98% son a corto plazo y
el 2% restante se clasifica como no corriente y corresponden principalmente a CAMMESA (empresa nacional encargada de
comprar energía eléctrica a los generadores y venderla a los distribuidores). Exceptuando CAMMESA, que representa
aproximadamente el 37% del total de los créditos por ventas, la Sociedad no tiene una concentración significativa de
riesgo de crédito, estando dicha exposición atomizada entre un gran número de clientes y otras contrapartes. Ningún otro
cliente concentra un porcentaje significativo del importe total de estas cuentas por cobrar.
El riesgo de crédito de los fondos líquidos y otras inversiones financieras es acotado dado que las contrapartes son
entidades bancarias con calificaciones crediticias consideradas adecuadas. La Sociedad también tiene vigente una política
de liquidez.
(Socio)
30
4.1.1.5. Gestión del capital
El objetivo principal de la gestión del capital de la Sociedad es mantener la calidad crediticia y ratios de capital que
permitan sustentar su negocio y maximizar el valor para sus accionistas.
Asimismo, Petrobras Argentina busca mantener un nivel de generación de fondos de sus actividades operativas que le
permitan atender su plan de inversiones y cumplir con todos sus compromisos. En los ejercicios finalizados el 31 de
diciembre de 2014, 2013 y 2012, los fondos generados por las operaciones totalizaron 4.646, 2.778 y 2.902,
respectivamente.
El Directorio de las compañías donde Petrobras Argentina posee influencia significativa o ejerce control conjunto formula
sus propias políticas de gestión de riesgo.
Índice de endeudamiento:
A continuación se expone la determinación del índice de endeudamiento de la Sociedad para los ejercicios finalizados el
31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012:
4.1.2. Gestión de Capital no financiero
Riesgos de precio de commodities
Las operaciones que realiza Petrobras Argentina están afectadas por numerosos factores que se encuentran fuera del
control de la Sociedad, incluyendo variaciones en los precios de mercado de sus productos, regulaciones gubernamentales
referidas a precios, impuestos y otros gravámenes, regalías y otros factores.
En Argentina, los precios de los productos del sector de energía están determinados principalmente por regulaciones
locales. Las fluctuaciones de los precios internacionales solo afectan parcialmente al mercado doméstico.
financieros derivados para mitigar riesgos relacionados con fluctuaciones en los precios de commodities.
(Socio)
31
4.2. Instrumentos financieros por categorías
Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, la clasificación de los instrumentos financieros por categoría es la siguiente:
(Socio)
32
(Socio)
33
4.3. Valor razonable de los instrumentos financieros
Para estimar los valores razonables de cada clase de instrumento financiero se han utilizado los siguientes métodos y
supuestos:
Los valores contables de efectivo, equivalentes de efectivo, cuentas a cobrar y obligaciones a corto plazo se aproximan
a su valor razonable, debido a los vencimientos a corto plazo de estos instrumentos.
El valor razonable de las participaciones en fondos comunes de inversión se reconoció sobre la base de precios
cotizados en el mercado a la fecha de cierre del ejercicio para activos idénticos en mercados activos y, en consecuencia,
se clasificó como Nivel 1.
El valor razonable de los títulos de deuda a largo plazo que cotizan en el mercado de valores se basa en precios de
mercado cotizados a la fecha de cierre de ejercicio, y en relación con los títulos de deuda a largo plazo restantes, el
valor razonable se estimó en base a las tasas corrientes a disposición de la Sociedad para títulos de deuda con
vencimientos restantes similares.
A continuación se exponen los valores razonables estimados de los instrumentos financieros al 31 de diciembre de 2014,
2013 y 2012 valuados a costo amortizado, excepto de los instrumentos financieros mencionados anteriormente cuyos
valores contables se aproximan a los valores razonables:
4.4. Valor razonable por jerarquía
El valor razonable es una medición basada en el mercado que debe determinarse en base a supuestos que utilizarían los
participantes del mercado en la determinación del precio de un activo o un pasivo. La Sociedad utiliza la siguiente
jerarquía de tres niveles para la medición del valor razonable, que prioriza los datos observables utilizados en la
valuación del valor razonable:
Nivel 1: Datos observables tales como precios cotizados en mercados activos para activos o pasivos idénticos;
Nivel 2: Datos diferentes a los precios cotizados en mercados activos, y que son observables ya sea directa o
indirectamente; y
Nivel 3: Datos no observables con poca o ninguna información de mercado, en cuyo caso se requiere que la entidad
informante desarrolle sus propios supuestos.
Si una o más de las informaciones significativas no estuvieran basadas en información de mercado observable, los
instrumentos financieros relacionados son incluidos en el Nivel 3.
(Socio)
34
5. Información por segmentos
La Sociedad prepara esta información en base a criterios de segmentación por negocios y adicionalmente prepara información
relevante por área geográfica.
5.1. Segmentación por negocios:
Los segmentos de negocios fueron definidos en función a la forma regular por la que la gerencia analiza la información en la
toma de decisiones. Las operaciones entre segmentos de negocios se llevan a cabo en el curso ordinario de los negocios en
condiciones y a precios de mercado. Los términos de estas operaciones son comparables con los ofrecidos por u obtenidos de
partes no vinculadas.
(Socio)
35
Se detalla a continuación información seleccionada para cada uno de los segmentos de negocios identificados por la Dirección
de la Sociedad:
(Socio)
36
(Socio)
37
(Socio)
38
Otras informaciones relevantes
(Socio)
39
5.2. Información relevante por área geográfica
A continuación se expone cierta información sobre activos, ventas netas, resultado operativo y resultado de inversiones
valuados bajo el método de la participación agrupados por área geográfica:
(Socio)
40
(a) En su totalidad corresponde a ventas con terceros.
6. Costo de ventas
A continuación se expone la determinación del costo de ventas de la Sociedad y los correspondientes gastos imputables al costo
de ventas:
6.1. Gastos imputables al costo de ventas
(Socio)
41
(Socio)
42
A continuación se detalla la composición del impuesto a las ganancias incluido en el Estado de Resultados Consolidado y la
composición del impuesto diferido:
(a) Corresponde al efecto impositivo de las diferencias de cambio originadas por: (i) la revaluación de la inversión neta
denominada en moneda extranjera (imputada en el impuesto diferido), y (ii) por la revaluación del endeudamiento nominado en
moneda extranjera designado como cobertura de dicha inversión (imputada en el impuesto estimado).
(Socio)
43
(a) La Dirección de la Sociedad evalúa el recupero de los quebrantos y de las restantes diferencias activas tomando en
consideración, entre otros elementos, la rentabilidad proyectada de los negocios, las estrategias de planificación fiscal, la
temporalidad de las utilidades fiscales futuras atendiendo al plazo de prescripción de quebrantos, las reversiones futuras de las
diferencias temporarias existentes y la historia fiscal de los años recientes. Toda la evidencia disponible, tanto positiva como
negativa, debidamente ponderada, es considerada en el análisis.
(b) Expuestos en el rubro “Activo por impuesto diferido” por 47 y en Pasivo por impuesto diferido por (499).
(Socio)
44
Seguidamente, se muestra la conciliación entre el impuesto a las ganancias incluido en el Estado de Resultados Consolidado y el
que resultaría de aplicar a la ganancia contable (antes del impuesto y la participación no controlante en el resultado de las
sociedades subsidiarias a la tasa impositiva vigente del 35%):
(a) Corresponde principalmente a los resultados de ventas de inversiones permanentes.
Los quebrantos pueden ser utilizados hasta las fechas indicadas a continuación:
Activos y pasivos por impuesto a las ganancias:
La Asamblea de Accionistas de la Sociedad celebrada el 29 de marzo de 2012 dispuso la capitalización de resultados no asignados
por 1.009, a través de la emisión de 1.009.618.410 acciones ordinarias con valor nominal de $ 1 por acción.
El cálculo del resultado por acción, en sus versiones básica y diluida, se determina de acuerdo con lo expuesto a continuación:
No se han producido operaciones con acciones ordinarias o con acciones ordinarias potenciales entre la fecha de cierre del
ejercicio y la fecha de presentación de los estados financieros.
(Socio)
45
Información adicional sobre el estado de flujo de efectivo
La Sociedad utiliza el método indirecto, el cual requiere una serie de ajustes a la utilidad neta del ejercicio para obtener los
fondos generados por las operaciones.
La principal operación que no afectaron efectivo y equivalente de efectivo fueron eliminadas de los estados de flujo de efectivo
al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 son las siguientes:
14.
Créditos por ventas
a) El movimiento de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, incluye (40), (9) y (16) imputados en
“Gastos de administración y comercialización”.
b) Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 los créditos por ventas corrientes incluyen en promedio 8%, 4% y 4%,
respectivamente de créditos vencidos no previsionados, los cuales no superan el plazo de 3 meses.
(Socio)
46
15. Otros créditos
a) El movimiento de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, incluye (182), (140) y (54) imputados en
“Otros resultados integrales”, respectivamente. El ejercicio 2012 incluye 143 de utilización.
b) Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 los créditos corrientes incluyen en promedio 9%, 4% y 4%, respectivamente de
créditos vencidos no previsionados, los cuales no superan el plazo de 3 meses, respectivamente.
16. Inventarios
17.1. Inversiones en negocios conjuntos
(Socio)
47
17.1.1. Distrilec:
En el primer trimestre de 2013 la Sociedad vendió a Hidroeléctrica Piedra del Águila S.A. y a La Plata Cogeneración S.A.
la totalidad de su participación directa e indirecta en PEDASA y PFB por un monto de USD 35 millones, reconociendo una
pérdida de 34 imputados en “Otros resultados operativos” (Nota 9).
Al 31 de diciembre de 2012, a través de PEDASA y PFB, la Sociedad mantenía una participación indirecta en Distrilec del
48,50%, sociedad controlante de EDESUR.
17.1.2. CIESA:
Los accionistas de CIESA, sociedad controlante de TGS, sólo pueden vender las acciones Clase “A”, representativas del
51% del capital social de TGS, si contaran con la previa autorización de la autoridad regulatoria y la aprobación unánime
de los accionistas de CIESA.
17.1.3. Valuación de las participaciones en CIESA y Distrilec:
Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, la valuación de la participación directa e indirecta en CIESA es de 491, 497 y
Al 31 de diciembre de 2012, la valuación de la participación indirecta en Distrilec es de 202, que incluye 19 y 25
correspondientes al mayor valor de adquisición registrado por la Sociedad respecto al valor patrimonial de Distrilec al
momento de su compra.
La valuación contable de dichas participaciones no excede su valor recuperable.
17.1.4. Endeudamiento de CIESA:
Como consecuencia del escenario macroeconómico configurado en la Argentina a partir de la sanción de la Ley de
Emergencia Pública, CIESA no pagó a su vencimiento, en abril de 2002, el capital y la última cuota de intereses de sus
obligaciones negociables emitidas en 1997 por un valor nominal de USD 200 millones, así como tampoco acuerdos de cap
y collar de tasa de interés.
A partir de abril de 2004, los accionistas y acreedores financieros de CIESA celebraron una serie de acuerdos, por los
cuales, entre otras acciones, se previó la realización de ciertas transferencias accionarias a fin de proveer la flexibilidad
necesaria para avanzar en la reestructuración de la deuda financiera de CIESA antes mencionada. En este sentido, el 1 de
setiembre de 2005 celebraron un Acuerdo de Reestructuración de la Deuda Financiera (Acuerdo de Reestructuración), el
cual estaba sujeto a las aprobaciones del ENARGAS y la CNDC, sucediéndose a partir de enero de 2009 una serie de
reclamos judiciales ante los Tribunales de Nueva York.
El 10 de mayo de 2011 CIESA suscribió un Acuerdo de Entendimiento con Pampa Energía S.A., Pampa Inversiones S.A. e
Inversiones Argentina I Ltd. (“Grupo Pampa”), el cual pasó a ser, asimismo, titular de las obligaciones negociables, y el
18 de mayo de 2011 se suscribió una modificación al Acuerdo de Reestructuración por la cual el Grupo Pampa ingresó en
dicho acuerdo.
El 5 de octubre de 2011, mediante nota N° 11.362, el ENARGAS expresó no tener objeciones regulatorias al Acuerdo de
Reestructuración y expresó que el mismo podrá hacerse efectivo una vez que se obtenga la aprobación por parte de la
CNDC. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros, la autorización de la CNDC aún no fue obtenida.
(Socio)
48
Con fecha 13 de julio de 2012, CIESA, el Grupo Pampa y la Sociedad llegaron a un acuerdo transaccional por el cual las
partes involucradas desistieron de todos los reclamos, acciones y derechos bajo los juicios tramitados en los Tribunales
de Nueva York, extinguiéndolos. Como resultado de este acuerdo, CIESA canceló la totalidad de la Deuda Financiera
mediante: (i) la transferencia al Grupo Pampa del 4,3% de acciones de TGS; (ii) el pago de aproximadamente USD 130
millones; (iii) la condonación de la Deuda Financiera remanente; y (iv) la suscripción de una quinta modificación al
Acuerdo de Reestructuración, mediante la cual, una vez obtenida la aprobación gubernamental pendiente, el Grupo
Pampa recibirá acciones representativas del 40% del capital social de CIESA que se encuentran bajo el dominio fiduciario
de The Royal Bank of Scotland, Sucursal Argentina.
Como resultado de la cancelación total de la Deuda Financiera de CIESA, en el tercer trimestre de 2012 la Sociedad
registró una ganancia de 291 por su participación accionaria en CIESA, de los cuales 221 y 165 están imputados en Otros
resultados operativos y Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación, respectivamente, con un
cargo de 95 en Impuesto a las ganancias.
En virtud de la celebración del Acuerdo mencionado en la presente nota y a lo dispuesto en la reunión de Directorio de
CIESA celebrada el 23 de octubre de 2012, el 2 de enero de 2013 CIESA notificó a la CNV de la cancelación formal de las
Obligaciones Negociables y con fecha 30 de mayo de 2013 ha sido retirada del Régimen de Oferta Pública y Cotización.
17.1.5.
Situación tarifaria de las empresas de servicios públicos
17.1.5.1. Marco general
El escenario configurado a partir de la sanción de la Ley de Emergencia Pública implicó un profundo cambio en la
ecuación económica – financiera de las empresas de servicios públicos, que resultaron afectadas, entre otros, por la
devaluación de la moneda, la pesificación y la eliminación de las cláusulas indexatorias sobre las tarifas.
La Ley de Emergencia Pública determinó la pesificación y la eliminación de cláusulas indexatorias sobre las tarifas de
servicios públicos, quedando las tarifas establecidas en pesos a la relación de cambio 1 peso igual a 1 dólar. Asimismo, se
autorizó al PEN a renegociar los contratos que tengan por objeto la prestación de servicios públicos, teniendo en cuenta
los siguientes criterios: i) el impacto de las tarifas en la competitividad de la economía y en la distribución de ingresos,
ii) la calidad de los servicios y los planes de inversión, cuando ellos estuviesen previstos contractualmente, iii) el interés
de los usuarios y la accesibilidad de los servicios, iv) la seguridad de los sistemas comprendidos, y v) la rentabilidad de las
empresas.
Con fecha 12 de febrero de 2002 el PEN emitió el Decreto N° 293/02 a través del cual se encomendó al Ministerio de
Economía y Producción la renegociación de los contratos con empresas de servicios públicos. En julio 2003, se creó la
UNIREN con la misión de asistir en el proceso de renegociación de contratos de obras y servicios públicos, suscribir
acuerdos integrales o parciales y elevar proyectos normativos concernientes a adecuaciones transitorias de precios y
tarifas, entre otras cosas.
En diciembre de 2013 se sancionó la Ley N° 26.896, la cual extendió hasta el 31 de diciembre de 2015 el plazo para
renegociar los contratos de obras y servicios públicos.
17.1.5.2. TGS
Luego de que la UNIREN le remitiera distintas propuestas en vista a lograr la readecuación tarifaria de su contrato de
concesión, las cuales oportunamente habían sido evaluadas como insuficientes, en octubre de 2008 TGS suscribió con la
UNIREN un acuerdo transitorio que establece un aumento tarifario del 20% con efecto retroactivo a partir del 1 de
setiembre de 2008, y la aplicación de los fondos originados por dicho aumento a un plan de inversiones en el sistema de
transporte de gas previsto en el mismo acuerdo.
(Socio)
49
Con fecha 3 de diciembre de 2009, el PEN emitió el Decreto N° 1.918/09 mediante el cual ratifica dicho acuerdo
transitorio, por lo que TGS estará en condiciones de facturar a sus clientes el aumento tarifario luego que el ENARGAS
publique el nuevo cuadro tarifario y defina la metodología de facturación del efecto retroactivo. Sin embargo, dicho acto
administrativo no se efectivizó y ante la excesiva demora, en agosto de 2010, TGS solicitó por carta al ENARGAS la
autorización para publicar el cuadro tarifario que contiene el incremento tarifario transitorio del 20% y la metodología de
cobro del retroactivo de dicho aumento, solicitando la aplicación de una tasa de interés conforme la modalidad de pago
que se establezca. El ENARGAS respondió a TGS que había remitido los antecedentes y el proyecto tarifario a la SCyCG,
dependiente del MPFIPyS, con fundamento en la Resolución N° 2000/2005 del MPFIPyS.
El 30 de setiembre de 2010, TGS interpuso una acción de amparo en los términos del artículo 43 de la Constitución
Nacional y de la Ley N° 16.986, contra el ENARGAS y contra la SCyCG, a fin de obtener la implementación del nuevo
cuadro tarifario. El 8 de noviembre de 2010, TGS fue notificada de la sentencia que hizo lugar al amparo solicitado,
ordenando a la SCyCG a que en el término de 2 días devuelva al ENARGAS la documentación referida al nuevo cuadro
tarifario aplicable a TGS en cumplimiento del Decreto N° 1.918/09, y al ENARGAS a que dentro de los 2 días de recibida
la documentación citada fije el cuadro tarifario y la metodología de cobro del retroactivo. El ENARGAS y la SCyCG
recurrieron la sentencia dictada.
Asimismo, el 16 de noviembre de 2010, TGS recibió una invitación de la UNIREN a fin de avanzar en la renegociación del
contrato de Licencia con el alcance y en los términos de la Ley de Emergencia Económica, para lo cual requiere la
suspensión de la acción de amparo mencionada anteriormente. El 18 de noviembre de 2010, TGS resolvió autorizar la
suspensión de la acción mencionada en el párrafo anterior por el plazo de 20 días hábiles renovables automáticamente a
su vencimiento (excepto que el Directorio de TGS antes o al término de cada período decida no renovarlo), a fin de
avanzar en la renegociación del contrato de Licencia. El 28 de diciembre de 2010, TGS solicitó por carta al ENARGAS y al
MPFIPyS la suscripción del escrito de suspensión, la cual a la fecha de emisión de los presentes estados contables no ha
tenido respuesta favorable.
El 5 de abril de 2011, la Sala II de la Cámara de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal fijó el plazo de 60
días hábiles a la SCyCG para que tome la intervención que dispone la Resolución N° 2000/2005 y devuelva las actuaciones
al ENARGAS, y al ENARGAS a que dentro de los 60 días hábiles administrativos de recibida las actuaciones citadas de la
SCyCG para que verificado el cumplimiento de los recaudos establecidos en el acuerdo transitorio del 9 de octubre de
2008 se pronunciara acerca de la adecuación de tarifas y Régimen Tarifario de Transición allí previsto. TGS y el ENARGAS
interpusieron sendos recursos extraordinarios, los cuales fueron rechazados por la Cámara de Apelaciones el 27 de mayo
de 2011. El 14 de junio de 2011 el ENARGAS interpuso recurso de queja ante la CSJN. Por su parte, el 25 de agosto de
2011 la SCyCG devolvió las actuaciones administrativas citadas al ENARGAS dando cuenta que tomó la intervención que
dispone la Resolución N° 2000/2005. El 11 de junio de 2012 la Corte Suprema de Justicia de la Nación requirió las
actuaciones principales a los fines de resolver el recurso de queja interpuesto por el ENARGAS, habiendo la Sociedad
dejado constancia del cumplimiento por parte de la SCyCG de la demanda judicial dispuesta a su respecto la CSJN el 28
de noviembre de 2013 rechazó el recurso de queja interpuesto por el ENARGAS contra la resolución que rechazó el
Recurso Extraordinario interpuesto contra la sentencia que confirmó en lo sustancial la sentencia dictada por el Juez de
Primera Instancia que hizo lugar a la acción de amparo interpuesta por la Sociedad. Ello así, y habiendo tomado
intervención la Subsecretaría de Coordinación y Control de Gestión del MPFIPyS, solo resta que el ENARGAS, verificado el
cumplimiento de los recaudos del Acuerdo Transitorio, se pronuncie, según corresponda, acerca de la adecuación de las
tarifas y el régimen de transición allí previsto.
La vigencia del acuerdo transitorio se extenderá hasta la fecha de entrada en vigencia del acuerdo de renegociación
integral de la licencia a suscribir con el Gobierno Nacional. Según establece el acuerdo transitorio, TGS debería llegar a
un consenso con la UNIREN sobre las modalidades, plazos y oportunidades de la suscripción del acuerdo integral antes de
la fecha en que vence la Ley de Emergencia Económica. En el caso que no se llegue a dicho consenso, la UNIREN elevará
un informe al PEN con las recomendaciones de los pasos a seguir.
A principios de octubre de 2008, TGS recibió de la UNIREN una propuesta de acuerdo de renegociación integral (que
incluye el aumento inicial de tarifas del 20%). En octubre de 2011 se recibió una nueva propuesta, similar a la anterior, y
que aceptada por TGS permite a la UNIREN iniciar el procedimiento administrativo previsto para su firma cuando este en
su caso concluya favorablemente luego de la intervención de los distintos organismos competentes.
(Socio)
50
El 7 de abril de 2014, el ENARGAS mediante la Resolución N° I-2852 aprobó los cuadros tarifarios aplicables al servicio
público de Transporte de Gas Natural a cargo de TGS vigentes a partir del 1 de abril de 2014. Los cuadros tarifarios
disponen un incremento escalonado del 8% a partir del 1 de abril de 2014, del 14% acumulado desde el 1 de junio de 2014
y del 20% acumulado desde el 1 de agosto del corriente año.
Dicho incremento estará destinado a la ejecución por parte de TGS de un plan de inversiones para la realización de obras
en su sistema de transporte tendientes a garantizar los niveles de calidad del servicio de transporte de gas natural de
acuerdo a los lineamientos establecidos en el Marco Regulatorio de la industria del gas natural.
La publicación de los cuadros tarifarios implementa en forma parcial el Acuerdo Transitorio del 9 de octubre de 2008. A
tal respecto, TGS continuará con las acciones legales iniciadas para lograr la aplicación total del Acuerdo Transitorio.
Inversión en CIESA/TGS
Al 31 de diciembre de 2014 el valor de libros de la inversión en CIESA (accionista controlante de TGS) asciende a 491 y
representa aproximadamente un 2% de los activos totales de Petrobras Argentina. El valor de dicha inversión no supera su
valor recuperable.
17.2. Inversiones en compañías asociadas
(a) Incluye Petrokariña S.A., Petroritupano S.A., Petroven-Bras S.A. y Petrowayú S.A
(b) El movimiento de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, incluye (921), (580) y (189)
imputados en “Otros resultados integrales” y (1.342), (520) y (285), imputados en “Resultado de inversiones valuados bajo el
método de la participación”, respectivamente (Ver nota 17.3).
En cuanto a lo requerido por NIIF 12, la Sociedad no ha identificado inversiones en asociadas que resulten significativas.
(Socio)
51
Inversiones en las empresas mixtas en Venezuela
En abril de 2005, el MEP instruyó a PDVSA a revisar los 32 convenios operativos celebrados por filiales de PDVSA con empresas
petroleras entre 1992 y 1997. Dicha instrucción estableció que PDVSA debería tomar todas las medidas necesarias para
convertir los convenios operativos a la modalidad de empresas mixtas. En agosto de 2006, se firmaron los contratos de
conversión de los convenios operativos, a través de los cuales se estableció que la participación de los privados en las nuevas
empresas fuera del 40%, correspondiéndole al estado venezolano la participación del 60%.
Petroritupano S.A., Petrowayú S.A., Petroven-Bras S.A. y Petrokariña S.A. (en conjunto “empresas mixtas”) son empresas
constituidas como resultado del proceso de migración de los convenios operativos que regulaban la explotación en Venezuela
de las áreas de Oritupano Leona, La Concepción, Acema y Mata, respectivamente.
Las empresas mixtas deben vender a PDVSA todos los hidrocarburos líquidos que produzcan en el área delimitada y el gas
natural asociado (cuando así lo contemple el contrato), de acuerdo con una fórmula de precios asociada a marcadores
internacionales como el WTS y BRENT.
Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, el valor contable de las participaciones directas e indirectas en las compañías
mixtas neto de previsiones es de 2.667, 3.078 y 2.634, respectivamente. La recuperabilidad de estas inversiones es
altamente sensible a la volatilidad del precio del petróleo crudo, a los cambios en materia económica, social y regulatoria en
Venezuela, y en particular a los planes de negocio resultantes para el desarrollo de las reservas de tales compañías. En la
determinación del valor recuperable, la Sociedad consideró: precios basados en los planes de negocios, curvas de producción,
costos de las operaciones a valores de mercado y necesidades de inversión para el desarrollo de las reservas de dichas
compañías. La tasa de descuento utilizada para la medición a valor recuperable considera el tipo de activo en cuestión, el
segmento de negocio y el país donde se desarrollan las operaciones. Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 la Sociedad
mantiene previsiones por desvalorización por 3.824, 2.903 y 1.803, respectivamente.
Una variación de la tasa de descuento del 1% o una variación del 10% en el precio internacional del petróleo utilizado en las
proyecciones para determinar el valor recuperable, no implicaría un impacto significativo en relación con los activos de la
Sociedad.
En oportunidad de la firma de los respectivos contratos de conversión de los convenios operativos, en el año 2006 el Estado
Venezolano reconoció a favor de la Sociedad un crédito divisible y transferible por un monto de USD 88,5 millones, que no
devenga intereses y que podría ser utilizado para el pago de bonos de adquisición en el marco de cualquier nuevo proyecto
de empresa mixta para el desarrollo de actividades de exploración y producción de petróleo, o de licencia para el desarrollo
de operaciones de exploración y producción de gas en Venezuela. En virtud de que no se han concretado proyectos para su
utilización, así como tampoco han resultado exitosas las gestiones para su transferencia a terceros y no se vislumbran otras
alternativas de aplicación, la Sociedad mantiene previsionado íntegramente el valor del mismo. Al 31 de diciembre de 2014,
2013 y 2012 la Sociedad mantiene previsiones por desvalorización por 756, 574 y 434, respectivamente (Nota 15).
Desvalorización de la inversión en Oleoductos de Crudos Pesados (OCP) - Ecuador
En relación a las divergencias interpretativas que OCP mantiene con el fisco ecuatoriano, la Corte Nacional de Justicia emitió
sentencias confirmando la determinación impositiva a favor del Estado, por lo cual OCP interpuso acciones extraordinarias de
protección ante la Corte Constitucional. A fines de 2014 dichas acciones extraordinarias han sido inadmitidas por la Corte
Constitucional.
Al 31 de diciembre de 2014 OCP detenta un patrimonio neto negativo. Sin embargo, y conforme que Petrobras Argentina no
ha asumido compromisos de aportes de capital ni de asistencia financiera a OCP, dicha tenencia accionaria ha sido valuada a
cero, reconociendo en el ejercicio 2014 una pérdida neta de 464.
(Socio)
52
17.3 Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación:
a) Incluye una previsión por desvalorización de 1.342, 520 y 285 por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2014,
2013 y 2012.
b) En el ejercicio 2012, incluye 165 como resultado de la reestructuración de su deuda (Nota 17.1.4)
17.4 Dividendos cobrados:
17.5 Compra de PELSA
El 31 de mayo de 2012 la Sociedad acordó la compra del 39,671% de la participación accionaria en PELSA a su sociedad
controlante Petrobras Participaciones S.L. por USD 249,4 millones. A partir de la fecha indicada, Petrobras Argentina tiene el
control societario de PELSA con una tenencia accionaria del 58,88%.
El precio pactado entre las partes incluye adicionalmente una compensación contingente a favor del vendedor por el término
de 10 años a partir de la adquisición que refleje el valor de cualquier identificación de recursos no convencionales
comercialmente explotables en las áreas Entre Lomas, Bajada del Palo, Agua Amarga y Charco del Palenque. Dicha
compensación se realizará considerando el valor de mercado de dichos recursos a la fecha de la valuación, y será realizada
por una evaluadora independiente de prestigio internacional contratada de común acuerdo entre las partes. A la fecha de
emisión de los presentes estados financieros, no se han identificado recursos no convencionales comercialmente explotables,
por lo cual la Sociedad no ha reconocido pasivos relacionados con esta transacción.
A los efectos de la consolidación de dicha participación accionaria, la Sociedad incorporó los activos y pasivos de la
subsidiaria a sus valores de libros a la fecha de la transacción. Teniendo en cuenta que el precio pagado resultó superior al
valor de libros, la Sociedad reconoció 693 en el Patrimonio (Nota 2.6.8).
Efectos de la consolidación de PELSA en los estados financieros de la Sociedad:
Los activos y pasivos incorporados al 31 de mayo de 2012 fueron los siguientes:
(Socio)
53
Los resultados incorporados desde el 1° de junio al 31 de diciembre de 2012 son los siguientes:
Si se hubieran consolidado desde el 1° de enero al 31 de diciembre de 2012 los resultados incorporados hubieran sido los
siguientes:
(Socio)
54
17.6 Información sobre participación en sociedades relacionadas
(a) Ver Nota 16.3.3 del Estado Financiero Individual.
Cambios en las participaciones en sociedades relacionadas en los ejercicios 2012 a 2014:
En mayo de 2012 la Sociedad compró un 39,671% de participación accionaria adicional en PELSA, llevando su participación
total al 58,88%.
En el primer trimestre de 2013 la Sociedad vendió el 100% de su participación en PEDASA, a través de la cual mantenía una
participación indirecta del 48,5% en Distrilec y del 27,33% en Edesur.
En el ejercicio 2014 se aprobó la liquidación de Propyme S.G.R, de la cual la Sociedad detentaba una participación directa
del 48,56% e indirecta del 0,07%.
(Socio)
55
En diciembre de 2014, la Sociedad compró a PEISA las participaciones directas del 5% que esta sociedad tenía en las Atalaya
Energy S.R.L. y Canadian Hunter Argentina S.A., por lo cual a partir de esa fecha la Sociedad detenta el 100% de
participación directa en ambas compañías.
17.7 Información relevante
A continuación se expone la información más relevante de los estados financieros de la subsidiaria con participación no
controlante, relacionada a la adquisición de PELSA en mayo de 2012 (Nota 17.5):
(Socio)
56
Resultado de Negocios conjuntos y asociadas, por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012:
(Socio)
57
Evolución del rubro
(a) Las disminuciones del rubro “Pozos productores, exploratorios y propiedad minera” del ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de 2013 incluye 11 por desvalorización del área de Santa Cruz II, imputado en “Otros resultados operativos” (Nota 9).
(b) Las disminuciones del rubro “Pozos productores, exploratorios y propiedad minera” del ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de 2014 incluye 94 por desvalorización de las áreas Colpa y Caranda, imputado en “Otros resultados operativos” (Nota
9).
(Socio)
58
20. Préstamos
20.1. Programas globales de obligaciones negociables
Programa global de USD 2.500 millones:
Al 31 de diciembre de 2014, bajo este programa, se encuentra en circulación la Clase S, por un valor de USD 300 millones,
con vencimiento en mayo de 2017, a una tasa de interés del 5,875% anual. La Clase S cuenta con el respaldo de un contrato
de compra Standby Purchase Agreement provisto por Petróleo Brasileiro, según el cual, en caso de falta de pago del capital,
intereses y cualquier otro monto adeudado por la Sociedad respecto de la Clase S, Petróleo Brasileiro estará obligada a
comprar los derechos de los tenedores de las Obligaciones Negociables de recibir dichos pagos.
El destino de los fondos ingresados por la emisión de obligaciones negociables ha sido la refinanciación de pasivos, la
recomposición del capital de trabajo, inversiones en activos físicos situados en Argentina, o aportes de capital en sociedades,
con aplicación de los fondos a los fines descriptos anteriormente.
Las deudas originadas por las emisiones vigentes se exponen netas de la porción a devengar de los descuentos de emisión y
de los costos incurridos por dichas emisiones.
Programa global de USD 500 millones:
La Asamblea General Extraordinaria de Accionistas de Petrobras Argentina S.A. celebrada el 21 de marzo de 2013 aprobó la
constitución de un nuevo programa global de emisión de obligaciones negociables por hasta un monto máximo de capital en
circulación en cualquier momento de USD 500 millones o su equivalente en otras monedas, con una vigencia de 5 años, o el
plazo máximo que pueda ser fijado por la futura regulación que resulte aplicable.
La creación del programa fue autorizada por la Resolución N° 17.162 de la CNV de fecha 15 de agosto de 2013. No se han
emitido obligaciones negociables bajo este Programa.
20.2. Cláusulas de cross default
Las obligaciones negociables y otros endeudamientos financieros vigentes contienen cláusulas de cross default, según las
cuales el Trustee, conforme a instrucciones recibidas de tenedores que representen al menos el 25% del capital en
circulación correspondiente, en el caso de las obligaciones negociables o el acreedor financiero, según corresponda, puede
declarar vencido la totalidad de los importes adeudados, en caso que cualquier endeudamiento de la Sociedad o de sus
subsidiarias significativas fuese acelerado o no fuese cancelado al vencimiento, siempre que dichos importes vencidos y no
pagados excedan el mayor de USD 25 millones o el 1% del patrimonio de Petrobras Argentina al momento de dichos
vencimientos, y siempre que el incumplimiento no haya sido anulado o subsanado dentro de los plazos legales y/o
contractuales que fuesen aplicables.
A la fecha de emisión de los presentes estados contables Petrobras Argentina ha cumplido con todas las cláusulas,
compromisos y requisitos relacionados con su endeudamiento financiero.
20.3. Composición y evolución del rubro:
El detalle de los préstamos al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 es el siguiente:
(Socio)
59
Movimientos de Préstamos
El movimiento de los préstamos y financiamientos al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 se expone a continuación:
Detalle de la deuda a corto y largo plazo
El pasivo por préstamos al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 se compone de la siguiente manera:
(Socio)
60
Los vencimientos de los préstamos al 31 de diciembre de 2014 son los siguientes:
21. Deudas fiscales
22. Provisiones
a) El movimiento de los ejercicios 2014, 2013 y 2012 incluye (5), (175), y (21) correspondientes a pagos netos de nuevos cargos.
Los ejercicios 2014 y 2013 incluyen 193 y 27 imputados en “Otros resultados operativos”, respectivamente (Nota 9).
b) El movimiento de los ejercicios 2014, 2013 y 2012 incluye 109, 103 y 30 imputados en Otros resultados operativos (Nota 9) y
(107), (44) y (33) correspondiente a utilizaciones del ejercicio.
Medio ambiente
Las actividades de la Sociedad están sujetas a numerosas normas ambientales tanto en Argentina como en los demás países en
los que opera. A juicio de la Dirección de la Sociedad, sus operaciones en curso cumplen en todos los aspectos relevantes con los
requisitos ambientales pertinentes, según se interpretan y aplican a la fecha, incluyendo los compromisos regulatorios de
saneamiento asumidos. La Sociedad no ha incurrido en responsabilidad significativa por contaminación resultante de sus
operaciones. La Sociedad realiza evaluaciones de impacto ambiental respecto de sus nuevos proyectos e inversiones y, a la
fecha, los requisitos y restricciones ambientales aplicables a esos nuevos proyectos no han producido un efecto adverso
significativo en los negocios.
Análisis de sensibilidad
Respecto a las provisiones por remediación ambiental y taponamiento de pozos, la Sociedad ha efectuado un análisis de
sensibilidad respecto de variaciones del 1% en la tasa de descuento, sin tener dichos cambios un efecto significativo en los cargos
a resultados del ejercicio.
(Socio)
61
Otras cuestiones
La Sociedad mantiene divergencias interpretativas con la AFIP, con fiscos provinciales argentinos y con fiscos extranjeros sobre
tributos aplicables a la actividad hidrocarburífera. La Dirección de la Sociedad y sus asesores legales estiman que la resolución
de las cuestiones referidas no tendrá un efecto adverso significativo sobre la posición financiera ni sobre los resultados de las
operaciones de la Sociedad.
(a) Se incluye bajo el concepto “Diversos” en el rubro de “Provisiones” corrientes.
23.1. Plan de contribuciones definidas:
Plan complementario de pensión para el personal
En noviembre de 2005 el Directorio de Petrobras Argentina aprobó la implementación de un plan de contribuciones definidas
de adhesión voluntaria para aquellos empleados que cumplan con determinadas condiciones. A través de este plan, Petrobras
Argentina realiza aportes a un fideicomiso en una cuantía equivalente a las contribuciones de ley que efectúan los empleados
adheridos al plan, de acuerdo con un esquema de contribución definido para cada nivel salarial. Los empleados adherentes
pueden efectuar aportes voluntarios que excedan a los establecidos en el esquema de contribución, los que no son
considerados a efectos de las contribuciones que debe efectuar la Sociedad.
En los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, Petrobras Argentina bajo tal plan contabilizó pérdidas
de 21, 17 y 15, respectivamente.
23.2. Planes de beneficios definidos:
Plan “Indemnity”
Es un plan de beneficios por el cual los empleados de la Sociedad que cumplan con determinadas condiciones son elegibles
para recibir al momento de su egreso por jubilación un mes de sueldo por año de servicio en la empresa, con un mínimo de
seis sueldos, de acuerdo con una escala decreciente conforme a los años de vigencia del Plan complementario de pensión
para el personal.
Fondo Compensador
Es un plan de pensión al que tienen derecho aquellos empleados de Petrobras Argentina que hayan ingresado con
anterioridad al 31 de mayo de 1995 y adheridos a los planes de contribuciones definidas vigentes en cada oportunidad y
cuenten con la cantidad de años de servicio requerida. El beneficio es calculado en base al último salario computable de los
trabajadores comprendidos en el fondo y a la cantidad de años de servicio.
El plan es de naturaleza complementaria; esto significa que el beneficio recibido por el empleado consiste en el monto
determinado de conformidad con las disposiciones del plan, después de deducir los beneficios otorgados en virtud del plan de
contribuciones definidas mencionado en el apartado anterior, y del sistema de jubilaciones, de modo tal que la suma de los
beneficios totales recibidos por cada empleado sea equivalente a lo definido en el plan.
(Socio)
62
El plan requiere la realización de un aporte a un fondo por parte de la Sociedad, sin que resulte necesario aporte alguno por
parte de los empleados. Los activos del fondo son aportados a un fideicomiso, y son invertidos en instrumentos de mercado
de dinero denominados en dólares estadounidenses con el objetivo de preservar el capital acumulado y lograr un rendimiento
acorde un perfil de riesgo moderado. Además, aunque no existe una asignación de destino de los activos para los años
siguientes, los fondos son invertidos principalmente en bonos del Gobierno de los Estados Unidos, papeles comerciales con
calificación A1 o P1, fondos mutuos con calificación AAAm- y certificados de depósito en bancos de Estados Unidos con
calificación A + o superior, de conformidad con el Contrato de Fideicomiso firmado con el Bank of New York Mellon, de fecha
27 de marzo de 2002, debidamente enmendada por la Carta de Inversiones Autorizadas, de fecha el 14 de setiembre de 2006.
El Bank of New York Mellon es el agente fiduciario, siendo Towers Watson el agente administrador. En caso de producirse un
excedente, debidamente certificado por un actuario independiente, de los fondos fideicomitidos destinados a cancelar los
beneficios definidos otorgados por el plan, Petrobras Argentina podrá optar por disponer del mismo, para lo cual deberá
efectuar la comunicación correspondiente al agente fiduciario.
Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 la información actuarial más relevante relacionada con los planes de pensión de
beneficios definidos descriptos es la siguiente:
(a) Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 la obligación por beneficios definidos incluye 221, 172 y 159 correspondientes al
Fondo Compensador y 87, 63 y 51 correspondientes al Indemnity Plan, respectivamente.
(Socio)
63
Principales supuestos actuariales utilizados y análisis de sensibilidad
El análisis de sensibilidad fue determinado en base a posibles cambios en uno de los supuestos, mientras los demás se
mantienen constantes. En la práctica, esto es improbable que ocurra dado que los supuestos son correlativos. Por lo tanto,
estos datos podrían no ser representativos de un cambio real en los mismos.
23.3. Otros beneficios al personal:
Aquellos empleados de la Sociedad que resulten encuadrados bajo ciertos convenios de trabajo y que cumplan con las
condiciones establecidas son elegibles para recibir al momento de su egreso, ya sea por jubilación o incapacidad, una
determinada cantidad de sueldos.
Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 la información actuarial más relevante relacionada con los beneficios por convenio
descripto es la siguiente:
(Socio)
64
23.4. Financiamiento de los planes de pensión – Fideicomiso Optimum Petrobras
La Sociedad, en su carácter de fiduciante, firmó un contrato de fideicomiso con el BNP Paribas Argentina Investment Partners
S.A., en su carácter de fiduciario, cuyo activo fideicomitido está constituido por acciones de la Sociedad (Nota 2.6.8). Al 31
de diciembre de 2014, el activo fideicomitido está constituido por 5.744.303 acciones de la Sociedad.
El fideicomiso tiene como único y exclusivo objeto el de realizar periódicamente el aporte de acciones y/o de los fondos que
se obtengan producto de la venta de las acciones, con el objeto de que la Sociedad cumpla con las obligaciones de pago a los
que se encuentra obligada en los términos del Fondo Compensador (Nota 23.2) y del Plan complementario de pensión para el
personal (Nota 23.1).
24.
Capital social
Al 31 de diciembre de 2014 el capital de la Sociedad asciende a 2.019, se encuentra totalmente suscripto, integrado y
autorizado a oferta pública.
Evolución del capital social en los últimos tres ejercicios sociales:
por 1.009, a través de la emisión de 1.009.618.410 acciones ordinarias de VN $ 1 y con derecho a 1 voto por acción. Con fecha 4
de setiembre de 2012 la CNV y la BCBA autorizaron la inscripción registral de dicha emisión.
25.
Reservas
(Socio)
65
26.
(a) La Asamblea de Accionistas de la Sociedad celebrada el 29 de marzo de 2012 dispuso la distribución de la totalidad de los
resultados no asignados al 31 de diciembre de 2011 según normas locales vigentes a esa fecha, cuyo total ascendía a 6.725.
27.
28.1. Condiciones generales:
Las operaciones con partes relacionadas se llevan a cabo en el curso ordinario de los negocios en condiciones y a precios de
mercado. Los términos de estas operaciones son comparables con los ofrecidos por u obtenidos de partes no vinculadas.
Compra de sociedades:
El 31 de mayo de 2012 La sociedad acordó la compra del 39,671% de la participación accionaria de PELSA a su sociedad
controlante Petrobras Participaciones S.L. (Nota 17.5)
Ventas de sociedades:
En diciembre de 2007 y en abril de 2009, Petrobras Argentina vendió a PIB BV (una subsidiaria de su sociedad controlante) el
40% inicial y el 60% remanente de su participación accionaria en PVIE por un valor de USD 423,3 millones y USD 619,4
millones, respectivamente.
Al precio pactado deberá adicionársele una compensación contingente a favor de la Sociedad que refleje el valor del
“Prospecto Kinteroni” en condiciones de mercado o, alternativamente, la no participación del comprador y su respectiva
devolución al vendedor. Dicha compensación se deriva de la de la declaración de comercialidad con motivo del
descubrimiento de gas y condensado en el prospecto Kinteroni del Lote 57. La Sociedad continúa negociando con el
comprador con vistas a acordar dicha compensación.
(Socio)
66
Garantías financieras:
En 2007, Petrobras Argentina emitió obligaciones negociables Clase S por un valor de USD 300 millones, la cual cuenta con el
respaldo de un contrato de compra Standby Purchase Agreement provisto por Petróleo Brasileiro (Nota 20).
En diciembre de 2009, la Sociedad tomó dos préstamos por un monto total de USD 150 millones, los cuales están garantizados
por Petróleo Brasileiro: uno de ellos con el Banco Itaú Europa, por un monto de USD 100 millones, a ser cancelado en 7
cuotas semestrales con vencimiento final en diciembre de 2013, y el otro préstamo, con el banco HSBC de Estados Unidos,
por un monto total de USD 50 millones, con vencimiento en junio de 2012. Dichos préstamos fueron precancelados durante
2011.
Operaciones comerciales:
En el giro ordinario de sus negocios, la Sociedad realiza operaciones de compra y venta de petróleo crudo y derivados con
PELSA, Refinor y EG3 Red, y operaciones de transporte de petróleo y gas con Oldelval y TGS. Adicionalmente, la Sociedad
realiza importaciones y exportaciones de petróleo crudo y derivados con subsidiarias de Petróleo Brasileiro, especialmente
con Braskem S.A. y Petrobras Global Trading BV.
28.2. Saldos y operaciones con sociedades pertenecientes al mismo grupo económico
Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, los saldos por operaciones con dichas sociedades son los siguientes:
(Socio)
67
(Socio)
68
Las principales operaciones por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 con dichas sociedades son
las siguientes:
En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, la Sociedad pagó a sus directores y principales
ejecutivos un total aproximado de 26, 18 y 17 en concepto de remuneraciones, no existiendo pagos significativos de otros
beneficios. Los miembros del Directorio y los principales ejecutivos no reciben pagos o compensaciones en acciones de la
Sociedad.
29.
Operaciones en consorcios hidrocarburíferos
29.1. Consideraciones generales
La Sociedad asume en forma conjunta y solidaria con los otros consorcistas el cumplimiento de las obligaciones de los
contratos.
Las áreas de producción en Argentina son contratos de producción bajo la forma de concesión, con libre disponibilidad del
crudo.
Por la producción computable de petróleo crudo y de gas natural en Argentina, de acuerdo con la Ley N° 17.319, se abonan
regalías equivalentes al 12% sobre el valor en boca de pozo de dichos productos. Dicho valor se determina restando al precio
de venta, el flete y otros gastos para disponer del hidrocarburo en condiciones de comercialización. La alícuota citada puede
incrementarse entre un 3% y un 4% dependiendo la jurisdicción productora, y el valor de cotización del producto.
En Bolivia, la sucursal de la Sociedad ejecuta, a nombre y representación de YPFB, con sus propios medios y por su exclusiva
cuenta y riesgo, las actividades de exploración y producción dentro de las áreas Colpa y Caranda. El contrato establece que
YPFB es el titular de los hidrocarburos, que pagará las regalías, y el impuesto directo a los hidrocarburos, los que en conjunto
ascienden al 50% de la producción valorizada en función a los precios de venta, y que aplicará el 80% del valor remanente en
primera instancia al pago de los costos y las depreciaciones de las inversiones y el saldo será compartido entre YPFB y la
sucursal de la Sociedad en base a un índice que surgirá de considerar, entre otros elementos, los volúmenes de producción,
el ritmo de depreciación, precios e impuestos pagos.
(Socio)
69
29.2 Costos de abandono y taponamiento de pozos
De acuerdo con las regulaciones vigentes en los países donde desarrolla sus operaciones de exploración y producción de
petróleo y gas, la Sociedad (directa o indirectamente a través de subsidiarias) tiene la obligación de incurrir en costos
relacionados con el abandono y taponamiento de pozos. La Sociedad no posee activos legalmente restringidos para la
cancelación de dichas obligaciones.
A continuación se expone la evolución de los pasivos por costos de abandono y taponamiento de pozos por los ejercicios
terminados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012:
29.3 Pozos exploratorios
La evolución del costo de los pozos exploratorios durante los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 es
la siguiente:
(Socio)
70
29.4 Participación en áreas de petróleo y gas
Al 31 de diciembre de 2014, Petrobras Argentina y sus sociedades relacionadas integran las áreas, uniones transitorias de
empresas y consorcios de petróleo y gas que se indican a continuación:
(a) Nota 29.7
(b) La Sociedad firmó un acuerdo con Petrolera Pampa S.A. para la realización de inversiones adicionales en perforación de
pozo, que le dio derecho a esta última a disponer el 43% del producido de las mismas.
(c) Se solicitó la anexión del área a la concesión existente de Charco del Palenque.
(d) Se encuentra en trámite el otorgamiento de la concesión de explotación y el plazo será de 25 años desde el momento
de dicho otorgamiento.
(e) Se ha cedido el 50% de la participación de PESA directa e indirecta a ExxonMobil Exploration Argentina S.A., dicha
cesión cuenta con el acuerdo de Gas y Petróleo del Neuquén S.A y aguarda la ratificación de la Autoridad de Aplicación.
(f) Se está aguardando la aprobación de la solicitud de extensión del segundo período exploratorio a 2015.
(Socio)
71
Cambios en las participaciones en áreas de petróleo y gas en los ejercicios 2012 a 2014:
En mayo de 2012 la Sociedad compró un 39,671% de participación accionaria adicional en PELSA, por lo cual a partir de esa
fecha incrementó su participación indirecta en las áreas Bajada del Palo, Entre Lomas y Charco del Palenque, que pasó del
14,05% al 43,07% en todas ellas.
En el ejercicio 2012, la Sociedad resultó adjudicataria su participación directa del 50% en el área Puesto Oliveiro, El
Campamento y El Cerrito Oeste.
En enero de 2014 la Sociedad vendió su participación directa del 38,45% en el área Puesto Hernández.
La Sociedad tenía un pedido de concesión de explotación en el área Parva Negra, con una participación directa e indirecta
del 47,63% y 52,37%, respectivamente. En el ejercicio 2014 la Sociedad renegoció sus derechos sobre el área, asociándose a
Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP), titular del permiso de exploración Parva Negra Este, con participación de GyP del 15%
y participación directa e indirecta de Petrobras (operador) del 85% (directa del 40,48% e indirecta del 44,52%).
29.5 Concesión de explotación del área Veta Escondida
Con fecha 4 de abril de 2012, mediante la sanción del Decreto Provincial N° 563/12, Petrobras Argentina fue notificada de la
decisión del gobierno de la Provincia del Neuquén de decretar la caducidad de la concesión de explotación del área Veta
Escondida. Al respecto, la Sociedad no ha incurrido en ningún incumplimiento que dé lugar a esa decisión gubernamental,
habiendo cumplido con todas las obligaciones como concesionarios.
El 19 de diciembre de 2013, Petrobras Argentina, operador, y Total Austral con una participación del 55% y 45% de la
concesión de explotación de Veta Escondida respectivamente, llegaron a un acuerdo extrajudicial con la Provincia del
Neuquén y GyP, para solucionar el conflicto derivado de la sanción de dicho decreto, que llevó a Petrobras Argentina a iniciar
acciones legales contra la Provincia del Neuquén.
29.6 Cambios en las participaciones en áreas de petróleo y gas
Con fecha 31 de enero de 2014, el Directorio de la Sociedad aprobó la venta a YPF de su participación en la UTE Puesto
Hernández por un monto de USD 40,7 millones, generando una utilidad antes de impuestos de 181 imputada en “Otros
Resultados Operativos”. Esta operación representa para la Sociedad la terminación anticipada de dicho contrato de UTE,
cuyos activos representaban aproximadamente el 1% del total de los activos de la Sociedad al 31 de diciembre de 2013.
El Poder Ejecutivo de la Provincia del Neuquén, mediante el Decreto N° 575/2014, aprobó el contrato de UTE del sector Este
del área Parva Negra, en el cual la Sociedad tiene una participación del 85%. La Sociedad tiene el compromiso de perforar 4
pozos exploratorios en los próximos dos años, con un monto garantizado de USD 27 millones para el primer año.
29.7 Renegociación en las participaciones en áreas de petróleo y gas
El 30 de diciembre de 2014 la Legislatura de la Provincia de Río Negro ratificó el acuerdo celebrado con la Provincia,
suscripto el 9 de diciembre de 2014 y aprobado por el Poder Ejecutivo por Decreto N° 1708/2014 de fecha 15 de diciembre
de 2014, que prorroga por 10 años la vigencia de las tres concesiones que posee en dicha jurisdicción: 25 de Mayo – Medanito,
Jagüel de los Machos y Río Neuquén.
Este acuerdo establece principalmente, como obligaciones de Petrobras Argentina S.A., el pago de un Bono Fijo de 40
millones de dólares, el pago de un aporte al Desarrollo Social y Fortalecimiento Institucional por 8 millones de dólares y el
pago de un aporte complementario del 3 % sobre la producción de hidrocarburos (adicional al pago del 12% correspondiente a
regalías). Asimismo, se convino la cesión a la Empresa de Desarrollo Hidrocarburífero Provincial Sociedad Anónima (EDHIPSA)
del 5 % de los derechos y obligaciones que le correspondan en relación con la concesión de explotación del área Río Neuquén
en la Provincia.
(Socio)
72
Petrobras Argentina tiene previsto erogar en exploración y explotación de hidrocarburos un total estimado de 907,7 millones
de dólares desde la entrada en vigencia del acuerdo hasta el nuevo vencimiento de las concesiones.
Adicionalmente, el 30 de diciembre de 2014 la Legislatura de la Provincia de Río Negro ratificó el acuerdo celebrado con
PELSA que prorroga por 10 años la vigencia de la concesión en el yacimiento Entre Lomas que posee en dicha jurisdicción.
Adicionalmente, el 30 de diciembre de 2014 la Legislatura de la Provincia de Río Negro ratificó el acuerdo celebrado con
PELSA que prorroga por 10 años la vigencia de la concesión en el yacimiento Entre Lomas que posee en dicha jurisdicción.
Este acuerdo establece principalmente, como obligaciones de PELSA, el pago de un Bono Fijo de 25,3 millones de dólares, el
pago de un aporte al Desarrollo Social y Fortalecimiento Institucional por 5 millones de dólares y el pago de un aporte
complementario del 3 % sobre la producción de hidrocarburos (adicional al pago del 12% correspondiente a regalías). PELSA
tiene previsto erogar en exploración y explotación de hidrocarburos un total estimado de 491,8 millones de dólares desde la
entrada en vigencia del acuerdo hasta el nuevo vencimiento de las concesiones.
29.8 Compromisos de inversión
Adicionalmente a lo indicado en la nota 29.7, en Argentina, por su participación en los consorcios que tienen a su cargo la
exploración de las áreas petroleras Río Colorado, Río Atuel, Borde del Limay, Chirete y Parva Negra Este, al 31 de diciembre
de 2014 la Sociedad mantiene compromisos de inversión por aproximadamente USD 16 millones, los cuales incluyen la
perforación de pozos exploratorios. Por último, PELSA mantiene compromiso de inversión por USD 26 millones.
A continuación se expone cierta información relevante relacionada con los activos, pasivos y resultados derivados de las
participaciones de la Sociedad en operaciones conjuntas al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012:
El cargo por impuesto a las ganancias no recae en cabeza de las UTES, sino en las sociedades que las integran.
(Socio)
73
30. Operaciones en Ecuador
hidrocarburífera, modificando significativamente las condiciones establecidas en oportunidad del otorgamiento de los contratos
de participación.
Contratos Modificatorios y Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos
El 31 de octubre de 2008, EcuadorTLC S.A., Teikoku Oil Ecuador y Petroecuador, entre otros, suscribieron los Contratos
Modificatorios que regularon la explotación del Bloque 18 y Palo Azul hasta que las partes negocien la migración a una nueva
modalidad contractual.
Con fecha 26 de julio de 2010, se aprobó por ministerio de ley la reforma a la Ley de Hidrocarburos vigente que estableció, entre
otras cosas, la obligatoriedad de migrar a una nueva modalidad contractual antes del 24 de noviembre de 2010.
Como resultado del proceso de negociación antes mencionado, la Sociedad decidió no aceptar la propuesta final recibida del
Estado Ecuatoriano, por ser esta insuficiente para migrar a contratos de servicios en el Bloque 18 y en el Campo Unificado Palo
Azul. En consecuencia, mediante Resolución de fecha 25 de noviembre del 2010, la Secretaría de Hidrocarburos notificó a
EcuadorTLC S.A. la terminación de dichos Contratos de Participación y encargó a Petroamazonas EP el desarrollo del proceso de
transición operacional.
De acuerdo con lo estipulado en la cláusula novena de los Contratos Modificatorios, el Estado Ecuatoriano deberá indemnizar a las
contratistas por un valor equivalente a las inversiones no amortizadas al cierre de cada ejercicio económico, actualizadas a una
tasa de interés anual apropiada para este tipo de proyectos en Ecuador, estableciéndose un plazo para que la Sociedad y el
Estado Ecuatoriano negocien la determinación de la liquidación del contrato.
El 18 de marzo de 2011, la Secretaría de Hidrocarburos, mediante el Oficio N° 626, informó a la Sociedad que se encontraba
analizando y estructurando un marco normativo para determinar la liquidación de los contratos. Con fecha 11 de abril de 2011 la
Sociedad respondió este Oficio rechazando sus términos por no adecuarse al procedimiento para la determinación del valor de
liquidación establecido por las propias partes en los Contratos Modificatorios, el cual no puede ser modificado unilateralmente.
En este sentido, la Sociedad comunicó a la Secretaría de Hidrocarburos que continuará dando curso al procedimiento contractual.
Con fecha 9 de diciembre de 2011, la Sociedad notificó al Estado Ecuatoriano la existencia de una controversia bajo los términos
del Tratado para la Promoción y Protección Recíproca de Inversiones suscrito entre la República Argentina y la República del
Ecuador. Ello implica la apertura de un período de negociaciones previo al inicio de un posible arbitraje.
El 21 de junio de 2013, no habiendo alcanzado un acuerdo con el Estado Ecuatoriano, EcuadorTLC S.A., Cayman International
Exploration Company y Teikoku Oil Ecuador, miembros del Consorcio, presentaron ante el Estado Ecuatoriano, una carta de
notificación de controversia en los términos de los Contratos Modificatorios manifestando su decisión de someter dicha
controversia a arbitraje internacional, de conformidad con el Reglamento de Arbitraje de la Comisión de las Naciones Unidas para
el Derecho Mercantil Internacional,
Finalmente, el 26 de Febrero del 2014 fue presentada la solicitud de arbitraje contra el Ecuador en los términos mencionados.
Al 31 de diciembre de 2014 la Sociedad mantiene registrados 458 a ser recuperados del Estado Ecuatoriano de acuerdo con lo
estipulado en los Contratos Modificatorios, expuestos en Otros créditos corrientes (Nota 15). Dicho monto no incluye el cálculo de
la actualización prevista en dichos contratos, dado que la Sociedad considera que no es posible determinar con certeza la tasa de
actualización a ser aplicada.
(Socio)
74
Contrato de transporte de crudo con OCP
La Sociedad mantiene un contrato con OCP, en virtud del cual asumió un compromiso por capacidad de transporte de petróleo de
80.000 barriles diarios por el término de 15 años a partir del 10 de noviembre de 2003.
El contrato de transporte es del tipo “Ship or Pay”, por lo cual la Sociedad debe cumplir con sus obligaciones contractuales por la
totalidad del volumen contratado, con prescindencia del volumen real transportado, abonando, al igual que los restantes
productores, una tarifa que cubre, entre otros, los costos operativos y servicios financieros de OCP.
Durante la vigencia de los Contratos Modificatorios, los costos por capacidad de transporte facturados por OCP fueron cargados a
gastos mensualmente. Los costos correspondientes al volumen de crudo efectivamente transportado se imputaron en la línea
“Gastos de administración y comercialización”, mientras que la porción correspondiente a la capacidad de transporte contratada
y no utilizada, se expuso en la línea “Otros resultados operativos” (Nota 9).
La Sociedad tiene el derecho de vender la capacidad de transporte en el OCP para mitigar el impacto negativo derivado de su no
utilización. En este sentido, la Sociedad negocia periódicamente la venta de capacidad de transporte contratada. Con fecha 31
de diciembre de 2008, la Sociedad suscribió un convenio con Petroecuador por el cual el Estado Ecuatoriano asumió el
compromiso de que el crudo disponible de su propiedad que transporta por el OCP, a partir del 1 de enero de 2009 se efectúe con
cargo a la capacidad de transporte de petróleo contratada por la Sociedad, hasta un volumen máximo de 70.000 barriles por día.
Adicionalmente, la Sociedad ha vendido capacidad de transporte de aproximadamente 8.000 barriles diarios de petróleo para el
período julio de 2004 a enero 2012. Como consecuencia de los incumplimientos contractuales por parte de los compradores, la
Sociedad se encuentra realizando los reclamos pertinentes. Finalmente, el 40% del compromiso contractual neto, resultante de lo
descripto, ha sido asumido por Teikoku Oil Ecuador, como contraprestación por la cesión a esta sociedad de la participación del
40% en el Bloque 18 y Palo Azul en Octubre 2008.
En relación con los compromisos indicados, al 31 de diciembre de 2014 la Sociedad mantiene registrado un pasivo por la
capacidad de transporte neta contratada con OCP, expuesto en Provisiones corrientes y no corrientes por 92 y 288,
respectivamente (Nota 26.2). Las premisas utilizadas para el cálculo de la provisión incluyen principalmente la estimación de la
tarifa aplicable y la capacidad de transporte utilizada por terceros. Las tasas de descuento utilizadas para la medición
consideran el tipo de pasivo en cuestión, el segmento de negocio y el país donde se desarrollan las operaciones.
La Sociedad debe mantener cartas de crédito a los efectos de asegurar el cumplimiento de sus compromisos financieros
relacionados al contrato de transporte “Ship or Pay” con OCP y los correspondientes a las obligaciones comerciales de OCP.
Dichas cartas de crédito, con vencimiento final en diciembre de 2018, se liberarán gradualmente en la misma proporción en que
se extingan los compromisos indicados. Al 31 de diciembre de 2014, la Sociedad mantiene cartas de crédito por un total
aproximado de USD 49,5 millones. A medida que las cartas de crédito venzan, la Sociedad deberá renovarlas, reemplazarlas o en
su defecto dichos montos deberán ser integrados en efectivo.
(Socio)
75
31.1. FONINVEMEM, Acuerdo 2008/2011, Resolución SE N° 95/2013 y Resolución SE N° 529/2014:
A través de la Resolución N° 712/04, la Secretaría de Energía creó un fondo de inversión denominado FONINVEMEM I con el
propósito de alentar a los acreedores del MEM a participar en inversiones orientadas a aumentar la oferta disponible de
generación eléctrica en Argentina. En 2007, a través de la Resolución N° 564/07, la Secretaría de Energía convocó a los
agentes del MEM para participar en el llamado del FONINVEMEM II cuyo objetivo fue complementar el financiamiento del
FONINVEMEM I.
En noviembre de 2010, la Secretaría de Energía y los generadores del MEM (entre los cuales se incluye la Sociedad) firmaron
un Acuerdo que, entre otros, tiene como objetivos: (i) viabilizar el ingreso de nueva generación para cubrir el aumento de la
demanda de Energía y Potencia en el MEM; (ii) mejorar la disponibilidad del equipamiento de generación existente; (iii)
determinar un mecanismo para la cancelación de las acreencias que se configuren entre el período 2008 / 2011 y (iv) el
reconocimiento de un mayor precio por potencia e incremento en los costos reconocidos de operación y mantenimiento.
El 24 de Enero de 2012 Secretaría Energía mediante Nota N° 495/12 suspendió el mayor reconocimiento de costos de
operación y mantenimiento y mayor precio de Potencia.
El 26 de Marzo de 2013, retroactivo a Febrero de ese mismo año, la Secretaría de Energía emitió la Resolución N° 95 que
implicó la modificación en la remuneración de los Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM exceptuando a los
Generadores Plus, la Generación Hidroeléctrica Binacional y Generación Nuclear entre otros. Entre sus principales cambios,
se encuentra la modificación de la remuneración que perciben los Generadores Comprendidos, que para el caso de Petrobras
comprende al Ciclo Combinado de Genelba y la Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú. La nueva Resolución, estableció que los
Generadores tenían la opción de adherir o no a las condiciones establecidas. El 31 de Mayo de 2013, la compañía adhirió a la
nueva normativa quedando las centrales anteriormente mencionadas encuadradas bajo la nueva Resolución. Además dicha
Resolución suspendió transitoriamente los contratos entre privados de Demanda de Energía Eléctrica Base y de combustibles.
El 20 de Mayo de 2014, retroactivo al mes de Febrero de ese mismo año, la Secretaría de Energía a través de la Resolución SE
N° 529/2014 actualizó los valores remunerativos de la Resolución SE 95/2013 anteriormente citada. Adicionalmente, en la
nueva normativa se destaca la incorporación de una remuneración para cubrir Mantenimientos no Recurrentes de las
centrales térmicas y un adicional remunerativo para las máquinas térmicas en los períodos de mayor demanda estacional.
FONINVEMEM
El financiamiento del FONINVEMEM I y II se realizó a través de los aportes del 35% y del 50% de las acreencias que se
configuraron en los períodos 2004-2006 y en el año 2007, respectivamente, en relación al margen entre el precio de venta de
la energía y el costo variable de su generación. Los fondos aportados por Petrobras Argentina fueron de USD 42 millones.
Adicionalmente, la Sociedad cobró las acreencias del año 2007 por USD 16 millones bajo los términos de la Resolución SE N°
564/07 a través de su inversión en Genelba Plus.
El 17 de octubre de 2005 y bajo los términos de la Resolución N° 1.193 de la Secretaría de Energía, Petrobras Argentina
conjuntamente con otros acreedores del MEM manifestaron formalmente su decisión de gestionar la construcción, operación
y mantenimiento de dos centrales de ciclo combinado de 850 MW cada una.
Para la compra de equipos y la construcción, operación y mantenimiento de las centrales se crearon dos fideicomisos. La
gestión de compra del equipamiento, la construcción, operación y mantenimiento de cada una de las centrales está a cargo
de las sociedades Termoeléctrica José de San Martín S.A. y Termoeléctrica Manuel Belgrano S.A., las cuales a su vez poseen
un contrato de suministro de energía eléctrica por 10 años con CAMMESA por el 80% de la energía generada a un precio que le
permite cubrir todos sus costos. Asimismo, el contrato también contempla el pago de las acreencias del FONINVEMEM I y II y
las deudas contraídas para el financiamiento de la inversión inicial. El 20% restante de la energía es comercializada en el
mercado spot. Al finalizar el contrato de abastecimiento, se transferirá a las sociedades generadoras la titularidad de los
activos fideicomitidos respetando la proporción aportada para el financiamiento de la inversión.
(Socio)
76
A fines de diciembre de 2009 ya se encontraban habilitadas y operando a ciclo abierto las turbinas de gas de las dos
centrales, en tanto que comenzaron a operar a ciclo combinado en el primer trimestre de 2010.
La Sociedad está actualmente recuperando los fondos aportados en el FONINVEMEM I, convertidos a dólares estadounidenses
y ajustados con una tasa de interés libo + 1% anual, en 120 cuotas mensuales desde marzo de 2010, cuando ambas centrales
ingresaron en operación bajo la configuración a ciclo combinado. Adicionalmente, es accionista en ambas sociedades con el
8,9% de participación.
Al 31 de diciembre de 2009 los fondos aportados por la Sociedad al FONINVEMEM II fueron recuperados en su totalidad
mediante la inversión en proyectos de generación de energía adicional bajo los términos de la Resolución N° 564/2007 de la
Secretaría de Energía, por el cual la Sociedad construyó la central termoeléctrica Genelba Plus de 165 MW que se erige
actualmente en el mismo predio que la Central Térmica Genelba.
Acuerdo 2008/2011
Con fecha 25 de noviembre de 2010, la Secretaría de Energía y los Generadores firmaron el Acuerdo 2008/2011, el cual se
materializan a través de proyectos de nueva generación, que deberán ser presentados por los Generadores ante la Secretaría
de Energía para su selección y posterior aprobación.
Con respecto a la remuneración a los generadores que adhirieron al Acuerdo, se preveía ciertos mecanismos que les
permitieron preservar sus márgenes de contribución principalmente en lo que respecta a remuneración por Potencia,
reconocimientos de mayores costos variables de mantenimiento y otros no combustibles. El mecanismo indicado estuvo
vigente hasta el 31 de diciembre de 2011, con la aplicación de la Nota N° 495/12 indicada precedentemente.
Resolución SE N° 95/2013
En marzo de 2013, la Secretaría de Energía sancionó la Resolución N° 95/2013 que implicó la modificación en el esquema de
remuneración de los Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM exceptuando a los Generadores Plus, la
Generación Hidroeléctrica Binacional y Generación Nuclear entre otros.
Entre las principales modificaciones de aplicación para los Generadores que han adherido a este nuevo esquema son:
a)
Cambios en la remuneración de los agentes generadores según su escala y tecnología. Se remuneran costos fijos y
variables no combustibles como así también una remuneración adicional (estos últimos dos ítems se pagarán en función de la
generación de cada máquina). Una parte de la remuneración adicional se destinará a un fideicomiso que financiará obras del
sector eléctrico.
b)
Suspensión transitoria de las contrataciones entre privados de combustibles e insumos asociados para el abastecimiento
de las centrales, que serán administrados por CAMMESA.
c)
Suspensión transitoria de los contratos del Mercado a Término para el suministro de Demanda Base y obligando por
ende a los Grandes Usuarios a adquirir su demanda de energía eléctrica a CAMMESA. Hasta el 7 de Octubre de 2013, se
realizaron las adhesiones de la compañía a dicha resolución como Gran Usuario del MEM.
En mayo de 2014, y retroactivo al mes de febrero, se dictó la Resolución N° 529/2014 en la cual se actualizan los valores
remunerativos de la Resolución N° 95/2013, siendo que se adicionan los siguientes conceptos remunerativos discriminados
por escala y tecnología:
a)
Remuneración de los Mantenimientos No Recurrentes, concepto que es devengado y pagado en función de los
mantenimientos a ser realizados.
b)
Remuneración de los Costos Fijos de Máquinas Térmicas en Función de su Disponibilidad, el cual establece un
incremento en el precio percibido en función de la disponibilidad de la central en los meses de mayor demanda del año.
(Socio)
77
31.2 Fideicomiso Financiero de Obra Gasoducto Sur
Con el objeto de contribuir al financiamiento de las obras tendientes a la ampliación de la capacidad de transporte del
Gasoducto General San Martín, en su tramo offshore que atraviesa el Estrecho de Magallanes, en el cuarto trimestre de 2009
Petrobras Argentina suscribió bonos emitidos por el Fideicomiso Financiero de Obra Gasoducto Sur por un monto en pesos
equivalente a USD 30 millones.
Petrobras Argentina recibió a cambio Títulos de Deuda nominados en pesos argentinos (“VRD Obra-4 Estrecho Definitivos”),
que devengan una tasa de interés equivalente al Coeficiente de Estabilización de Referencia más 8% nominal anual. El capital
se amortiza en 30 cuotas trimestrales a partir del 25 de abril de 2011.
Los avales, fianzas y garantías al 31 de diciembre de 2014 no expuestos en las restantes notas ascienden a 1.461.
Adicionalmente, en ciertas operaciones comerciales en las cuales la Sociedad y la contraparte actúan como clientes y
proveedores, ambas partes emiten avales sobre dichas operaciones por valores equivalentes, los cuales al 31 de diciembre de
2014 ascienden a 428.
Asimismo, al 31 de diciembre de 2014, la Sociedad mantenía los siguientes compromisos contractuales:
(a) Precio estimado de $ 0,45 por MMm3.
(b) Los precios son determinados generalmente por fórmulas basadas en precios de mercados de futuro. Los precios estimados en
esta tabla, utilizados para calcular el equivalente monetario de estas obligaciones de compra, se basan en precios corrientes de
mercado al 31 de diciembre de 2014 y pueden no reflejar los precios reales en el futuro. En consecuencia, los montos en pesos
expuestos en esta tabla con respecto a estas obligaciones se proporcionan al sólo efecto ilustrativo.
(Socio)
78
33. Resolución General N° 629/2014 – Guarda de Documentación
Con fecha 14 de agosto de 2014, la Comisión Nacional de Valores emitió la Resolución General N° 629 mediante la cual modifica
normas en materia de guarda de documentación.
En tal sentido, la Sociedad informa que los libros de comercio, los libros societarios y los registros contables se encuentran en la
sede inscripta.
La Sociedad ha enviado para su guarda documentación de cierta antigüedad al proveedor AdeA - Administración de Archivos S.A.,
con domicilio Ruta 36, km 34,5, Florencio Varela, Buenos Aires.
Con posterioridad a la fecha de cierre del ejercicio no se han producido otros hechos o acontecimientos que pudieran afectar
significativamente la situación patrimonial y financiera de la Sociedad al 31 de diciembre de 2014, ni en los resultados de sus
operaciones por el ejercicio terminado en esa fecha.
35. Información requerida por el artículo 64, Apartado I, Inciso b) de la ley 19.550 por los ejercicios terminado el 31
de diciembre de 2014, 2013 y 2012
(Socio)
79
36. Reservas petroleras y gasíferas (INFORMACIÓN NO CUBIERTA POR EL INFORME DE LOS AUDITORES)
El siguiente cuadro refleja, segregado por área geográfica y según se trate de sociedades controladas y bajo control conjunto o
sociedades vinculadas, las reservas probadas estimadas de petróleo (incluye petróleo crudo, condensado y líquidos de gas
natural) y gas natural al 31 de diciembre de 2014:
(a) En miles de barriles.
(b) En millones de pies cúbicos.
La Sociedad efectúa una reestimación de sus reservas con una frecuencia de por lo menos una vez al año. Las estimaciones de
reservas al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 fueron auditadas por DeGolyer and MacNaughton. Las revisiones técnicas
efectuadas por los mencionados consultores técnicos internacionales cubrieron aproximadamente el 80%, 73% y 76% de las
reservas estimadas por la Sociedad al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, respectivamente.
(Socio)
Dr. Miguel A. Urus
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223
Juan C. Cincotta
80
INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES
A los señores Accionistas, Presidente y Directores de
Petrobras Argentina S.A.
Domicilio legal: Maipú 1, piso 22
Ciudad Autónoma de Buenos Aires
C.U.I.T. 30-50407707-8
Informe sobre los estados financieros
Hemos auditado los estados financieros consolidados adjuntos de Petrobras
Argentina S.A. y sus sociedades controladas (en adelante “la Sociedad”) que
comprenden el estado consolidado de situación financiera al 31 de diciembre de
2014, los estados consolidados de resultados, del resultado integral, de cambios
en el patrimonio y de flujos de efectivo por el ejercicio finalizado en esa fecha, y
un resumen de las políticas contables significativas y otra información
explicativa.
Los saldos y otra información correspondientes a los ejercicios 2013 y 2012, son
parte integrante de los estados financieros auditados mencionados
precedentemente y por lo tanto deberán ser considerados en relación con esos
estados financieros.
Responsabilidad de la Dirección
El Directorio de la Sociedad es responsable por la preparación y presentación
razonable de estos estados financieros consolidados de acuerdo con las Normas
Internacionales de Información Financiera (NIIF) adoptadas como normas
contables profesionales argentinas por la Federación Argentina de Consejos
Profesionales de Ciencias Económicas (FACPCE) e incorporadas por la
Comisión Nacional de Valores (CNV) a su normativa, tal y como fueron
aprobadas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB por
sus siglas en inglés). Asimismo, el Directorio es responsable de la existencia del
control interno que considere necesario para posibilitar la preparación de
estados financieros consolidados libres de incorrecciones significativas
originadas en errores o en irregularidades. Nuestra responsabilidad consiste en
expresar una opinión sobre los estados financieros consolidados, en base a la
auditoría que efectuamos con el alcance detallado en el párrafo
“Responsabilidad de los auditores”.
Responsabilidad de los auditores
Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión sobre los estados
financieros consolidados adjuntos basada en nuestra auditoría. Hemos llevado a
cabo nuestro examen de conformidad con Normas Internacionales de Auditoría
(NIAs). Dichas normas fueron adoptadas como normas de auditoría en
Argentina mediante la Resolución Técnica N° 32 de FACPCE tal y como fueron
aprobadas por el Consejo de Normas Internacionales de Auditoría y
Aseguramiento (IAASB por sus siglas en inglés) y exigen que cumplamos con los
requerimientos de ética, así como que planifiquemos y ejecutemos la auditoría
con el fin de obtener una seguridad razonable sobre si los estados financieros
consolidados se encuentran libres de incorrecciones significativas.
Una auditoría conlleva la aplicación de procedimientos para obtener elementos
de juicio sobre las cifras y otra información presentada en los estados
financieros consolidados. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio
del auditor, incluyendo la valoración del riesgo de incorrecciones significativas
en los estados financieros consolidados debidas a fraude o error. Al efectuar
dicha valoración del riesgo, el auditor debe tener en consideración el control
interno pertinente para la preparación y presentación razonable por parte de la
Sociedad de los estados financieros consolidados, con el fin de diseñar los
procedimientos de auditoría que sean adecuados, en función a las
circunstancias, y no con la finalidad de expresar una opinión sobre la eficacia
del control interno de la Sociedad. Una auditoría también comprende una
evaluación de la adecuación de las políticas contables aplicadas, de la
razonabilidad de las estimaciones significativas realizadas por la dirección de la
Sociedad y de la presentación de los estados financieros consolidados en su
conjunto.
Consideramos que los elementos de juicio que hemos obtenido proporcionan
una base suficiente y adecuada para fundamentar nuestra opinión de auditoría
con salvedades.
Fundamentos de nuestra opinión con salvedades
La Sociedad ha registrado su participación en las empresas mixtas en Venezuela al 31 de
diciembre de 2014 por el método de la participación. No hemos podido obtener evidencia
de auditoría suficiente y adecuada sobre dicha registración contable debido a que no
hemos tenido acceso a la información financiera auditada de dichas empresas. Por
consiguiente, no nos fue posible determinar si los importes registrados, los cuales
ascienden a $2.667 millones al 31 de diciembre de 2014, deberían ser ajustados.
Opinión con salvedades
En nuestra opinión, excepto por los efectos de la situación detallada en el párrafo
“Fundamentos de nuestra opinión con salvedades”, los estados financieros
consolidados mencionados en el primer párrafo del presente informe presentan
razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera
consolidada de Petrobras Argentina S.A. y sus sociedades controladas al 31 de
diciembre de 2014, su resultado integral consolidado y los flujos de efectivo
consolidados por el ejercicio finalizado en esa fecha, de conformidad con las
Normas Internacionales de Información Financiera.
Informe sobre cumplimiento de disposiciones vigentes
En cumplimiento de disposiciones vigentes informamos, respecto de Petrobras
Argentina S.A., que:
a) los estados financieros consolidados de Petrobras Argentina S.A. se
encuentran asentados en el libro "Inventarios y Balances" y cumplen, en lo
que es materia de nuestra competencia, con lo dispuesto en la Ley de
Sociedades Comerciales y en las resoluciones pertinentes de la Comisión
Nacional de Valores;
b) los estados financieros individuales de Petrobras Argentina S.A. surgen de
registros contables llevados en sus aspectos formales de conformidad con
normas legales, que mantienen las condiciones de seguridad e integridad en
base las cuales fueron autorizados por la Comisión Nacional de Valores;
c) hemos leído la sección “Síntesis de la Estructura Patrimonial y de
Resultados” de la Memoria, sobre la cual, en lo que es materia de nuestra
competencia, no tenemos otra observación que formular que la indicada en
en el párrafo “Fundamentos de nuestra opinión con salvedades”;
d) al 31 de diciembre de 2014 la deuda devengada a favor del Sistema Integrado
Previsional Argentino de Petrobras Argentina S.A. que surge de los registros
contables y de las liquidaciones de la Sociedad ascendía a $ 41.163.041, no
siendo exigible a dicha fecha;
e) de acuerdo con lo requerido por el artículo 21°, inciso e), Capítulo III,
Sección VI, Título II de la normativa de la Comisión Nacional de Valores,
informamos que el total de honorarios en concepto de servicios de auditoría
y relacionados facturados a la Sociedad en el ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de 2014 representan:
e.1)
e.2)
el 100% sobre el total de honorarios por servicios facturados a la
Sociedad por todo concepto en dicho ejercicio;
el 54,1% sobre el total de honorarios por servicios de auditoría y
relacionados facturados a la Sociedad, sus sociedades controlantes,
controladas y vinculadas en dicho ejercicio;
e.3)
el 54,1% sobre el total de honorarios por servicios facturados a la
Sociedad, sus sociedades controlantes, controladas y vinculadas por
todo concepto en dicho ejercicio;
f) hemos aplicado los procedimientos sobre prevención de lavado de activos y
financiación del terrorismo para Petrobras Argentina S.A. previstos en las
correspondientes normas profesionales emitidas por el Consejo Profesional
de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 4 de febrero de 2015
(Socio)
Dr. Miguel A. Urus
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223
Estados financieros individuales
Estados Financieros Individuales
1
2
3
4
5
6
7
7
7
23
25
5. Costo de Ventas
36
37
37
37
38
38
40
41
41
14. Otros créditos
42
15. Inventarios
42
42
52
53
19. Préstamos
54
20. Deudas fiscales
56
21. Provisiones
56
57
23. Capital social
60
24. Reservas
60
60
26. Otros resultados integrales
60
61
63
67
69
31. Resolución General N° 629/2014 – Guarda de documentación
69
70
33. Información requerida por el Art. 64 LSC
70
34. Apertura de colocaciones de fondos, créditos, préstamos y otras deudas
71
35. Reservas petroleras y gasíferas (información no cubierta por el informe de auditor)
72
Información adicional a las notas a los estados financieros Art. N° 68 del reglamento de la Bolsa de
Comercio de Buenos Aires y Art. N° 12 – Título IV – Capítulo III del régimen informativo periódico de
la Comisión Nacional de Valores.
Informe de los Auditores sobre Estados Financieros
Informe de la Comisión Fiscalizadora
73
PETROBRAS ARGENTINA S.A. | Estados Financieros Individuales
Maipú 1 - Piso 22 – Ciudad Autónoma de Buenos Aires
República Argentina
EJERCICIO ECONÓMICO Nº 69
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014
Actividad principal de la Sociedad: Estudio, exploración y explotación de pozos hidrocarburíferos, el desarrollo de actividades
mineras, la industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos y sus derivados, la generación, transmisión y
distribución de energía eléctrica.
Fecha de inscripción en el Registro Público de Comercio:
- Del estatuto: 7 de noviembre de 1947.
- De la última modificación del estatuto: 28 de mayo de 2010.
Fecha en que se cumple el plazo de duración de la Sociedad: 18 de junio de 2046.
Sociedad controlante: Petrobras Participaciones S.L. (a)
Actividad principal de la sociedad controlante: Inversora y financiera.
Participación de la sociedad controlante en el capital social y en los votos: 67,2% (a)
COMPOSICIÓN DEL CAPITAL (b)
- Expresado en pesos -
(a) Ver Nota 1.3
(b) Ver Nota 23
(Socio)
Dr. Miguel A. Urus
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223
Juan C. Cincotta
1
ESTADOS DE RESULTADOS INDIVIDUALES
(Socio)
Dr. Miguel A. Urus
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223
Juan C. Cincotta
2
ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES INDIVIDUALES
(Socio)
Dr. Miguel A. Urus
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223
Juan C. Cincotta
3
ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA INDIVIDUALES
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014, 2013 Y 2012
(Socio)
Dr. Miguel A. Urus
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223
Juan C. Cincotta
4
ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO INDIVIDUAL
(a) Saldos por combinaciones de negocios de sociedades bajo control común (Nota 2.6.8 y 16.6).
(b) Note 26.
(c) Según lo dispuesto por la Asamblea General Ordinaria del 29 de marzo de 2012.
(d) Según lo dispuesto por la Asamblea General Ordinaria del 21 de marzo de 2013.
(c) Según lo dispuesto por la Asamblea General Ordinaria del 27 de marzo de 2014.
(Socio)
Dr. Miguel A. Urus
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223
Juan C. Cincotta
5
ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO INDIVIDUALES
Las notas 1 a 35, son partes integrante de y deben leerse juntamente con estos estados.
(Socio)
Dr. Miguel A. Urus
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223
Juan C. Cincotta
6
NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES
POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2014, 2013 y 2012
(Cifras expresadas en millones de pesos, excepto donde se indica en forma expresa)
1.1 La Sociedad
Petrobras Argentina es una sociedad anónima cuya sede social se encuentra localizada en Ciudad Autónoma de Buenos Aires,
Argentina.
Las acciones de Petrobras Argentina cotizan en la BCBA. Las ADS, cada una representando 10 acciones ordinarias Clase B de
Petrobras Argentina, cotizan en el NYSE.
La Sociedad no está adherida al Régimen estatutario optativo de oferta pública de adquisición obligatoria.
1.2 Los negocios
Los negocios de Petrobras Argentina se concentran principalmente en el sector energético, específicamente en la exploración
y producción de petróleo y gas, refinación y distribución, petroquímica, electricidad y comercialización y transporte de
hidrocarburos. Los negocios de Petrobras Argentina se extienden a la Argentina, Bolivia, Ecuador y Venezuela. El ejercicio
social de la Sociedad cierra el 31 de diciembre de cada año.
Petrobras Argentina junto con sus subsidiarias son referidas en estos estados financieros como “la Sociedad” o “el Grupo”.
Los presentes estados financieros individuales (en adelante “estados financieros”), han sido aprobados para su emisión por el
Directorio el 5 de febrero de 2015.
1.3 Grupo de Control
Petrobras Participaciones S.L. es la sociedad controlante de Petrobras Argentina, con una participación accionaria del 67,2%.
Petrobras Participaciones S.L. es una subsidiaria de Petróleo Brasileiro, una compañía brasilera cuyos negocios se concentran
en exploración, producción, refinación, comercialización y transporte de petróleo y sus derivados en Brasil y en el exterior.
2.1. Declaración de cumplimiento
Los presentes estados financieros han sido preparados de conformidad con la Resolución Técnica N° 26 de la FACPCE,
incorporada por la CNV. Dicha norma difiere de las NIIF aprobadas por el IASB en lo que refiere al criterio de contabilización
de las inversiones en compañías subsidiarias, controladas en forma conjunta y asociadas, las cuales se registraron utilizando
el método de la participación (valor patrimonial proporcional) descripto en la NIC 28 "Inversiones en Asociadas", criterio que
difiere con el establecido en la NIC 27.
(Socio)
7
2.2. Resumen de las principales políticas contables
A continuación se describen las principales políticas contables adoptadas en la preparación de los presentes estados
financieros, las cuales se han aplicado de manera uniforme en estos estados financieros.
Las políticas contables han sido aplicadas consistentemente para las entidades del Grupo.
2.2.1. Nuevas normas contables e interpretaciones emitidas por el IASB que son de aplicación efectiva al 31
de diciembre de 2014 y han sido adoptadas por la Sociedad
NIC 32 “Instrumentos financieros – Presentación”
La NIC 32 altera la guía de aplicación en aspectos relativos a la compensación de activos y pasivos financieros.
NIC 36 “Deterioro del valor de los activos”
La NIC 36 modifica los requerimientos de revelación respecto a la determinación del valor de deterioro de los activos, en
caso que el valor recuperable se calcule en base al valor razonable menos costos de disposición.
La aplicación de dicha modificación no implicó nuevas revelaciones.
NIC 39 “Instrumentos Financieros – Reconocimiento y Medición”
La NIC 39 establece la continuación de la contabilidad de coberturas (valor razonable y flujo de efectivo) en caso de
novación a una contraparte central de un derivado designado como instrumento de cobertura como consecuencia de leyes
o regulaciones.
CINIIF 21 “Gravámenes”
La CINIIF 21, trata la contabilización de pasivos relacionados con gravámenes impuestos por el gobierno, de acuerdo con
la legislación.
La aplicación de dicha interpretación no impactó de forma significativa en la situación financiera de la Sociedad.
2.2.2. Nuevas normas contables e interpretaciones emitidas por el IASB que no son de aplicación efectiva al
31 de diciembre de 2014 y no han sido adoptadas anticipadamente por la Sociedad
NIC 1 “Presentación de estados financieros”
En diciembre de 2014, el IASB modificó la NIC 1 “Presentación de estados financieros” incorporando guías para la
presentación de los Estados Financieros y resulta aplicable a los ejercicios anuales iniciados a partir del 1 de enero de
2016, permitiendo su adopción anticipada.
La Sociedad se encuentra analizando el impacto en las revelaciones por la aplicación de dicha modificación.
(Socio)
8
NIC 27 “Estados financieros separados”
En agosto de 2014, el IASB modificó la NIC 27 “Estados financieros separados”, que admite la utilización del método de la
participación como opción en la contabilización de inversiones en subsidiarias, controladas en forma conjunta y asociadas
y resulta aplicable a los ejercicios anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2017, permitiendo su adopción anticipada.
La Sociedad utiliza el método de la participación en la contabilización de inversiones en subsidiarias, controladas en
forma conjunta y asociadas en la preparación de sus estados financieros individuales de conformidad con la Resolución
Técnica N° 26 de la FACPCE, incorporada por la CNV, por lo que, la aplicación de la modificación no impactará en los
resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad.
NIIF 9 “Instrumentos financieros”
En julio 2014, el IASB emitió una nueva versión de la NIIF 9 “Instrumentos financieros” que sustituye a las versiones
emitidas con anterioridad y que establece nuevos requerimientos para la clasificación y medición de activos y pasivos
financieros, aplicable a los ejercicios anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2018, permitiendo su adopción
anticipada.
La Sociedad se encuentra analizando el impacto de la aplicación de la NIIF 9, no obstante, se estima que la aplicación de
la misma no impactará en forma significativa en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la
Sociedad.
NIIF 15 “Ingresos de actividades ordinarias procedentes de contratos con clientes”
En mayo de 2014, el IASB emitió la NIIF 15 “Ingresos de actividades ordinarias procedentes de contratos con clientes”,
que resulta aplicable a los ejercicios anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2017, permitiendo su adopción
anticipada.
Trata los principios para el reconocimiento de ingresos y establece los requerimientos de información sobre la naturaleza,
monto, calendario e incertidumbre de ingresos y flujos de efectivo que surgen de contratos con clientes.
El principio básico implica reconocer ingresos que representen la transferencia de bienes o servicios comprometidos con
clientes a cambio de un importe que refleje la contraprestación a la cual la entidad espera tener derecho.
La Sociedad se encuentra analizando el impacto de la aplicación de la NIIF 15, no obstante, se estima que la aplicación
de la misma no impactará en forma significativa en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la
Sociedad.
Mejoras a las NIIF
En septiembre 2014, el IASB publicó modificaciones a las NIIF que resultan aplicables para los ejercicios iniciados a partir
del 1 de enero de 2016, permitiendo su aplicación anticipada.
La Sociedad se encuentra analizando el impacto de la aplicación de las modificaciones, no obstante, estima que la
aplicación de las mismas no impactará en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad.
2.3. Participación en sociedades
2.3.1. Inversiones en sociedades relacionadas
2.3.1.1. Subsidiarias:
Las subsidiarias son todas las entidades sobre las cuales la Sociedad posee control como consecuencia de su exposición o
derecho a rendimientos variables y su capacidad de influir en los mismos a través de su poder para dirigir las actividades
relevantes, que generalmente se acompañan con una tenencia superior a la mitad de los derechos de voto.
(Socio)
9
La Sociedad utiliza el método de la compra para registrar las adquisiciones de subsidiarias. El costo de la adquisición es
determinado como el valor razonable de los activos transferidos, instrumentos de capital emitidos y deudas asumidas a la
fecha de la adquisición. Los costos directamente atribuibles a la adquisición se imputan en resultados en el momento que
se incurren.
Las adquisiciones de subsidiarias que califiquen como sociedades bajo control común se registran según los lineamientos
descriptos en la nota 2.3.1.4.
Posteriormente, las inversiones en estas compañías se contabilizan según el método del valor patrimonial proporcional,
incrementando o disminuyendo su valor inicial para reconocer la porción que corresponda a la Sociedad en el resultado
obtenido por la entidad participada.
Las políticas contables de las subsidiarias fueron modificadas en la medida en que se ha considerado necesario para
2.3.1.2. Participaciones en acuerdos conjuntos
Un acuerdo conjunto es aquel de naturaleza contractual por el cual dos o más partes mantienen control conjunto. Existe
control conjunto únicamente cuando las decisiones sobre las actividades relevantes requieren el consentimiento unánime
de las partes que comparten control.
Una operación conjunta es el acuerdo conjunto mediante el cual las partes que tienen control conjunto del acuerdo,
tienen derecho a los activos y obligaciones con respecto a los pasivos, relacionados con el acuerdo.
Un negocio conjunto es el acuerdo conjunto mediante el cual las partes que tienen control conjunto tienen derecho a los
activos netos del acuerdo.
2.3.1.2.1. Negocios conjuntos
Las inversiones en negocios conjuntos se registran inicialmente al costo y posteriormente se valúan de acuerdo con el
método de la participación.
Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 la Sociedad posee control conjunto en CIESA. Al 31 de diciembre de 2012 la
Sociedad poseía control conjunto en Distrilec cuya venta se efectivizó el 30 de enero de 2013 (Nota 16.1.1).
Los resultados no trascendidos generados en transacciones entre la Sociedad y las entidades controladas en forma
conjunta se eliminan en proporción a la participación de la Sociedad en dichas sociedades.
Las políticas contables de las entidades controladas en forma conjunta fueron modificadas en la medida en que se ha
considerado necesario para asegurar la consistencia con las políticas contables adoptadas por la Sociedad.
La valuación de las inversiones en negocios conjuntos, cada una de las cuales se considera una UGE, se analiza por
2.3.1.2.2. Operaciones conjuntas y sucursales
La Sociedad reconoce en sus estados financieros los activos, pasivos, ingresos de actividades ordinarias y gastos relativos
a su participación en las operaciones conjuntas en los diferentes consorcios y UTES de exploración y producción de
hidrocarburos.
Las sucursales han sido consolidadas línea por línea.
(Socio)
10
2.3.1.3. Asociadas
Las asociadas son todas las entidades en las cuales la Sociedad posee influencia significativa, que generalmente se
acompaña de una participación entre el 20% y el 50% de los derechos de voto. Las inversiones en asociadas se registran
inicialmente al costo, incluyendo el valor llave reconocido a la fecha de adquisición, y posteriormente se valúan de
acuerdo con el método de la participación.
Los resultados no trascendidos generados en transacciones entre la Sociedad y las asociadas se eliminan en proporción a
la participación de la Sociedad en dichas sociedades.
Las políticas contables de las asociadas fueron modificadas en la medida en que se ha considerado necesario para
La valuación de las inversiones en compañías asociadas, cada una de las cuales se considera una UGE, se analiza por
2.3.1.4. Sociedad bajo control común
Al 31 de mayo de 2012, PELSA era una sociedad controlada por Petrobras Participaciones S.L., con una tenencia directa
del 39,671% y una tenencia indirecta del 19,21% a través de Petrobras Argentina, por lo cual PELSA califica como una
sociedad bajo control común (Nota 16.6).
Las combinaciones de negocios entre sociedades bajo control común se contabilizan considerando el valor de libros de la
sociedad adquirida en la sociedad controlante en última instancia, en este caso, Petrobras Participaciones S.L. La
diferencia entre el precio pagado y el valor de libros mencionado se registra en una partida en el patrimonio ("Otros"
Nota 2.6.8). Los gastos de la operación se imputan a resultados en el período en que se devengan.
2.3.2. Estados financieros utilizados
Para la preparación de los presentes, se han utilizado los estados financieros de las sociedades subsidiarias, bajo control
conjunto y asociadas al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, o bien la mejor información financiera disponible a tales
fechas, adaptados a igual período de tiempo respecto de los estados financieros de la Sociedad. Asimismo, han sido
considerados los ajustes para adaptar los criterios de medición a los de la Sociedad.
2.4. Conversión de operaciones
A continuación se exponen las principales consideraciones relacionadas con la conversión de operaciones de moneda
funcional distinta de la moneda de presentación.
2.4.1. Moneda funcional y de presentación
Las cifras incluidas en los estados financieros correspondientes a las distintas entidades componentes del Grupo fueron
medidas utilizando su moneda funcional, es decir, la moneda del ambiente económico primario en el que dicha entidad
opera.
La moneda funcional y la de presentación de los estados financieros de Petrobras Argentina es el peso. Los presentes
estados financieros han sido preparados bajo la convención del costo histórico en moneda nominal establecido en las NIIF,
criterio aplicable para economías no hiperinflacionarias.
En este sentido, los estados financieros han sido preparados de acuerdo a la NIC 29.
(Socio)
11
2.4.2. Saldos y transacciones
Las transacciones en moneda extranjera se convierten a la moneda funcional usando los tipos de cambio prevalecientes a
la fecha de la transacción o valuación cuando los ítems son remedidos.
Las ganancias y pérdidas de cambio resultantes de la cancelación de dichas operaciones o de la medición al cierre del
ejercicio de los activos y pasivos monetarios denominados en moneda extranjera se reconocen en el Estado de Resultados
Individual, excepto por coberturas de flujo de efectivo o de inversión neta que califiquen para su exposición como “Otros
resultados integrales”.
2.4.3. Subsidiarias y asociadas
Los resultados y posición financiera de las subsidiarias y asociadas que tienen moneda funcional distinta de la moneda de
presentación del Grupo se convierten a moneda de presentación de la siguiente manera al cierre de cada ejercicio:
-
los activos y pasivos son trasladados a los tipos de cambio de cierre;
los resultados son trasladados a los tipos de cambio transaccional.
Los resultados por conversión a moneda funcional de dichas operaciones son reconocidos en el Estado de Resultados
Consolidado en la cuenta “Resultados financieros”.
Los resultados por conversión de moneda funcional a moneda de presentación de dichas operaciones son reconocidos en
“Otros resultados integrales”. Cuando se vende o se dispone de una inversión, en todo o en parte, dichos “Otros
resultados integrales” son reclasificados al Estado de Resultados Consolidado como parte del resultado por la venta o
disposición.
2.5. Información por segmentos
La Sociedad ha adoptado la NIIF 8 – Información por segmentos, que establece que son segmentos de negocios aquellos
identificados sobre la base de informes internos con respecto a los componentes de la Sociedad revisados regularmente por
el Directorio, principal tomador de decisiones operacionales, para asignar recursos y evaluar su desempeño.
En la segmentación la Sociedad considera las transacciones realizadas con terceros y las operaciones intersegmentos, las
cuales son valuadas según precios internos de transferencia definidos entre los segmentos, con metodologías de verificación
basadas en parámetros de mercado.
La Sociedad concentra sus negocios primariamente en el sector de la energía, básicamente a través de sus actividades
vinculadas a la exploración y producción de petróleo y gas, refinación y distribución, petroquímica y gas y energía. En
relación a ello, ha identificado los siguientes segmentos de negocios:
(a) Exploración y Producción de Petróleo y Gas, integrado por las participaciones en áreas de petróleo y gas y por las
inversiones en Oleoductos del Valle S.A., OCP, las participaciones directas e indirectas en las empresas mixtas en Venezuela
y PELSA, sociedad consolidada a partir del 1 de junio de 2012 (Nota 16.5).
(b) Refinación y Distribución, integrado por las operaciones propias en la refinería de Bahía Blanca y la red de estaciones
de servicio asociada, por la participación en Refinería del Norte S.A. y por la comercialización del petróleo producido en
Argentina, el cual es transferido a precios de mercado desde el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas.
(c) Petroquímica, integrado por las operaciones propias de estirénicos desarrolladas en la planta de Argentina.
(d) Gas y energía, integrado por las operaciones propias de comercialización del gas producido en Argentina y de los
líquidos obtenidos del procesamiento del gas, por las actividades de servicios de brokerage de gas y GLP, por la participación
en TGS, por las actividades de generación de electricidad de la Central Térmica Genelba y de la represa hidroeléctrica Pichi
Picún Leufú y por la participación accionaria en Enecor. El ejercicio 2012 incluye la participación accionaria en Edesur, a
través de su sociedad controlante Distrilec, cuya venta se efectivizó el 30 de enero de 2013 (Nota 16.1.1).
(Socio)
12
Los líquidos obtenidos del procesamiento del gas y del petróleo son producidos en los segmentos de negocio de Exploración y
Producción de Petróleo y Gas, de Refinación y Distribución y de Petroquímica. Hasta el ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de 2013, la comercialización de estos productos era realizada en el segmento de Gas y Energía, y a partir del 1° de
enero de 2014, dicha comercialización se descentralizó en cada uno de los segmentos en los cuales se producen.
(e) Los activos y los resultados operativos correspondientes a la Estructura Central, los no identificables a algún segmento
de negocios y las eliminaciones intersegmentos se exponen conjuntamente.
En la Estructura Central se incluyen gastos comunes a los distintos segmentos de negocio, entre otros, gastos de
administración, impuesto a las transacciones bancarias, intereses de pasivos financieros e impuesto a las ganancias, que son
incurridos por la Sociedad en el desarrollo normal de sus operaciones y que por economía del control se administran desde la
Estructura Central y no se reapropian entre los segmentos operativos.
2.6. Criterios de medición
Los principales criterios de medición utilizados en la preparación de los presentes estados financieros son los siguientes:
2.6.1 Instrumentos financieros
2.6.1.1. Clasificación de activos financieros
La Sociedad clasifica sus activos financieros en las siguientes categorías:
Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados
Dentro de esta categoría se incluyen aquellos activos financieros adquiridos para su negociación o venta en un corto plazo
o si son así designados por la Gerencia. Los beneficios y las pérdidas procedentes de las variaciones en el valor razonable
se incluyen en los resultados del ejercicio.
La Sociedad posee dentro de esta categoría fondos comunes de inversión, los cuales se valúan al valor de las cuotas parte
al cierre de cada ejercicio.
Préstamos y créditos
Los préstamos y créditos son instrumentos financieros con pagos fijos o determinables que no se cotizan en un mercado
activo. Estos instrumentos inicialmente se reconocen al valor razonable más cualquier costo de transacción directamente
atribuible. Posteriormente al reconocimiento inicial, los préstamos y créditos se valorizan al costo amortizado usando el
método de interés efectivo, menos las pérdidas por deterioro.
La Sociedad posee dentro de esta categoría certificados de depósito, colocaciones en sociedades integrantes del grupo
económico, otras inversiones, créditos por ventas, otros créditos, deudas comerciales y préstamos.
2.6.1.2. Desvalorización de activos financieros
La Sociedad determina a cada fecha de cierre de los estados financieros si existe evidencia objetiva de disminución de
valor de un activo financiero o un grupo de activos financieros, y en caso afirmativo registra su desvalorización en el
resultado del ejercicio.
En los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, los cargos por desvalorización de activos
financieros corresponden a la previsión para incobrables indicada en Nota 14.
(Socio)
13
2.6.1.3. Efectivo y equivalentes de efectivo:
El efectivo y equivalentes de efectivo incluye caja, depósitos a la vista en bancos y otras inversiones a corto plazo
altamente líquidas con vencimiento original a tres meses o menos.
Los adelantos en cuenta corriente se exponen dentro de “Préstamos” en el pasivo corriente en el Estado de Situación
Financiera Individual.
2.6.1.4. Créditos por ventas y deudas comerciales:
Los créditos por ventas se reconocen inicialmente a su valor razonable y se valúan posteriormente a su costo amortizado,
utilizando el método del interés efectivo, neto de la previsión por desvalorización, en caso de corresponder.
En el caso de créditos por venta, otros créditos, otras inversiones de largo plazo, deudas comerciales y otras deudas, se
estima que el costo amortizado se aproxima a su valor razonable. Asimismo, el valor razonable de las deudas bancarias y
financieras corrientes no difiere significativamente de su valor de libros al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012.
Se constituye una previsión por desvalorización de créditos por ventas cuando existe evidencia objetiva de que la
Sociedad no podrá cobrar todos los montos adeudados de acuerdo con los vencimientos originales de los créditos. Para
constituir dicha previsión, la Sociedad se basa en la evaluación de distintos factores, incluyendo el riesgo crediticio de los
clientes, tendencias históricas y otra información relevante. Dicha evaluación podría requerir ajustes futuros, si las
condiciones económicas difirieran sustancialmente de los supuestos considerados al realizarlas. El monto de la previsión
es la diferencia entre el valor de libros del activo y el valor presente del flujo de fondos futuro estimado, descontado a la
tasa de interés efectiva. El valor del activo se expone neto de la previsión registrada, de corresponder. El cargo por la
previsión se reconoce en el resultado del ejercicio y se expone en “Gastos de administración y comercialización”.
Las deudas comerciales son reconocidas inicialmente a su valor razonable y subsiguientemente valuados a costo
amortizado utilizando el método del interés efectivo.
2.6.1.5. Contabilización de instrumentos financieros derivados
Los instrumentos financieros derivados son contabilizados a su valor razonable, determinado sobre la base del valor en
efectivo a cobrar o pagar necesario para cancelar el instrumento a la fecha de medición, neto de los anticipos cobrados o
pagados.
Los cambios en la medición contable de los instrumentos derivados designados como cobertura de riesgos de flujos de
efectivo, que se hayan determinado como una cobertura eficaz, se reconocen en el Patrimonio en el rubro “Otros
Resultados Integrales”. Los cambios en la medición contable de los instrumentos derivados que no califican para la
contabilidad de cobertura se reconocen en el Estado de Resultados Individual, en el rubro “Resultados financieros”.
Se considera que una cobertura es eficaz cuando en su origen, como en el resto de la vida de la misma, sus cambios
compensan entre un ochenta y un ciento veinticinco por ciento los cambios en el sentido contrario del ítem o partida
cubierta. En tal sentido, la Sociedad excluye el componente específico atribuido al valor tiempo de una opción en la
medición de la efectividad de los instrumentos derivados que califican para la contabilidad de cobertura.
La contabilidad de cobertura cesa en cualquiera de los casos siguientes: a) el instrumento de cobertura vence o ha sido
cancelado; b) la operación de cobertura deja de ser efectiva; o c) la transacción proyectada no tenga alta probabilidad
de ocurrencia. En tal caso, los resultados originados en el instrumento de cobertura que se hubieran imputado en el
Patrimonio, permanecen individualizados allí, hasta que ocurra la transacción comprometida o prevista, en el caso de los
incisos a) y b), y se imputan a resultados en el caso del inciso c).
Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, la Sociedad no mantenía instrumentos financieros derivados relevantes, no
existiendo cargos significativos a resultados por esta clase de operaciones en los ejercicios finalizados en esas fechas.
(Socio)
14
2.6.1.6. Préstamos:
Los préstamos han sido valuados inicialmente al valor razonable neto de los costos incurridos de la transacción. En
períodos posteriores, los préstamos se valúan al costo amortizado. Las diferencias entre el producido (neto de los costos
de transacción) y el valor de rescate se registran en el Estado de Resultados Individual durante la vigencia de los
préstamos por el método de interés efectivo.
Los préstamos se clasifican como pasivo corriente salvo que la Sociedad tenga derecho de diferir el pago del pasivo
durante al menos 12 meses posteriores a la fecha de los estados financieros.
2.6.2. Otros créditos y otras deudas:
Los restantes créditos y deudas han sido valuados inicialmente a su valor razonable y con posterioridad a su costo
amortizado utilizando el método del interés efectivo. Asimismo, en “Otros créditos” se incluyen anticipos a proveedores
valuados en función a las sumas de dinero entregadas.
2.6.3. Inventarios:
Bajo este rubro se incluyen stock de petróleo crudo, materias primas y materiales y productos en proceso y terminados
correspondientes a los negocios de Refinación y Distribución, Petroquímica y Gas y Energía.
Los inventarios se valúan al costo de adquisición o valor neto de realización, el que resulte menor. El costo se determina
por el método precio promedio ponderado (PPP). El costo de los inventarios incluye los gastos incurridos en su adquisición
y producción, y otros costos necesarios para llevarlos a su condición y locación actual. En el caso de los productos
manufacturados y la producción en proceso, el costo incluye una porción de los costos indirectos de producción,
excluyendo cualquier capacidad ociosa.
El valor neto de realización es el precio de venta estimado en el giro normal de los negocios, menos los costos estimados
de finalización y los costos estimados para efectuar la venta.
La evaluación del valor recuperable se realiza al final del ejercicio, registrando con cargo a resultados la oportuna
corrección de valor cuando los mismos se encuentran sobrevaluados.
2.6.4. Propiedad, planta y equipos:
2.6.4.1. Criterio general
La propiedad, planta y equipos, con las excepciones indicadas a continuación, ha sido valuada siguiendo el modelo del
costo. Las erogaciones posteriores al reconocimiento original del activo se incorporan como un componente del mismo
sólo si éstas constituyen una mejora y sea probable que el activo genere ingresos netos de fondos en exceso de los
originalmente previstos, o bien si corresponden a tareas de mantenimiento mayores que permitan recuperar la capacidad
de servicio del activo para su uso continuo, en la medida que: (i) sean atribuidas al reemplazo de componentes del
activo, (ii) que la vida útil de estos componentes haya sido calculada en función a su propio desgaste o agotamiento y
(iii) que sea probable que como consecuencia de la erogación fluyan beneficios económicos futuros.
El costo de las obras en curso cuya construcción se prolonga en el tiempo incluye, de corresponder, los costos financieros
devengados por la financiación con capital de terceros y los costos asociados al proceso de puesta en marcha, de los
cuales se ha deducido cualquier ganancia que se obtuviera en el transcurso de dicho proceso por la venta de producciones
que tuvieran valor comercial. En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 no se registraron
activaciones de costos financieros.
La propiedad, planta y equipos correspondientes a las operaciones del exterior han sido convertidos a su moneda
funcional a los tipos de cambio históricos, y luego han sido trasladados a pesos a los tipos de cambio de cierre.
(Socio)
15
2.6.4.2. Actividades de exploración y producción de petróleo y gas
La Sociedad utiliza el método del esfuerzo exitoso para contabilizar las operaciones relacionadas con las actividades de
exploración y producción de petróleo y gas. Bajo este método son activados: i) los costos de adquisición de propiedades
en áreas de producción y exploración de petróleo y gas; ii) los costos de perforación y equipamiento de pozos
exploratorios que resultan descubridores de reservas económicamente explotables; iii) los costos de perforación y
equipamiento de pozos de desarrollo y iv) los costos futuros estimados de abandono y taponamiento.
De acuerdo con el método del esfuerzo exitoso, los costos de exploración, excluidos los costos de los pozos exploratorios,
se imputan a resultados durante el período en que se realizan los mismos. Los costos de perforación de los pozos
exploratorios son activados hasta que se determine si existen reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial.
Si no se encuentran tales reservas, los mencionados costos de perforación se imputan a resultados. Ocasionalmente, un
pozo exploratorio puede determinar la existencia de reservas, pero las mismas pueden no ser clasificadas como probadas
cuando la perforación es completada. En esos casos dichos costos continúan activados en la medida en que el pozo
hubiera encontrado suficiente cantidad de reservas para justificar su completamiento como pozo productor y que la
compañía estuviera haciendo progresos suficientes en la evaluación económica y operativa de la viabilidad del proyecto.
Los costos futuros estimados de abandono y taponamiento de pozos en las áreas de hidrocarburos, descontados a una tasa
corriente, son capitalizados junto a los activos que le dieron origen, y son depreciados utilizando el método de unidades
de producción. Adicionalmente, un pasivo es reconocido por dicho concepto al valor estimado de las sumas a pagar
descontadas.
2.6.4.3. Depreciaciones
La Sociedad deprecia los pozos productores, las maquinarias y los campamentos correspondientes a las áreas de
producción de petróleo y gas, utilizando el método de unidades de producción, mediante la aplicación de la relación
entre el petróleo y el gas producido, y las reservas de petróleo y gas probadas y desarrolladas estimadas. El costo de
adquisición de propiedades con reservas probadas se deprecia mediante la aplicación de la relación entre el petróleo y
gas producido y las reservas de petróleo y gas probadas estimadas. La propiedad minera vinculada a reservas no probadas
ha sido valuada al costo, examinándose periódicamente su recuperabilidad en base a las estimaciones geológicas y de
ingeniería de las reservas posibles y probables que se espera probar en el plazo de cada concesión.
Para la depreciación del resto de la propiedad, planta y equipos se utiliza el método de la línea recta, en función de la
vida útil estimada del mismo, según el siguiente detalle:
El método de depreciación es revisado a cada cierre de ejercicio. Si las expectativas difieren de las estimaciones previas,
los ajustes se realizan prospectivamente, de corresponder.
Petrobras Argentina deprecia, utilizando el método de la línea recta, cada parte significativa que compone una unidad de
propiedad, planta y equipos no relacionada a áreas de producción de petróleo y gas que: (i) puede ser identificada como
un componente independiente con un costo significativo en relación al valor total de la unidad, y (ii) tiene una vida útil
operativa que difiere de otra parte significativa de la misma unidad de propiedad, planta y equipos.
(Socio)
16
2.6.4.4. Deterioro del valor de la propiedad, planta y equipos
El valor registrado de propiedad, planta y equipos no supera el valor recuperable de los mismos. La Dirección de la
Sociedad evalúa su recuperabilidad cuando hechos o cambios en las circunstancias (incluyendo disminuciones
significativas en los valores de mercado de los bienes, en los precios de los principales productos que comercializa la
Sociedad o en sus reservas de petróleo y gas, como así también cambios en el marco regulatorio en que se desarrollan sus
operaciones, incrementos significativos en los costos operativos, o evidencias de obsolescencia o daño físico) pudieran
indicar que el valor de un activo o de una UGE puede ser no recuperable. El valor contable de un activo es ajustado a su
valor recuperable en caso que exceda dicho valor.
Normativamente, se entiende como valor recuperable al mayor importe entre el valor razonable menos costos de venta y
el valor de utilización económica, definido éste como la suma de los flujos netos de los fondos descontados esperados
que deberían surgir del uso de los bienes y de su eventual disposición final. A tales efectos se consideran, entre otros
elementos, las premisas que representen la mejor estimación que la Dirección hace de las condiciones económicas que
existirán durante la vida útil de los activos.
En particular, la tasa usada para el descuento de los flujos de fondos es la que mide la WACC. Para cada activo o UGE se
determinó una WACC específica que considera el segmento de negocio y el país donde se desarrollan las operaciones.
En períodos posteriores a la registración de la desvalorización, se analiza la pertinencia de su reversión en la medida
que se verifiquen cambios en las estimaciones efectuadas para determinar los valores recuperables. En tal caso, la
medición contable del activo o UGE se eleva al menor importe entre: a) la medición contable que el activo o unidad
generadora de efectivo hubiera tenido si nunca se hubiese reconocido la pérdida por desvalorización; y b) su valor
recuperable.
Al 31 de diciembre de 2012 no se registró desvalorizaciones de propiedad, planta y equipos.
2.6.5. Pasivos por costos laborales:
Los pasivos por costos laborales se devengan en el período de tiempo en el cual los empleados hayan prestado el servicio
que le da origen a tales contraprestaciones.
El costo de los planes de contribuciones definidas es reconocido periódicamente, conforme las contribuciones que realiza
Petrobras Argentina.
A los efectos de hacer una estimación confiable del costo estimado de los planes de beneficios definidos se han utilizado
supuestos actuariales, respecto a las variables demográficas y financieras que influyen en la determinación del monto de
tales beneficios. El importe reconocido como pasivo por tales beneficios representa la suma del valor presente de la
obligación y del valor corriente de los activos del plan, con los cuales se cancelarán directamente las obligaciones.
Las ganancias y pérdidas actuariales con impacto son reconocidas en “Otros resultados integrales” y los costos de
servicios prestados en el pasado en el resultado del ejercicio.
(Socio)
17
2.6.6. Cargas fiscales
2.6.6.1. Impuesto a las ganancias:
El cargo por impuesto a las ganancias del ejercicio comprende el impuesto corriente y el diferido. El impuesto es
reconocido en el Estado de Resultados Individual, excepto en los casos que se relacione con partidas reconocidas en el
Estado de Resultados Integrales Individual. En este caso, el impuesto es también reconocido en dicho estado.
El cargo por impuesto a las ganancias corriente se calcula sobre la base de las leyes impositivas vigentes o en curso de
promulgación a la fecha de cierre del ejercicio en los países en los que operan la Sociedad y sus subsidiarias y que
generan ganancia imponible. La gerencia evalúa en forma periódica las posiciones tomadas en las declaraciones juradas
de impuestos con relación a las situaciones en las cuales la legislación impositiva está sujeta a alguna interpretación y
establece previsiones cuando es apropiado.
Para contabilizar el cargo por impuesto diferido se utiliza el método del pasivo, que establece la determinación de
activos o pasivos impositivos diferidos basados en las diferencias temporarias determinadas entre las mediciones
contables e impositivas de activos y pasivos. Las diferencias temporarias determinan saldos activos o pasivos de
impuestos cuando su reversión futura disminuya o aumente los impuestos determinados, sin perjuicio de las
compensaciones de importes que sean pertinentes. Cuando existen quebrantos impositivos no utilizados susceptibles de
deducción de ganancias impositivas futuras, se reconoce un activo por impuesto diferido, pero sólo en la medida en que
su utilización sea probable.
Los activos y pasivos diferidos son medidos a la tasa impositiva que se espera se le apliquen en el período en el que el
activo se realice o el pasivo se cancele, basado en las alícuotas y legislaciones vigentes o en curso de promulgación a la
fecha de cierre.
Los activos y pasivos por impuesto diferido se compensan por sociedad cuando existe un derecho legalmente exigible de
compensar los activos y pasivos impositivos corrientes y cuando el impuesto a las ganancias diferido está asociado a la
misma autoridad fiscal.
Los activos y pasivos por impuesto diferido han sido valuados a su valor nominal.
Las tasas del impuesto a las ganancias utilizadas al cierre del ejercicio en Argentina y Bolivia son del 35 y 25%,
respectivamente. Adicionalmente, los pagos de rentas de fuente boliviana efectuados a beneficiarios fuera de Bolivia,
están sujetos a la retención y pago del impuesto a las utilidades de las empresas beneficiarias del exterior a una tasa del
12,5%.
2.6.6.2. Impuesto a la ganancia mínima presunta:
En Argentina el impuesto a la ganancia mínima presunta es complementario del impuesto a las ganancias, dado que
mientras este último grava la utilidad impositiva del ejercicio, el impuesto a la ganancia mínima presunta constituye una
imposición mínima que grava la renta potencial de ciertos activos productivos a la tasa del uno por ciento, de modo que
la obligación fiscal de la Sociedad coincidirá con el mayor de ambos impuestos. Sin embargo, si el impuesto a la ganancia
mínima presunta excede en un ejercicio fiscal al impuesto a las ganancias determinado, dicho exceso podrá computarse
como pago a cuenta de cualquier excedente del impuesto a las ganancias sobre el impuesto a la ganancia mínima
presunta que pudiera producirse en cualquiera de los diez ejercicios siguientes.
En los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, el cargo por impuesto a las ganancias resultó
superior al impuesto a la ganancia mínima presunta determinado, por lo cual la Sociedad contabilizó únicamente el cargo
correspondiente al impuesto a las ganancias.
(Socio)
18
2.6.6.3. Regalías hidroeléctricas:
Por la explotación del Complejo Hidroeléctrico Pichi Picún Leufú la Sociedad abona a partir del año 2002 regalías
hidroeléctricas del 1%, crecientes a razón de una escala del 1% anual hasta alcanzar una alícuota máxima del 12% del
importe que resulte de aplicar a la energía vendida la tarifa correspondiente a la venta en bloque, en función de los
términos del artículo 43 de la Ley N° 15.336, modificada por la Ley N° 23.164. Asimismo, la Sociedad paga mensualmente
al Estado Nacional, en carácter de canon por el uso de la fuente, el 0,5% de la suma prevista para el cálculo de la regalía
hidroeléctrica mencionada precedentemente.
2.6.6.4. Regímenes de retención a las exportaciones de hidrocarburos:
La Ley N° 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario estableció la creación de un régimen de
retenciones a las exportaciones de hidrocarburos por cinco años, a partir del 1 de marzo de 2002, el cual fue prorrogado
por cinco años más por la Ley N° 26.217. El efecto de tales retenciones se deduce de los respectivos precios de venta.
Petróleo crudo y derivados
Con efectos a partir de noviembre de 2007, la Resolución N° 394/07 del Ministerio de Economía y Producción estableció
una nueva metodología de cálculo de las retenciones a las exportaciones de petróleo crudo y equiparó el tratamiento de
ciertos productos derivados de su procesamiento con el aplicable al petróleo crudo. La modificación indicada implica la
aplicación de un derecho de exportación variable según una fórmula que contempla el precio internacional del crudo y un
valor de corte por producto. Conforme a esta metodología, cuando el precio internacional del petróleo crudo supere los
USD 60,90 por barril, para las exportaciones de petróleo crudo se fija una alícuota de retenciones creciente que
determina para una calidad de crudo estándar un ingreso tope de USD 42 por barril. Si el precio internacional varía entre
USD 45 y USD 60,90 por barril, la retención aplicable es del 45%. El mismo criterio se aplica a las exportaciones de los
productos derivados, tales como naftas, fuel oil y aceites lubricantes, para los que se definieron distintos valores de corte
y de referencia. Con fecha 3 de enero de 2013 el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, mediante Resolución N°
01/2013, procedió a modificar la metodología para el cálculo de las retenciones a las exportaciones de petróleo crudo
incrementando el valor de referencia a USD 80 por barril y el valor de corte a USD 70 por barril.
En octubre 2014, mediante Resolución N° 803/14, el Ministerio de Economía y Finanzas modificó la alícuota de
retención a la exportación de hidrocarburos conforme a un cuadro de precios y alícuotas determinado, con porcentajes
entre el 10% y el 13%.
A partir del 1 de enero de 2015 entró en vigencia la Resolución N° 1077/14 del Ministerio de Economía y Finanzas
Publicas, que deroga la Resolución N° 394/2007 y su modificatoria la Resolución N° 803/14. Estableciendo que cuando el
Precio Internacional sea menor a USD 71 por barril la alícuota de retención a aplicar será del 1% y si el Precio
Internacional es mayor o igual a USD 71 por barril, en dicha Resolución se aplicará una alícuota de retención creciente.
Gas natural
En marzo de 2008 el Ministerio de Economía y Producción dictó la Resolución N° 127/08, que en lo relativo al gas natural
modificó la Resolución N° 534/2006, la cual establecía una alícuota del 45% sobre el precio de importación del gas de
Bolivia, fijando una retención del 100% sobre las exportaciones de gas natural, considerando como base de valoración el
precio más alto establecido para esta mercadería en los contratos de importación de gas natural a la Argentina aplicables
en cada momento. Asimismo, dicha resolución extendió para el GLP la metodología de cálculo aplicable a las retenciones
sobre las exportaciones de petróleo crudo.
2.6.6.5 Régimen cambiario – Obligatoriedad de ingreso de divisas del 100 % para exportaciones de crudo y
derivados.
El Decreto N° 1.722/2011 del 25 de octubre de 2011 restableció la obligatoriedad de ingreso y negociación en el mercado
de cambios, de la totalidad de divisas generadas por operaciones de exportación de crudo y derivados, gas natural y gases
licuados.
El presente decreto obliga a Petrobras Argentina a liquidar el 100% de las divisas generadas por todas sus exportaciones
de bienes y servicios.
(Socio)
19
2.6.6.6 Nuevas regulaciones a la actividad hidrocarburífera en Argentina.
En mayo de 2012, se sancionó la Ley N° 26.741 que declara de interés público nacional y como objetivo prioritario de la
República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación,
industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos. Asimismo se declara de utilidad pública y sujeto a
expropiación el cincuenta y un por ciento (51%) del patrimonio de YPF S.A. y Repsol YPF Gas S.A.
En julio de 2012, mediante el Decreto N° 1.277 se aprueba la reglamentación de la Ley N° 26.741 y se dicta el
Reglamento de Soberanía Hidrocarburífera de la República Argentina, el cual dispuso la creación de la Comisión de
Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (la “Comisión”), dependiente
de la Secretaría de Política Económica y Planificación de Desarrollo del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, como
así también el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (el “Registro”). El Decreto N° 1.277/12 estableció la
obligación por parte de las compañías de la industria del petróleo y gas de Argentina de presentar a la Comisión un plan
anual de inversiones de exploración y explotación. La Comisión a su vez está obligada a diseñar un Plan Nacional de
Inversiones Hidrocarburíferas, que buscará la maximización de inversiones y la sustentabilidad de la industria en el corto,
medio y largo plazo. Asimismo se derogan artículos de los Decretos N° 1.055/89, N°1.212/89 y N° 1.589/89 que se
referían a la libre disponibilidad de los hidrocarburos producidos en áreas de concesión otorgadas, la libre
comercialización en el mercado interno y externo, y la libertad de precios.
La Sociedad ha cumplido con los requerimientos de información solicitados.
En febrero de 2013, mediante la Resolución N° 1/2013, la Comisión creó el “Programa de Estímulo a la Inyección
Excedente de Gas Natural”, en el que pueden participar las empresas inscriptas en el Registro. La participación se
realizará mediante la presentación de proyectos para incrementar el volumen total de gas natural a ser inyectado en el
mercado interno durante el período propuesto. Una vez que el proyecto se implemente, se establece: a) una
compensación para la inyección excedente en base a un precio de 7,5 USD / MBTU y b) una multa en el caso de que la
compañía, dentro de un determinado plazo, no haya logrado el aumento de los volúmenes de producción comprometido.
Con el objetivo de desarrollar los yacimientos de gas en Argentina, la Sociedad formalizó las presentaciones requeridas
para la calificación de la Resolución N°1/2013 y hasta el momento la Comisión no se ha expedido.
A su vez, en noviembre de 2013, mediante la Resolución N° 60/2013, la Comisión crea el “Programa Estímulo a la
Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”. Los productores tienen hasta el 31 de marzo de 2014
para presentar su Proyecto que contribuya al incremento de niveles de producción de gas natural. El mismo está
destinado a empresas sin producción previa, o un tope de 3,5 MMm3/día, con incentivos de precios ante aumentos de
producción, y penalidades de importación de GNL ante incumplimiento de volúmenes comprometidos. Asimismo, aquellas
empresas que fueran beneficiarias del Programa mencionado en el párrafo precedente y reunieran las condiciones
correspondientes, puedan solicitar el cese de su participación en aquel programa y su incorporación en el presente.
En Octubre de 2014 fue dictada la Ley N° 27.007 modificatoria de la Ley Nacional de Hidrocarburos N° 17.319 mediante
la cual, entre otras cosas, se definió y reguló la exploración y explotación de hidrocarburos en objetivos no
convencionales, se reformó el régimen de prórroga de concesiones, se fijó un régimen de regalías especiales, un régimen
de promoción a las inversiones hidrocarburíferas y se prohibió la creación de áreas reservadas a favor de entidades o
empresas públicas o con participación del estado. Además, entre sus disposiciones transitorias, otorgó 90 días para la
conclusión de las negociaciones por la extensión de concesiones que estuvieran en curso.
2.6.7. Provisiones
Las provisiones se reconocen contablemente cuando: a) la Sociedad tiene una obligación presente (ya sea legal o
asumida) como resultado de un hecho pasado; b) es probable que una salida de recursos será necesaria para cancelar tal
obligación, y c) puede hacerse una estimación confiable del importe de la obligación.
(Socio)
20
Las provisiones se miden al valor actual de los desembolsos que se espera que sean necesarios para liquidar la obligación
teniendo en cuenta la mejor información disponible en la fecha de preparación de los estados financieros y en base a
premisas y métodos considerados apropiados. Las estimaciones son revisadas y ajustadas periódicamente, a medida que
la Sociedad obtiene información adicional. La tasa de descuento utilizada para determinar el valor actual refleja las
evaluaciones actuales del mercado, a la fecha del balance, del valor temporal del dinero, así como el riesgo específico
relacionado con el pasivo en particular.
2.6.8. Cuentas de patrimonio:
Las partidas de patrimonio han sido preparadas de acuerdo con las normas contables anteriores a la aplicación de IFRS,
excepto por lo mencionado en Resultados no asignados. La registración de movimientos del mencionado rubro se realizó
de acuerdo con las decisiones asamblearias, normas legales o reglamentarias oportunamente tomadas.
Capital social
Está formado por los aportes efectuados por los accionistas representados por acciones y la capitalización de resultados
no asignados, y comprende a las acciones en circulación a su VN.
Ajuste del capital
Las cuentas componentes del capital social se reexpresaron en moneda homogénea según principios de contabilidad
generalmente aceptados anteriores a la aplicación de IFRS. La cuenta Capital social se ha mantenido a su valor nominal y
el ajuste derivado de dicha reexpresión monetaria se expone en la cuenta Ajuste del capital.
El Ajuste del capital no es distribuible en efectivo ni en bienes, pero se permite su capitalización mediante la emisión de
acciones liberadas. Asimismo, esta partida es aplicable para cubrir pérdidas acumuladas, de acuerdo con el orden de
absorción que se indica en el apartado “Resultados no asignados”.
Prima por fusión
La cuenta Prima por fusión se generó principalmente en enero de 2005, como consecuencia de la fusión por absorción de
las sociedades Eg3, PAR y Petrolera Santa Fe, por la cual se incorporaron al patrimonio de la Sociedad todos los activos,
pasivos, derechos y obligaciones de las sociedades incorporadas y se emitieron acciones de la Sociedad en función de la
relación de canje aprobada.
Prima por venta de acciones propias
La cuenta Prima por venta de acciones propias se generó hasta el ejercicio 2010, como consecuencia de la venta de
acciones propias de la Sociedad, con valores venta superiores a sus costos de adquisición.
Durante el tercer trimestre de 2010, y dando cumplimiento a los plazos y condiciones previstas en el artículo 220 de la
LSC, la Sociedad enajenó estas acciones propias mediante el procedimiento de oferta preferente establecido en los
artículos 221 y 194 de la LSC, y la posterior enajenación al Fideicomiso Optimum Petrobras del remanente de acciones de
la Sociedad.
Reserva legal
De acuerdo con las disposiciones legales vigentes, la Sociedad debe efectuar una reserva legal no inferior al 5% del
resultado positivo surgido de la sumatoria algebraica del resultado del ejercicio, los ajustes de ejercicios anteriores, las
transferencias de otros resultados integrales a resultados acumulados y las pérdidas acumuladas de ejercicios anteriores,
hasta alcanzar el 20% de la suma del Capital social y el saldo de la cuenta Ajuste del capital.
(Socio)
21
Reserva para futuras inversiones
específico para constituir una Reserva especial cuyo objetivo es desarrollar las actividades de inversión de la Sociedad,
las cuales están focalizadas en el negocio exploración y producción de petróleo y gas.
Reserva para futuros dividendos
específico para constituir una Reserva para futuros dividendos. Adicionalmente, la Asamblea de Accionistas facultó al
Directorio de la Sociedad para determinar la cuantía y oportunidad de su distribución hasta la fecha de la Asamblea
Ordinaria de Accionistas que trate el cierre de ejercicio correspondiente.
En la cuenta Otros resultados integrales se incluyen los resultados generados por la conversión de las operaciones en el
moneda extranjera, netas de las diferencias de cambio originadas por el endeudamiento de la Sociedad denominado en
moneda extranjera designado como cobertura de dichas operaciones, las ganancias y pérdidas actuariales
correspondientes a los planes de beneficios definidos y sus correspondientes efectos impositivos (Nota 25).
Hasta diciembre de 2012, comprende a las ganancias o pérdidas acumuladas sin asignación específica, que siendo
positivas pueden ser distribuidas mediante decisión de la Asamblea de Accionistas, en tanto no estén sujetas a
restricciones legales, como la mencionada en el apartado “Reserva legal”.
Comprende el resultado de ejercicios anteriores que no fueron distribuidos, los importes transferidos de otros resultados
integrales y los ajustes de ejercicios anteriores por efecto de aplicación de las NIIF.
La Resolución General N° 593/2011 de la CNV estableció que las Asambleas de Accionistas que consideren estados
contables cuya cuenta Resultados no asignados arroje resultados positivos, deberán adoptar una resolución expresa en
cuanto a su destino, ya sea como distribución en forma de dividendos, capitalización, constitución de reservas o una
eventual combinación de tales dispositivos. La Asamblea de Accionistas de la Sociedad dio cumplimiento a lo indicado
precedentemente en su reunión del 29 de marzo de 2012 (Nota 25).
Distribución de dividendos
La distribución de dividendos en efectivo se reconoce como un pasivo en los estados financieros del Grupo en el ejercicio
en el cual resultan aprobados por los accionistas de la Sociedad.
Otras partidas de Patrimonio
La cuenta “Otros” corresponde al importe generado la adquisición de PELSA (nota 12.6), operación definida como una
combinación de negocios de sociedades bajo control común, que afectó los resultados acumulados en (693), determinado
como la diferencia entre el valor de libros de los activos y pasivos a la fecha de la transacción y el valor pagado. El saldo
de esta partida disminuye el total distribuible de los resultados acumulados.
2.6.9. Resultados por acción básico y diluido:
La ganancia básica por acción se ha obtenido dividiendo la cifra del resultado del ejercicio entre la media ponderada de
acciones ordinarias en circulación durante el ejercicio.
La ganancia diluida por acción coincide con la ganancia básica, dado que la Sociedad no posee acciones preferidas ni
deuda convertible en acciones, que pueda diluir este resultado.
(Socio)
22
2.6.10. Reconocimiento de ingresos:
Los ingresos por la venta de petróleo crudo, gas natural, productos petroquímicos y refinados se reconocen cuando los
productos son entregados. Los ingresos se calculan al valor razonable de la contraprestación recibida o por cobrar
teniendo en cuenta el importe de cualquier descuento comercial y rebaja por volumen de ventas de la entidad.
Los ingresos procedentes de la venta de bienes se reconocen cuando se han satisfecho todas las siguientes condiciones:
(a) la entidad ha transferido al comprador los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad de los bienes;
(b) la entidad no conserva para sí ninguna implicación en la gestión corriente de los bienes vendidos, en el grado
usualmente asociado con la propiedad, ni retiene el control efectivo sobre los mismos;
(c) el importe de los ingresos puede ser medido de forma fiable;
(d) es probable que los beneficios económicos asociados con la transacción fluyan a la entidad; y
(e) los costes incurridos, o por incurrir, en relación con la transacción pueden ser medidos con fiabilidad.
Los ingresos por ventas correspondientes a las actividades de producción de petróleo y gas natural, en los que la Sociedad
tiene participación compartida con otros productores, se reconocen sobre la base de la participación contractual que la
Sociedad detenta en cada consorcio con prescindencia de la asignación real. En caso de que se produzcan desbalanceos
entre la asignación real y la asignación por contrato, esto dará lugar al reconocimiento de una deuda o de un crédito,
según la producción asignada a la Sociedad sea en exceso o en defecto respecto de la producción resultante de su
participación contractual en el consorcio. Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 la Sociedad mantiene registrado
pasivos en concepto de desbalanceos de gas por un importe de 2, 3, y 4 respectivamente, que corresponden a 43, 47 y 57
millones de metros cúbicos, respectivamente.
La Sociedad acuerda operaciones de intercambio de gas oil y de naftas comerciales con otras compañías refinadoras en
localizaciones geográficas distintas, con el objetivo de optimizar la cadena logística. Estas transacciones se exponen
netas en el Estado de Resultados Individual.
Los ingresos por servicios son calculados al valor razonable de la contraprestación cobrada o a cobrar, teniendo en cuenta
el importe estimado de cualquier descuento, determinando de esta manera los importes netos. Los ingresos se reconocen
al cumplirse todas y cada una de las siguientes condiciones:
(e) el importe de los ingresos puede medirse confiablemente;
(f) es probable que la entidad reciba los beneficios económicos derivados de la transacción;
(g) el grado de terminación de la transacción, a la fecha del balance, pueda ser medido confiablemente;
(h) los costos ya incurridos en la prestación, así como los que quedan por incurrir hasta completarla, puedan ser medidos
con fiabilidad.
En la elaboración de informaciones financieras es necesario utilizar estimaciones para ciertos activos, pasivos y otras
transacciones. Aunque la Dirección de la Sociedad utiliza premisas y juicios que se revisan periódicamente, los resultados reales
pueden diferir en relación a las estimaciones realizadas.
Las estimaciones y criterios se evalúan periódicamente y se basan en la experiencia histórica y otros factores, incluyendo
expectativas de hechos futuros que se considera son razonables en las circunstancias.
(Socio)
23
A continuación se detallan las estimaciones y premisas más significativas:
3.1 Reservas de hidrocarburos
Por reservas se entiende a los volúmenes de petróleo y gas (expresado en m3 equivalentes de petróleo) que originan o están
asociados a algún ingreso económico, en las áreas donde la Sociedad opera o tiene participación (directa o indirecta) y sobre
los cuales se posee derechos para su explotación, incluyendo los volúmenes de hidrocarburos relacionados con aquellos
contratos de servicios en los cuales la Sociedad no tiene propiedad sobre las reservas ni sobre los hidrocarburos extraídos y
las que se estiman serán producidas para el contratante bajo los contratos de obras.
Existen numerosos factores que generan incertidumbre con respecto a la estimación de las reservas probadas y con respecto
a la estimación de perfiles de producción futura, costos de desarrollo y precios, incluyendo diversos factores que escapan al
control del productor. El procedimiento de cálculo de las reservas es un proceso subjetivo de estimación de petróleo crudo y
gas natural a ser recuperado del subsuelo, que involucra cierto grado de incertidumbre. La estimación de reservas se realiza
en función a la calidad de la información de geología e ingeniería disponible a la fecha de cálculo y de su interpretación.
Las estimaciones de reservas son ajustadas en la medida que cambios en los aspectos considerados para la evaluación de las
mismas así lo justifiquen o, al menos, una vez al año. Dichas estimaciones de reservas han tenido en cuenta las evaluaciones
efectuadas por firmas de consultores hidrocarburíferos.
La Sociedad utiliza la información obtenida del cálculo de Reservas en la determinación de las depreciaciones de los activos
utilizados en las áreas de producción de petróleo y gas, así como también en la evaluación de la recuperabilidad de dichos
activos (Notas 2.6.4.3, 2.6.4.4. y 17.2).
3.2 Provisión para abandono de pozos
Las obligaciones relacionadas con el abandono de pozos una vez finalizadas las operaciones implican que la Gerencia realice
estimaciones respecto de la cantidad de pozos, los costos de abandono a largo plazo y del tiempo restante hasta el
abandono. Cabe destacar que la tecnología, los costos y las consideraciones de política, ambiente y seguridad cambian
continuamente, lo que puede resultar en diferencias entre los costos futuros reales y las estimaciones.
3.3. Deterioro del valor de los activos
A los efectos de evaluar la recuperabilidad de los activos no financieros, los activos se agrupan en los menores niveles para
los cuales existen flujos de fondos identificables individualmente. Para dichos fines, cada sociedad asociada y cada sociedad
controlada en forma conjunta se ha considerado como una UGE.
La metodología utilizada en la estimación del importe recuperable de los activos consiste principalmente en el cálculo del
valor en uso.
3.4. Contingencias
La Sociedad está sujeta a diversas demandas, juicios y otros procedimientos legales que surgen en el curso habitual de sus
negocios. Los pasivos con respecto a dichas demandas, juicios y otros procedimientos legales no pueden estimarse con
certeza. La Sociedad analiza el estado de cada contingencia y evalúa la potencial exposición financiera, aplicando los
criterios indicados en la nota 2.6.7, para lo cual elabora las estimaciones principalmente con la asistencia de los asesores
legales.
Las contingencias incluyen a los procesos judiciales pendientes o reclamos por eventuales perjuicios a terceros por daños
originados en el desarrollo de las actividades, así como también reclamos de terceros originados en cuestiones de
interpretación legislativa.
(Socio)
24
La Sociedad evalúa la existencia de gastos adicionales directamente asociados con la resolución definitiva de cada
contingencia, los cuales se incluyen en su valuación en el caso de que su monto pueda ser razonablemente estimado. Si la
potencial pérdida no es probable, pero sí razonablemente posible, o es probable pero su monto no puede ser estimado, la
naturaleza del pasivo contingente y una estimación de la posibilidad de ocurrencia se revela en nota a los estados
financieros. Las contingencias consideradas remotas no son reveladas, a menos que involucren garantías, en cuyo caso se
incluye en nota a los estados financieros la naturaleza de las garantías.
3.5 Medio ambiente:
Los costos incurridos para limitar, neutralizar o prevenir la contaminación ambiental se activan sólo si se cumple al menos
una de las siguientes condiciones: (a) se trata de mejoras en la seguridad; (b) se previene o limita el riesgo de contaminación
ambiental; o (c) los costos se incurren para preparar a los activos para su venta y no incrementan el valor registrado por
encima de su valor recuperable.
Los pasivos relacionados con costos futuros de remediación son registrados cuando a partir de la evaluación ambiental es
probable su materialización y los costos pueden ser estimados razonablemente. La oportunidad y la magnitud de dichas
provisiones están generalmente enmarcadas en un plan de acción, sea éste un plan de remediación aprobado, o bien la venta
o disposición de un activo. En general, la provisión se determina en función a la probabilidad de que un futuro compromiso
de remediación pueda ser requerido.
La valuación de los pasivos está determinada en función a la mejor estimación de la Sociedad del valor actual de los costos
futuros, usando la tecnología disponible y aplicando las leyes y regulaciones relativas a la protección del medio ambiente
actualmente vigentes, como así también las propias políticas de la Sociedad en la materia. El análisis de sensibilidad
correspondiente se encuentra indicado en la Nota 21.
3.6 Beneficios al personal:
Los compromisos actuariales con los planes de beneficios al personal son reconocidos como pasivos en el estado de situación
financiera basada en cálculos actuariales que son revisados anualmente por un actuario independiente, utilizando el método
de crédito unitario proyectado,
El valor presente de las obligaciones por planes de pensión depende de múltiples factores que son determinados de acuerdo
a cálculos actuariales, los cuales son revisados anualmente por un actuario independiente, neto del valor razonable de los
activos del plan, cuando corresponda. Para ello, se utilizan ciertos supuestos dentro de los que se incluye la tasa de
descuento y de incremento salarial.
4.1. Objetivos y políticas de gestión de riesgos
Como consecuencia de sus operaciones, la Sociedad está expuesta a una serie de riesgos asociados a los mercados donde
opera.
La Sociedad adopta una metodología de gestión de riesgos integrada, donde el foco no está puesto en los riesgos individuales
de las operaciones de las unidades de negocio, sino en una perspectiva más amplia enfocada en el monitoreo de los riesgos
que afectan a todo su portafolio.
La estrategia de gestión de riesgos de la Sociedad, en línea con la estrategia de integración de sus negocios, busca lograr un
balance entre los objetivos de rentabilidad y el nivel de exposición al riesgo.
La Sociedad y sus subsidiarias no contratan ni negocian instrumentos financieros derivados para fines especulativos.
El Directorio de la Sociedad acuerda las políticas para la gestión y administración de cada uno de los riesgos que se
mencionan a continuación, las cuales han sido aplicadas consistentemente en los períodos bajo análisis presentados en los
presentes estados financieros:
(Socio)
25
4.1.1. Gestión de riesgo financiero
4.1.1.1. Riesgos asociados a tipos de cambio
El resultado de las operaciones y la situación financiera de la Sociedad son sensibles a variaciones en los tipos de cambio
entre el peso argentino y otras monedas.
La divisa que genera la mayor exposición es el dólar estadounidense. La exposición de Petrobras Argentina a otras
monedas diferentes al dólar estadounidense no es significativa.
La Sociedad tiene una posición monetaria activa neta en moneda extranjera debido a que una parte significativa de su
endeudamiento está designado como cobertura de la inversión denominada en moneda extranjera, por lo cual las
diferencias de cambio generadas por este endeudamiento se imputan en “Otros resultados integrales”.
(Socio)
26
Los importes en libros de los activos y pasivos monetarios denominados en moneda extranjera al final de cada ejercicio
sobre el que se informa, incluyendo la deuda designada como cobertura indicada anteriormente, son los siguientes:
Durante el ejercicio cerrado al 31 de diciembre de 2014, en los meses de marzo y noviembre, la Sociedad utilizó
Durante el ejercicio cerrado al 31 de diciembre de 2013, entre los meses de julio y octubre, la Sociedad utilizó
En el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2012, la Sociedad no ha utilizado instrumentos financieros derivados para
mitigar riesgos relacionados con fluctuaciones en los tipos de cambio.
(Socio)
27
Análisis de sensibilidad del tipo de cambio
En función de la situación financiera al 31 de diciembre de 2014, la Dirección estima que por cada aumento o disminución
en el tipo de cambio de $ 0.10 frente al dólar estadounidense daría lugar a una ganancia o pérdida antes de impuestos de
7 y que no se generarían variaciones significativas en “Otros Resultados Integrales” por la conversión de las operaciones
denominadas en moneda extranjera, neto del endeudamiento designado como cobertura. Este análisis de sensibilidad no
representa el riesgo cambiario inherente.
Al 31 de diciembre de 2013, la Dirección estimó que por cada aumento o disminución del tipo de cambio de un 20% frente
al dólar estadounidense daría lugar a una ganancia o pérdida antes de impuestos de 160 y un aumento o disminución de
130 en “Otros Resultados Integrales”.
Al 31 de diciembre de 2012, la Dirección estimó que por cada aumento en el tipo de cambio de $ 0.10 frente al dólar
estadounidense daría lugar a una ganancia antes de impuestos de 7 y a una disminución del patrimonio de 68.
4.1.1.2. Riesgos asociados a tasa de interés
La gestión del riesgo de tasa de interés busca reducir los costos financieros y limitar la exposición de la Sociedad al
aumento en las tasas de interés.
Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 aproximadamente el 99%, el 90% y el 93%, respectivamente del total de la deuda
financiera estaba sujeta a tasas de interés fijas, y el resto estaba sujeta a tasas de interés variable. La información
referida a la financiación de la Sociedad y a las tasas de interés relacionadas se indica en Nota 19.
financieros derivados para mitigar riesgos relacionados con fluctuaciones en las tasas de interés.
Análisis de sensibilidad de tasa de interés
Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 la deuda de la Sociedad sujeta a tasa de interés variable ascendía a 15, 188 y
44, respectivamente. En 2014, 2013 y 2012, teniendo en cuenta su escasa materialidad, la Sociedad no está expuesta a
un riesgo significativo de flujo de fondos como consecuencia de cambios en las tasas de interés.
4.1.1.3. Riesgo de liquidez
El riesgo de liquidez representa el riesgo de que la Sociedad no tenga fondos suficientes para cumplir con todas sus
obligaciones, tanto de naturaleza económica, laboral o comercial.
El riesgo de liquidez está asociado a la capacidad de la Sociedad para financiar sus compromisos y llevar a cabo sus planes
de negocio con fuentes de financiamiento estables, así como también al nivel de endeudamiento y al perfil de
vencimientos de la deuda financiera.
La Sociedad tiene una Política de Liquidez aprobada por el Directorio, cuyos principios fundamentales consisten en
preservar el capital y mantener liquidez inmediata. En el marco de esta Política, mantiene disponibilidades de recursos
en efectivo, otros instrumentos financieros líquidos y líneas de crédito no comprometidas en volumen suficiente, para
hacer frente a los vencimientos de obligaciones financieras y comerciales, además de un balance entre deuda de corto y
largo plazo.
La Sociedad tiene vigente también una política de captación de fondos aprobada por el Directorio que establece
parámetros para evitar concentración en las fuentes de financiamiento y las contrapartes crediticias.
Adicionalmente utiliza una metodología para el análisis y asignación de límites de crédito a las diferentes entidades
financieras y fondos comunes de inversión de manera de minimizar el riesgo de crédito asociado. En línea con esto, la
Sociedad invierte sus fondos líquidos en entidades financieras con una adecuada calificación crediticia.
(Socio)
28
Índice de liquidez:
A continuación se expone la determinación del índice de liquidez de la Sociedad para los ejercicios finalizados el 31 de
diciembre de 2014, 2013 y 2012:
Análisis de vencimientos de pasivos financieros
A continuación se expone la estimación de las futuras obligaciones por vencimientos contractuales remanentes para los
ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012. Estas estimaciones son realizadas en base a información
disponible al cierre de 31 de diciembre de 2014 y puede no reflejar los importes reales en el futuro. Por lo tanto, los
montos expuestos se proporcionan al sólo efecto ilustrativo.
(Socio)
29
(a) Corresponde principalmente a plazos menores de tres meses.
4.1.1.4. Riesgo de crédito
La Sociedad tiene una Política de Créditos aprobada por su Directorio que establece lineamientos y criterios para el
otorgamiento de créditos a clientes. La Sociedad realiza permanentemente evaluaciones crediticias sobre la capacidad
financiera de sus clientes, lo cual minimiza el riesgo potencial de pérdidas por incobrabilidad.
El riesgo crediticio representa la exposición a posibles pérdidas derivadas de la falta de cumplimiento de contrapartes
comerciales o financieras respecto a sus obligaciones asumidas para con la Sociedad. Este riesgo deriva principalmente de
factores económicos y financieros, o de la posibilidad de que la contraparte entre en default.
El riesgo de crédito está asociado a la actividad comercial de la Sociedad a través de los créditos por ventas otorgados a
clientes, así como también a las disponibilidades y depósitos en bancos e instituciones financieras.
La Sociedad, en el curso habitual de sus negocios y de acuerdo con su política de crédito, otorga crédito a una gran base
de clientes, principalmente amplios sectores de la industria, incluyendo operadores de estaciones de servicio,
refinadoras, exportadoras, compañías petroquímicas, distribuidores de gas natural, grandes usuarios de electricidad y
distribuidores de energía eléctrica, entre otros.
La Sociedad constituye una previsión para deudores incobrables. Esta previsión representa la mejor estimación de la
Sociedad de las posibles pérdidas en relación con los créditos por ventas.
Al 31 de diciembre de 2014 los créditos por ventas de la Sociedad totalizan 2.777, de los cuales el 98% son a corto plazo y
el 2% restante se clasifica como no corriente y corresponden principalmente a CAMMESA (empresa nacional encargada de
comprar energía eléctrica a los generadores y venderla a los distribuidores). Exceptuando CAMMESA, que representa
aproximadamente el 40% del total de los créditos por ventas, la Sociedad no tiene una concentración significativa de
riesgo de crédito, estando dicha exposición atomizada entre un gran número de clientes y otras contrapartes. Ningún otro
cliente concentra un porcentaje significativo del importe total de estas cuentas por cobrar.
El riesgo de crédito de los fondos líquidos y otras inversiones financieras es acotado dado que las contrapartes son
entidades bancarias con calificaciones crediticias consideradas adecuadas. La Sociedad también tiene vigente una política
de liquidez.
(Socio)
30
4.1.1.5. Gestión del capital
El objetivo principal de la gestión del capital de la Sociedad es mantener la calidad crediticia y ratios de capital que
permitan sustentar su negocio y maximizar el valor para sus accionistas.
Asimismo, Petrobras Argentina busca mantener un nivel de generación de fondos de sus actividades operativas que le
permitan atender su plan de inversiones y cumplir con todos sus compromisos. En los ejercicios finalizados el 31 de
diciembre de 2014, 2013 y 2012, los fondos generados por las operaciones totalizaron 3.864, 2.446 y 3.556,
respectivamente.
El Directorio de las compañías donde Petrobras Argentina posee influencia significativa o ejerce control conjunto formula
sus propias políticas de gestión de riesgo.
Índice de endeudamiento:
A continuación se expone la determinación del índice de endeudamiento de la Sociedad para los ejercicios finalizados el
31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012:
4.1.2. Gestión del capital no financiero
Riesgos de precio de commodities
Las operaciones que realiza Petrobras Argentina están afectadas por numerosos factores que se encuentran fuera del
control de la Sociedad, incluyendo variaciones en los precios de mercado de sus productos, regulaciones gubernamentales
referidas a precios, impuestos y otros gravámenes, regalías y otros factores.
En Argentina, los precios de los productos del sector de energía están determinados principalmente por regulaciones
locales. Las fluctuaciones de los precios internacionales solo afectan parcialmente al mercado doméstico.
financieros derivados para mitigar riesgos relacionados con fluctuaciones en los precios de commodities.
(Socio)
31
4.2. Instrumentos financieros por categorías
Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, la clasificación de los instrumentos financieros por categoría es la siguiente:
(Socio)
32
(Socio)
33
4.3. Valor razonable de los instrumentos financieros
Para estimar los valores razonables de cada clase de instrumento financiero se han utilizado los siguientes métodos y
supuestos:
Los valores contables de efectivo, equivalentes de efectivo, cuentas a cobrar y obligaciones a corto plazo se aproximan a
su valor razonable, debido a los vencimientos a corto plazo de estos instrumentos.
El valor razonable de las participaciones en fondos comunes de inversión se reconoció sobre la base de precios cotizados
en el mercado a la fecha de cierre del ejercicio para activos idénticos en mercados activos y, en consecuencia, se clasificó
como Nivel 1.
El valor razonable de los títulos de deuda a largo plazo que cotizan en el mercado de valores se basa en precios de
mercado cotizados a la fecha de cierre de ejercicio, y en relación con los títulos de deuda a largo plazo restantes, el valor
razonable se estimó en base a las tasas corrientes a disposición de la Sociedad para títulos de deuda con vencimientos
restantes similares.
A continuación se exponen los valores razonables estimados de los instrumentos financieros al 31 de diciembre de 2014, 2013
y 2012 valuados a costo amortizado, excepto de los instrumentos financieros mencionados anteriormente cuyos valores
contables se aproximan a los valores razonables:
4.4. Valor razonable por jerarquía
El valor razonable es una medición basada en el mercado que debe determinarse en base a supuestos que utilizarían los
participantes del mercado en la determinación del precio de un activo o un pasivo. La Sociedad utiliza la siguiente jerarquía
de tres niveles para la medición del valor razonable, que prioriza los datos observables utilizados en la valuación del valor
razonable:
Nivel 1: Datos observables tales como precios cotizados en mercados activos para activos o pasivos idénticos;
Nivel 2: Datos diferentes a los precios cotizados en mercados activos, y que son observables ya sea directa o
indirectamente; y
Nivel 3: Datos no observables con poca o ninguna información de mercado, en cuyo caso se requiere que la entidad
informante desarrolle sus propios supuestos.
(Socio)
34
Si una o más de las informaciones significativas no estuvieran basadas en información de mercado observable, los
instrumentos financieros relacionados son incluidos en el Nivel 3.
(Socio)
35
5. Costo de ventas
A continuación se expone la determinación del costo de ventas de la Sociedad y los correspondientes gastos imputables al costo
de ventas:
5.1 Gastos imputables al costo de ventas
(Socio)
36
(Socio)
37
10.
Impuesto a las ganancias e impuesto diferido
A continuación se detalla la composición del impuesto a las ganancias incluido en el Estado de Resultados Individual y la
composición del impuesto diferido:
(a)
Corresponde al efecto impositivo de las diferencias de cambio originadas por: (i) la revaluación de la inversión neta
denominada en moneda extranjera (imputada en el impuesto diferido), y (ii) por la revaluación del endeudamiento nominado en
moneda extranjera designado como cobertura de dicha inversión (imputada en el impuesto estimado).
(Socio)
38
(a) La Dirección de la Sociedad evalúa el recupero de los quebrantos y de las restantes diferencias activas tomando en
consideración, entre otros elementos, la rentabilidad proyectada de los negocios, las estrategias de planificación fiscal, la
temporalidad de las utilidades fiscales futuras atendiendo al plazo de prescripción de quebrantos, las reversiones futuras de las
diferencias temporarias existentes y la historia fiscal de los años recientes. Toda la evidencia disponible, tanto positiva como
negativa, debidamente ponderada, es considerada en el análisis.
(Socio)
39
Seguidamente, se muestra la conciliación entre el impuesto a las ganancias incluido en el Estado de Resultados Individual y el
que resultaría de aplicar a la ganancia contable (antes del impuesto y la participación no controlante en el resultado de las
sociedades subsidiarias a la tasa impositiva vigente del 35%:
Los quebrantos pueden ser utilizados hasta las fechas indicadas a continuación:
por 1.009, a través de la emisión de 1.009.618.410 acciones ordinarias con valor nominal de $ 1 por acción. Conforme NIC 33, el
promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación utilizado para el cálculo del resultado por acción se ajustó
retroactivamente para todos los períodos presentados.
El cálculo del resultado por acción, en sus versiones básica y diluida, se determina de acuerdo con lo expuesto a continuación:
No se han producido operaciones con acciones ordinarias o con acciones ordinarias potenciales entre la fecha de cierre del
ejercicio y la fecha de presentación de los estados financieros.
(Socio)
40
Información adicional sobre el estado de flujo de efectivo
La Sociedad utiliza el método indirecto, el cual requiere una serie de ajustes a la utilidad neta del ejercicio para obtener los
fondos generados por las operaciones.
La principal operación que no afectaron efectivo y equivalente de efectivo fueron eliminadas de los estados de flujo de efectivo
al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 son las siguientes:
(a) El movimiento de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 se encuentra imputado en “Gastos de
administración y comercialización”.
(b) Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 los créditos por ventas corrientes incluyen en promedio 9%, 4% y 4% de créditos
vencidos no previsionados, respectivamente, los cuales no superan el plazo de 3 meses.
Ventas
14. Otros créditos
(Socio)
41
a) El movimiento de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 incluye (182), (140) y (54) imputados en
“Otros resultados integrales”, respectivamente.
b) Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 los créditos corrientes incluyen en promedio de 7% de créditos vencidos no
previsionados, los cuales no superan el plazo de 3 meses.
15. Inventarios
16.1. Inversiones en negocios conjuntos
16.1.1. Distrilec:
En el primer trimestre de 2013 la Sociedad vendió a Hidroeléctrica Piedra del Águila S.A. y a La Plata Cogeneración S.A.
la totalidad de su participación directa e indirecta en PEDASA y PFB por un monto de USD 35 millones, reconociendo una
pérdida de 34, de los cuales 6 están imputados en “Otros resultados operativos” (Nota 8) y 28 en “Resultado de
inversiones valuados bajo el método de la participación” (Nota 16.4).
Al 31 de diciembre de 2012, a través de PEDASA y PFB, la Sociedad mantenía una participación indirecta en Distrilec del
48,50%, sociedad controlante de EDESUR.
16.1.2. CIESA:
(Socio)
42
Los accionistas de CIESA, sociedad controlante de TGS, sólo pueden vender las acciones Clase “A”, representativas del
51% del capital social de TGS, si contaran con la previa autorización de la autoridad regulatoria y la aprobación unánime
de los accionistas de CIESA.
16.1.3. Valuación de las participaciones en CIESA y Distrilec:
Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, la valuación de la participación directa e indirecta en CIESA es de 491, 497 y
Al 31 de diciembre de 2012, la valuación de la participación indirecta en Distrilec es de 202, que incluye 19
correspondientes al mayor valor de adquisición registrado por la Sociedad respecto al valor patrimonial de Distrilec al
momento de su compra.
La valuación contable de dichas participaciones no excede su valor recuperable.
16.1.4. Endeudamiento de CIESA:
Como consecuencia del escenario macroeconómico configurado en la Argentina a partir de la sanción de la Ley de
Emergencia Pública, CIESA no pagó a su vencimiento, en abril de 2002, el capital y la última cuota de intereses de sus
obligaciones negociables emitidas en 1997 por un valor nominal de USD 200 millones, así como tampoco acuerdos de cap
y collar de tasa de interés.
A partir de abril de 2004, los accionistas y acreedores financieros de CIESA celebraron una serie de acuerdos, por los
cuales, entre otras acciones, se previó la realización de ciertas transferencias accionarias a fin de proveer la flexibilidad
necesaria para avanzar en la reestructuración de la deuda financiera de CIESA antes mencionada. En este sentido, el 1 de
setiembre de 2005 celebraron un Acuerdo de Reestructuración de la Deuda Financiera (Acuerdo de Reestructuración), el
cual estaba sujeto a las aprobaciones del ENARGAS y la CNDC, sucediéndose a partir de enero de 2009 una serie de
reclamos judiciales ante los Tribunales de Nueva York.
El 10 de mayo de 2011 CIESA suscribió un Acuerdo de Entendimiento con Pampa Energía S.A., Pampa Inversiones S.A. e
Inversiones Argentina I Ltd. (“Grupo Pampa”), el cual pasó a ser, asimismo, titular de las obligaciones negociables, y el
18 de mayo de 2011 se suscribió una modificación al Acuerdo de Reestructuración por la cual el Grupo Pampa ingresó en
dicho acuerdo.
El 5 de octubre de 2011, mediante nota N° 11.362, el ENARGAS expresó no tener objeciones regulatorias al Acuerdo de
Reestructuración y expresó que el mismo podrá hacerse efectivo una vez que se obtenga la aprobación por parte de la
CNDC. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros, la autorización de la CNDC aún no fue obtenida.
Con fecha 13 de julio de 2012, CIESA, el Grupo Pampa y la Sociedad llegaron a un acuerdo transaccional por el cual las
partes involucradas desistieron de todos los reclamos, acciones y derechos bajo los juicios tramitados en los Tribunales
de Nueva York, extinguiéndolos. Como resultado de este acuerdo, CIESA canceló la totalidad de la Deuda Financiera
mediante: (i) la transferencia al Grupo Pampa del 4,3% de acciones de TGS; (ii) el pago de aproximadamente USD 130
millones; (iii) la condonación de la Deuda Financiera remanente; y (iv) la suscripción de una quinta modificación al
Acuerdo de Reestructuración, mediante la cual, una vez obtenida la aprobación gubernamental pendiente, el Grupo
Pampa recibirá acciones representativas del 40% del capital social de CIESA que se encuentran bajo el dominio fiduciario
de The Royal Bank of Scotland, Sucursal Argentina.
Como resultado de la cancelación total de la Deuda Financiera de CIESA, en el tercer trimestre de 2012 la Sociedad
registró una ganancia de 291 por su participación accionaria en CIESA, de los cuales 221 y 165 están imputados en “Otros
resultados operativos” y “Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación”, respectivamente, con
un cargo de 95 en “Impuesto a las ganancias”.
En virtud de la celebración del Acuerdo mencionado en la presente nota y a lo dispuesto en la reunión de Directorio de
CIESA celebrada el 23 de octubre de 2012, el 2 de enero de 2013 CIESA notificó a la CNV de la cancelación formal de las
Obligaciones Negociables y con fecha 30 de mayo de 2013 ha sido retirada del Régimen de Oferta Pública y Cotización.
(Socio)
43
16.1.5.
Situación tarifaria de las empresas de servicios públicos
16.1.5.1. Marco general
El escenario configurado a partir de la sanción de la Ley de Emergencia Pública implicó un profundo cambio en la
ecuación económica – financiera de las empresas de servicios públicos, que resultaron afectadas, entre otros, por la
devaluación de la moneda, la pesificación y la eliminación de las cláusulas indexatorias sobre las tarifas.
La Ley de Emergencia Pública determinó la pesificación y la eliminación de cláusulas indexatorias sobre las tarifas de
servicios públicos, quedando las tarifas establecidas en pesos a la relación de cambio 1 peso igual a 1 dólar. Asimismo, se
autorizó al PEN a renegociar los contratos que tengan por objeto la prestación de servicios públicos, teniendo en cuenta
los siguientes criterios: i) el impacto de las tarifas en la competitividad de la economía y en la distribución de ingresos,
ii) la calidad de los servicios y los planes de inversión, cuando ellos estuviesen previstos contractualmente, iii) el interés
de los usuarios y la accesibilidad de los servicios, iv) la seguridad de los sistemas comprendidos, y v) la rentabilidad de las
empresas.
Con fecha 12 de febrero de 2002 el PEN emitió el Decreto N° 293/02 a través del cual se encomendó al Ministerio de
Economía y Producción la renegociación de los contratos con empresas de servicios públicos. En julio 2003, se creó la
UNIREN con la misión de asistir en el proceso de renegociación de contratos de obras y servicios públicos, suscribir
acuerdos integrales o parciales y elevar proyectos normativos concernientes a adecuaciones transitorias de precios y
tarifas, entre otras cosas.
En diciembre de 2013 se sancionó la Ley N° 26.896, la cual extendió hasta el 31 de diciembre de 2015 el plazo para
renegociar los contratos de obras y servicios públicos.
16.1.5.2. TGS
Luego de que la UNIREN le remitiera distintas propuestas en vista a lograr la readecuación tarifaria de su contrato de
concesión, las cuales oportunamente habían sido evaluadas como insuficientes, en octubre de 2008 TGS suscribió con la
UNIREN un acuerdo transitorio que establece un aumento tarifario del 20% con efecto retroactivo a partir del 1 de
setiembre de 2008, y la aplicación de los fondos originados por dicho aumento a un plan de inversiones en el sistema de
transporte de gas previsto en el mismo acuerdo.
Con fecha 3 de diciembre de 2009, el PEN emitió el Decreto N° 1.918/09 mediante el cual ratifica dicho acuerdo
transitorio, por lo que TGS estará en condiciones de facturar a sus clientes el aumento tarifario luego que el ENARGAS
publique el nuevo cuadro tarifario y defina la metodología de facturación del efecto retroactivo. Sin embargo, dicho acto
administrativo no se efectivizó y ante la excesiva demora, en agosto de 2010, TGS solicitó por carta al ENARGAS la
autorización para publicar el cuadro tarifario que contiene el incremento tarifario transitorio del 20% y la metodología de
cobro del retroactivo de dicho aumento, solicitando la aplicación de una tasa de interés conforme la modalidad de pago
que se establezca. El ENARGAS respondió a TGS que había remitido los antecedentes y el proyecto tarifario a la SCyCG,
dependiente del MPFIPyS, con fundamento en la Resolución N° 2000/2005 del MPFIPyS.
El 30 de setiembre de 2010, TGS interpuso una acción de amparo en los términos del artículo 43 de la Constitución
Nacional y de la Ley N° 16.986, contra el ENARGAS y contra la SCyCG, a fin de obtener la implementación del nuevo
cuadro tarifario. El 8 de noviembre de 2010, TGS fue notificada de la sentencia que hizo lugar al amparo solicitado,
ordenando a la SCyCG a que en el término de 2 días devuelva al ENARGAS la documentación referida al nuevo cuadro
tarifario aplicable a TGS en cumplimiento del Decreto N° 1.918/09, y al ENARGAS a que dentro de los 2 días de recibida
la documentación citada fije el cuadro tarifario y la metodología de cobro del retroactivo. El ENARGAS y la SCyCG
recurrieron la sentencia dictada.
(Socio)
44
Asimismo, el 16 de noviembre de 2010, TGS recibió una invitación de la UNIREN a fin de avanzar en la renegociación del
contrato de Licencia con el alcance y en los términos de la Ley de Emergencia Económica, para lo cual requiere la
suspensión de la acción de amparo mencionada anteriormente. El 18 de noviembre de 2010, TGS resolvió autorizar la
suspensión de la acción mencionada en el párrafo anterior por el plazo de 20 días hábiles renovables automáticamente a
su vencimiento (excepto que el Directorio de TGS antes o al término de cada período decida no renovarlo), a fin de
avanzar en la renegociación del contrato de Licencia. El 28 de diciembre de 2010, TGS solicitó por carta al ENARGAS y al
MPFIPyS la suscripción del escrito de suspensión, la cual a la fecha de emisión de los presentes estados contables no ha
tenido respuesta favorable.
El 5 de abril de 2011, la Sala II de la Cámara de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal fijó el plazo de 60
días hábiles a la SCyCG para que tome la intervención que dispone la Resolución N° 2000/2005 y devuelva las actuaciones
al ENARGAS, y al ENARGAS a que dentro de los 60 días hábiles administrativos de recibida las actuaciones citadas de la
SCyCG para que verificado el cumplimiento de los recaudos establecidos en el acuerdo transitorio del 9 de octubre de
2008 se pronunciara acerca de la adecuación de tarifas y Régimen Tarifario de Transición allí previsto. TGS y el ENARGAS
interpusieron sendos recursos extraordinarios, los cuales fueron rechazados por la Cámara de Apelaciones el 27 de mayo
de 2011. El 14 de junio de 2011 el ENARGAS interpuso recurso de queja ante la CSJN. Por su parte, el 25 de agosto de
2011 la SCyCG devolvió las actuaciones administrativas citadas al ENARGAS dando cuenta que tomó la intervención que
dispone la Resolución N° 2000/2005. El 11 de junio de 2012 la Corte Suprema de Justicia de la Nación requirió las
actuaciones principales a los fines de resolver el recurso de queja interpuesto por el ENARGAS, habiendo la Sociedad
dejado constancia del cumplimiento por parte de la SCyCG de la demanda judicial dispuesta a su respecto la CSJN el 28
de noviembre de 2013 rechazó el recurso de queja interpuesto por el ENARGAS contra la resolución que rechazó el
Recurso Extraordinario interpuesto contra la sentencia que confirmó en lo sustancial la sentencia dictada por el Juez de
Primera Instancia que hizo lugar a la acción de amparo interpuesta por la Sociedad. Ello así, y habiendo tomado
intervención la Subsecretaría de Coordinación y Control de Gestión del MPFIPyS, solo resta que el ENARGAS, verificado el
cumplimiento de los recaudos del Acuerdo Transitorio, se pronuncie, según corresponda, acerca de la adecuación de las
tarifas y el régimen de transición allí previsto.
La vigencia del acuerdo transitorio se extenderá hasta la fecha de entrada en vigencia del acuerdo de renegociación
integral de la licencia a suscribir con el Gobierno Nacional. Según establece el acuerdo transitorio, TGS debería llegar a
un consenso con la UNIREN sobre las modalidades, plazos y oportunidades de la suscripción del acuerdo integral antes de
la fecha en que vence la Ley de Emergencia Económica. En el caso que no se llegue a dicho consenso, la UNIREN elevará
un informe al PEN con las recomendaciones de los pasos a seguir.
A principios de octubre de 2008, TGS recibió de la UNIREN una propuesta de acuerdo de renegociación integral (que
incluye el aumento inicial de tarifas del 20%). En octubre de 2011 se recibió una nueva propuesta, similar a la anterior, y
que aceptada por TGS permite a la UNIREN iniciar el procedimiento administrativo previsto para su firma cuando este en
su caso concluya favorablemente luego de la intervención de los distintos organismos competentes.
El 7 de abril de 2014, el ENARGAS mediante la Resolución N° I-2852 aprobó los cuadros tarifarios aplicables al servicio
público de Transporte de Gas Natural a cargo de TGS vigentes a partir del 1 de abril de 2014. Los cuadros tarifarios
disponen un incremento escalonado del 8% a partir del 1 de abril de 2014, del 14% acumulado desde el 1 de junio de 2014
y del 20% acumulado desde el 1 de agosto del corriente año.
Dicho incremento estará destinado a la ejecución por parte de TGS de un plan de inversiones para la realización de obras
en su sistema de transporte tendientes a garantizar los niveles de calidad del servicio de transporte de gas natural de
acuerdo a los lineamientos establecidos en el Marco Regulatorio de la industria del gas natural.
La publicación de los cuadros tarifarios implementa en forma parcial el Acuerdo Transitorio del 9 de octubre de 2008. A
tal respecto, TGS continuará con las acciones legales iniciadas para lograr la aplicación total del Acuerdo Transitorio.
Inversión en CIESA/TGS
Al 31 de diciembre de 2014 el valor de libros de la inversión en CIESA (accionista controlante de TGS) asciende a 491 y
representa aproximadamente un 2% de los activos totales de Petrobras Argentina. El valor de dicha inversión no supera su
valor recuperable.
(Socio)
45
16.2. Inversiones en compañías asociadas
(a) Se incluye Petrokariña S.A., Petroritupano S.A., Petroven-Bras S.A. y Petrowayú S.A.
(b) El movimiento de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, incluye (921), (580) y (189)
imputados en “Otros resultados integrales” y (1.342), (520) y (285), imputados en “Resultado de inversiones valuados bajo el
método de la participación”, respectivamente (Ver nota 16.4).
En cuanto a lo requerido por NIIF 12, la Sociedad no ha identificado inversiones en asociadas que resulten significativas.
Inversiones en las empresas mixtas en Venezuela
En abril de 2005, el MEP instruyó a PDVSA a revisar los 32 convenios operativos celebrados por filiales de PDVSA con empresas
petroleras entre 1992 y 1997. Dicha instrucción estableció que PDVSA debería tomar todas las medidas necesarias para
convertir los convenios operativos a la modalidad de empresas mixtas. En agosto de 2006, se firmaron los contratos de
conversión de los convenios operativos, a través de los cuales se estableció que la participación de los privados en las nuevas
empresas fuera del 40%, correspondiéndole al estado venezolano la participación del 60%.
Petroritupano S.A., Petrowayú S.A., Petroven-Bras S.A. y Petrokariña S.A. (en conjunto “empresas mixtas”) son empresas
constituidas como resultado del proceso de migración de los convenios operativos que regulaban la explotación en Venezuela
de las áreas de Oritupano Leona, La Concepción, Acema y Mata, respectivamente.
Las empresas mixtas deben vender a PDVSA todos los hidrocarburos líquidos que produzcan en el área delimitada y el gas
natural asociado (cuando así lo contemple el contrato), de acuerdo con una fórmula de precios asociada a marcadores
internacionales como el WTS, WTI y BRENT.
Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, el valor contable de las participaciones directas e indirectas en las compañías
mixtas neto de previsiones es de 2.655, 3.067 y 2.622, respectivamente. La recuperabilidad de estas inversiones es
altamente sensible a la volatilidad del precio del petróleo crudo, a los cambios en materia económica, social y regulatoria en
Venezuela, y en particular a los planes de negocio resultantes para el desarrollo de las reservas de tales compañías. En la
determinación del valor recuperable, la Sociedad consideró: precios basados en los planes de negocios, curvas de producción,
costos de las operaciones a valores de mercado y necesidades de inversión para el desarrollo de las reservas de dichas
compañías. La tasa de descuento utilizada para la medición a valor recuperable considera el tipo de activo en cuestión, el
segmento de negocio y el país donde se desarrollan las operaciones.
Una variación de la tasa de descuento del 1% o una variación del 10% en el precio internacional del petróleo utilizado en las
proyecciones para determinar el valor recuperable, no implicaría un impacto significativo en relación con los activos de la
Sociedad.
(Socio)
46
En oportunidad de la firma de los respectivos contratos de conversión de los convenios operativos, en el año 2006, el Estado
Venezolano reconoció a favor de la Sociedad un crédito divisible y transferible por un monto de USD 88,5 millones, que no
devenga intereses y que podría ser utilizado para el pago de bonos de adquisición en el marco de cualquier nuevo proyecto
de empresa mixta para el desarrollo de actividades de exploración y producción de petróleo, o de licencia para el desarrollo
de operaciones de exploración y producción de gas en Venezuela. En virtud de que no se han concretado proyectos para su
utilización, así como tampoco han resultado exitosas las gestiones para su transferencia a terceros y no se vislumbran otras
alternativas de aplicación, la Sociedad mantiene previsionado íntegramente el valor del mismo. Al 31 de diciembre de 2014,
2013 y 2012 la Sociedad mantiene previsiones por desvalorización por 756, 574 y 434, respectivamente (Nota 14).
16.3 Inversiones en compañías subsidiarias
16.3.1 Ecuador TLC
hidrocarburífera, modificando significativamente las condiciones establecidas en oportunidad del otorgamiento de los
contratos de participación.
Contratos Modificatorios y Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos
El 31 de octubre de 2008, EcuadorTLC S.A., Teikoku Oil Ecuador y Petroecuador, entre otros, suscribieron los Contratos
Modificatorios que regularon la explotación del Bloque 18 y Palo Azul hasta que las partes negocien la migración a una
nueva modalidad contractual.
Con fecha 26 de julio de 2010, se aprobó por ministerio de ley la reforma a la Ley de Hidrocarburos vigente que
estableció, entre otras cosas, la obligatoriedad de migrar a una nueva modalidad contractual antes del 24 de noviembre
de 2010.
(Socio)
47
Como resultado del proceso de negociación antes mencionado, la Sociedad decidió no aceptar la propuesta final recibida
del Estado Ecuatoriano, por ser esta insuficiente para migrar a contratos de servicios en el Bloque 18 y en el Campo
Unificado Palo Azul. En consecuencia, mediante Resolución de fecha 25 de noviembre del 2010, la Secretaría de
Hidrocarburos notificó a EcuadorTLC S.A. la terminación de dichos Contratos de Participación y encargó a Petroamazonas
EP el desarrollo del proceso de transición operacional.
De acuerdo con lo estipulado en la cláusula novena de los Contratos Modificatorios, el Estado Ecuatoriano deberá
indemnizar a las contratistas por un valor equivalente a las inversiones no amortizadas al cierre de cada ejercicio
económico, actualizadas a una tasa de interés anual apropiada para este tipo de proyectos en Ecuador, estableciéndose
un plazo para que la Sociedad y el Estado Ecuatoriano negocien la determinación de la liquidación del contrato.
El 18 de marzo de 2011, la Secretaría de Hidrocarburos, mediante el Oficio N° 626, informó a la Sociedad que se
encontraba analizando y estructurando un marco normativo para determinar la liquidación de los contratos. Con fecha 11
de abril de 2011 la Sociedad respondió este Oficio rechazando sus términos por no adecuarse al procedimiento para la
determinación del valor de liquidación establecido por las propias partes en los Contratos Modificatorios, el cual no puede
ser modificado unilateralmente. En este sentido, la Sociedad comunicó a la Secretaría de Hidrocarburos que continuará
dando curso al procedimiento contractual.
Con fecha 9 de diciembre de 2011, la Sociedad notificó al Estado Ecuatoriano la existencia de una controversia bajo los
términos del Tratado para la Promoción y Protección Recíproca de Inversiones suscrito entre la República Argentina y la
República del Ecuador. Ello implica la apertura de un período de negociaciones previo al inicio de un posible arbitraje.
El 21 de junio de 2013, no habiendo alcanzado un acuerdo con el Estado Ecuatoriano, EcuadorTLC S.A., Cayman
International Exploration Company y Teikoku Oil Ecuador, miembros del Consorcio, presentaron ante el Estado
Ecuatoriano, una carta de notificación de controversia en los términos de los Contratos Modificatorios manifestando su
decisión de someter dicha controversia a arbitraje internacional, de conformidad con el Reglamento de Arbitraje de la
Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional,
Finalmente, el 26 de Febrero del 2014 fue presentada la solicitud de arbitraje contra el Ecuador en los términos
mencionados.
Al 31 de diciembre de 2014 la Sociedad mantiene registrados 458 a ser recuperados del Estado Ecuatoriano de acuerdo con
lo estipulado en los Contratos Modificatorios. Dicho monto no incluye el cálculo de la actualización prevista en dichos
contratos, dado que la Sociedad considera que no es posible determinar con certeza la tasa de actualización a ser
aplicada.
Contrato de transporte de crudo con OCP
La Sociedad mantiene un contrato con OCP, en virtud del cual asumió un compromiso por capacidad de transporte de
petróleo de 80.000 barriles diarios por el término de 15 años a partir del 10 de noviembre de 2003.
El contrato de transporte es del tipo “Ship or Pay”, por lo cual la Sociedad debe cumplir con sus obligaciones
contractuales por la totalidad del volumen contratado, con prescindencia del volumen real transportado, abonando, al
igual que los restantes productores, una tarifa que cubre, entre otros, los costos operativos y servicios financieros de OCP.
Durante la vigencia de los Contratos Modificatorios, los costos por capacidad de transporte facturados por OCP fueron
cargados a gastos mensualmente. Los costos correspondientes al volumen de crudo efectivamente transportado se
imputaron en la línea “Gastos de administración y comercialización”, mientras que la porción correspondiente a la
capacidad de transporte contratada y no utilizada, se expuso en la línea “Otros resultados operativos” (Nota 9).
(Socio)
48
La Sociedad tiene el derecho de vender la capacidad de transporte en el OCP para mitigar el impacto negativo derivado
de su no utilización. En este sentido, la Sociedad negocia periódicamente la venta de capacidad de transporte contratada.
Con fecha 31 de diciembre de 2008, la Sociedad suscribió un convenio con Petroecuador por el cual el Estado Ecuatoriano
asumió el compromiso de que el crudo disponible de su propiedad que transporta por el OCP, a partir del 1 de enero de
2009 se efectúe con cargo a la capacidad de transporte de petróleo contratada por la Sociedad, hasta un volumen máximo
de 70.000 barriles por día. Adicionalmente, la Sociedad ha vendido capacidad de transporte de aproximadamente 8.000
barriles diarios de petróleo para el período julio de 2004 a enero 2012. Como consecuencia de los incumplimientos
contractuales por parte de los compradores, la Sociedad se encuentra realizando los reclamos pertinentes. Finalmente, el
40% del compromiso contractual neto, resultante de lo descripto, ha sido asumido por Teikoku Oil Ecuador, como
contraprestación por la cesión a esta sociedad de la participación del 40% en el Bloque 18 y Palo Azul en Octubre 2008.
En relación con los compromisos indicados, al 31 de diciembre de 2014 la Sociedad mantiene registrado un pasivo por la
capacidad de transporte neta contratada con OCP, expuesto en Provisiones corrientes y no corrientes por 130 y 299,
respectivamente (Nota 26.2). Las premisas utilizadas para el cálculo de la provisión incluyen principalmente la estimación
de la tarifa aplicable y la capacidad de transporte utilizada por terceros. Las tasas de descuento utilizadas para la
medición consideran el tipo de pasivo en cuestión, el segmento de negocio y el país donde se desarrollan las operaciones.
La Sociedad debe mantener cartas de crédito a los efectos de asegurar el cumplimiento de sus compromisos financieros
relacionados al contrato de transporte “Ship or Pay” con OCP y los correspondientes a las obligaciones comerciales de
OCP. Dichas cartas de crédito, con vencimiento final en diciembre de 2018, se liberarán gradualmente en la misma
proporción en que se extingan los compromisos indicados. Al 31 de diciembre de 2014, la Sociedad mantiene cartas de
crédito por un total aproximado de USD 49,5 millones. A medida que las cartas de crédito venzan, la Sociedad deberá
renovarlas, reemplazarlas o en su defecto dichos montos deberán ser integrados en efectivo.
16.3.2 Inversión en Oleoductos de Crudos Pesados (OCP) - Ecuador
A través de la subsidiaria Petrobras Bolivia Internacional, la Sociedad tiene una participación accionaria en OCP. OCP
mantiene divergencias interpretativas que mantiene con el fisco ecuatoriano, la Corte Nacional de Justicia emitió
sentencias confirmando la determinación impositiva a favor del Estado, por lo cual OCP interpuso acciones
extraordinarias de protección ante la Corte Constitucional. A fines de 2014 dichas acciones extraordinarias han sido
inadmitidas por la Corte Constitucional.
Al 31 de diciembre de 2014 OCP detenta un patrimonio neto negativo. Sin embargo, y conforme que Petrobras Argentina
no ha asumido compromisos de aportes de capital ni de asistencia financiera a OCP, dicha tenencia accionaria ha sido
valuada a cero, reconociendo en el ejercicio 2014 una pérdida neta de 464.
16.3.3. Fusión de Atalaya Energy S.R.L. y Canadian Hunter Argentina S.A.
La Sociedad inició el proceso de fusión por absorción de Atalaya Energy S.R.L. y Canadian Hunter Argentina S.A. con la
Sociedad. En este sentido, han acordado que en el primer trimestre de 2015 se concretará la preparación y negociación
del proyecto de Compromiso Previo de Fusión, para el cual se utilizarán los estados financieros al 31 de diciembre de
2014 y la fecha efectiva de fusión sea el 1 de enero de 2015.
(Socio)
49
16.4 Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación
(a) En el ejercicio 2012 la participación directa e indirecta de CIESA incluye 165 como resultado de la reestructuración de su
deuda (Nota 16.1.4)
(b) Incluye una pérdida de 6 por la venta de PFB (Nota 16.1.1) en 2013.
(c) Incluye una previsión por desvalorización de 1.342, 520 y 285 por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2014,
2013 y 2012.
(d) Incluye una pérdida de 22 por la venta de PEDASA en 2013(Nota 16.1.1)
16.5 Dividendos cobrados:
16.6 Compra de PELSA
El 31 de mayo de 2012 la Sociedad acordó la compra del 39,671% de la participación accionaria en PELSA a su sociedad
controlante Petrobras Participaciones S.L. por USD 249,4 millones. A partir de la fecha indicada, Petrobras Argentina tiene el
control societario de PELSA con una tenencia accionaria del 58,88%.
El precio pactado entre las partes incluye adicionalmente una compensación contingente a favor del vendedor por el término
de 10 años a partir de la adquisición que refleje el valor de cualquier identificación de recursos no convencionales
comercialmente explotables en las áreas Entre Lomas, Bajada del Palo, Agua Amarga y Charco del Palenque. Dicha
compensación se realizará considerando el valor de mercado de dichos recursos a la fecha de la valuación, y será realizada
por una evaluadora independiente de prestigio internacional contratada de común acuerdo entre las partes. A la fecha de
emisión de los presentes estados financieros, no se han identificado recursos no convencionales comercialmente explotables,
por lo cual la Sociedad no ha reconocido pasivos relacionados con esta transacción.
A los efectos de la consolidación de dicha participación accionaria, la Sociedad incorporó los activos y pasivos de la
subsidiaria a sus valores de libros a la fecha de la transacción. Teniendo en cuenta que el precio pagado resultó superior al
valor de libros, la Sociedad reconoció 693 en el Patrimonio (Nota 2.6.8).
El patrimonio neto de PELSA al momento de la compra fue de 1.031.
(Socio)
50
16.7 Información sobre participación en sociedades relacionadas al 31 de diciembre de 2014
Ver Nota 16.3.3.
Cambios en las participaciones en sociedades relacionadas en los ejercicios 2012 a 2014:
En mayo de 2012 la Sociedad compró un 39,671% de participación accionaria adicional en PELSA, llevando su participación
total al 58,88%.
En el primer trimestre de 2013 la Sociedad vendió el 100% de su participación en PEDASA, a través de la cual mantenía una
participación indirecta del 48,5% en Distrilec y del 27,33% en Edesur.
En el ejercicio 2014 se aprobó la liquidación de Propyme S.G.R, de la cual la Sociedad detentaba una participación directa
del 48,56% e indirecta del 0,07%.
(Socio)
51
En diciembre de 2014, la Sociedad compró a PEISA las participaciones directas del 5% que esta sociedad tenía en las Atalaya
Energy S.R.L. y Canadian Hunter Argentina S.A., por lo cual a partir de esa fecha la Sociedad detenta el 100% de
participación directa en ambas compañías.
(Socio)
52
Evolución del rubro
(a) Las disminuciones del rubro “Pozos productores, exploratorios y propiedad minera” del ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de 2013 incluye 11 por desvalorización del área de Santa Cruz II, imputado en “Otros resultados operativos” (Nota 8).
(b) Las disminuciones del rubro “Pozos productores, exploratorios y propiedad minera” del ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de 2014 incluye 94 por desvalorización de las áreas de Colpa y Caranda, imputado en “Otros resultados operativos”
(Nota 8).
(Socio)
53
19. Préstamos
19.1. Programas globales de obligaciones negociables
Programa global de USD 2.500 millones:
Al 31 de diciembre de 2014, bajo este programa, se encuentra en circulación la Clase S, por un valor de USD 300 millones,
con vencimiento en mayo de 2017, a una tasa de interés del 5,875% anual. La Clase S cuenta con el respaldo de un contrato
de compra Standby Purchase Agreement provisto por Petróleo Brasileiro, según el cual, en caso de falta de pago del capital,
intereses y cualquier otro monto adeudado por la Sociedad respecto de la Clase S, Petróleo Brasileiro estará obligada a
comprar los derechos de los tenedores de las Obligaciones Negociables de recibir dichos pagos.
El destino de los fondos ingresados por la emisión de obligaciones negociables ha sido la refinanciación de pasivos, la
recomposición del capital de trabajo, inversiones en activos físicos situados en Argentina, o aportes de capital en sociedades,
con aplicación de los fondos a los fines descriptos anteriormente.
Las deudas originadas por las emisiones vigentes se exponen netas de la porción a devengar de los descuentos de emisión y
de los costos incurridos por dichas emisiones.
Programa global de USD 500 millones:
La Asamblea General Extraordinaria de Accionistas de Petrobras Argentina S.A. celebrada el 21 de marzo de 2013 aprobó la
constitución de un nuevo programa global de emisión de obligaciones negociables por hasta un monto máximo de capital en
circulación en cualquier momento de USD 500 millones o su equivalente en otras monedas, con una vigencia de 5 años, o el
plazo máximo que pueda ser fijado por la futura regulación que resulte aplicable.
La creación del programa fue autorizada por la Resolución N° 17.162 de la CNV de fecha 15 de agosto de 2013. No se han
emitido obligaciones negociables bajo este Programa.
19.2. Cláusulas de cross default
Las obligaciones negociables y otros endeudamientos financieros vigentes contienen cláusulas de cross default, según las
cuales el Trustee, conforme a instrucciones recibidas de tenedores que representen al menos el 25% del capital en
circulación correspondiente, en el caso de las obligaciones negociables o el acreedor financiero, según corresponda, puede
declarar vencido la totalidad de los importes adeudados, en caso que cualquier endeudamiento de la Sociedad o de sus
subsidiarias significativas fuese acelerado o no fuese cancelado al vencimiento, siempre que dichos importes vencidos y no
pagados excedan el mayor de USD 25 millones o el 1% del patrimonio de Petrobras Argentina al momento de dichos
vencimientos, y siempre que el incumplimiento no haya sido anulado o subsanado dentro de los plazos legales y/o
contractuales que fuesen aplicables.
A la fecha de emisión de los presentes estados contables Petrobras Argentina ha cumplido con todas las cláusulas,
compromisos y requisitos relacionados con su endeudamiento financiero.
(Socio)
54
19.3. Composición y evolución del rubro:
El detalle de los préstamos al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 es el siguiente:
Movimientos de Préstamos
El movimiento de los préstamos y financiamientos al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 se expone a continuación:
Detalle de la deuda a largo plazo
El pasivo por préstamos al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 se compone de la siguiente manera:
(Socio)
55
Los vencimientos de los préstamos al 31 de diciembre de 2014 son los siguientes:
20. Deudas fiscales corrientes
21. Provisiones
(a) El movimiento de los ejercicios 2014, 2013 y 2012 incluye (176) (148), y (31) correspondientes a pagos netos de nuevos
cargos. Los ejercicios 2014 y 2013 incluyen 109 y 27 imputado en “Otros resultados operativos”, respectivamente (Nota 8).
(b) El movimiento de los ejercicios 2014, 2013 y 2012 incluye 109, 103 y 30 imputados en “Otros resultados operativos” (Nota 8)
y (92), (33) y (11) correspondiente a utilizaciones del ejercicio.
(c) Corresponde a la valuación de la inversión permanente en dicha subsidiaria.
Medio ambiente
Las actividades de la Sociedad están sujetas a numerosas normas ambientales tanto en Argentina como en los demás países en
los que opera. A juicio de la Dirección de la Sociedad, sus operaciones en curso cumplen en todos los aspectos relevantes con los
requisitos ambientales pertinentes, según se interpretan y aplican a la fecha, incluyendo los compromisos regulatorios de
saneamiento asumidos. La Sociedad no ha incurrido en responsabilidad significativa por contaminación resultante de sus
operaciones. La Sociedad realiza evaluaciones de impacto ambiental respecto de sus nuevos proyectos e inversiones y, a la
fecha, los requisitos y restricciones ambientales aplicables a esos nuevos proyectos no han producido un efecto adverso
significativo en los negocios.
Análisis de sensibilidad
Respecto a las provisiones por remediación ambiental y taponamiento de pozos, la Sociedad ha efectuado un análisis de
sensibilidad respecto de variaciones del 1% en la tasa de descuento, sin tener dichos cambios un efecto significativo en los cargos
a resultados del ejercicio.
(Socio)
56
Otras cuestiones
La Sociedad mantiene divergencias interpretativas con la AFIP, con fiscos provinciales argentinos y con fiscos extranjeros sobre
tributos aplicables a la actividad hidrocarburífera. La Dirección de la Sociedad y sus asesores legales estiman que la resolución
de las cuestiones referidas no tendrá un efecto adverso significativo sobre la posición financiera ni sobre los resultados de las
operaciones de la Sociedad.
(a) Se incluye bajo el concepto “Diversos” en el rubro de “Provisiones” corrientes.
22.1. Plan de contribuciones definidas:
Plan complementario de pensión para el personal
En noviembre de 2005 el Directorio de Petrobras Argentina aprobó la implementación de un plan de contribuciones definidas
de adhesión voluntaria para aquellos empleados que cumplan con determinadas condiciones. A través de este plan, Petrobras
Argentina realiza aportes a un fideicomiso en una cuantía equivalente a las contribuciones de ley que efectúan los empleados
adheridos al plan, de acuerdo con un esquema de contribución definido para cada nivel salarial. Los empleados adherentes
pueden efectuar aportes voluntarios que excedan a los establecidos en el esquema de contribución, los que no son
considerados a efectos de las contribuciones que debe efectuar la Sociedad.
En los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, Petrobras Argentina bajo tal plan contabilizó pérdidas
de 21, 17 y 15, respectivamente.
22.2. Planes de beneficios definidos:
Plan “Indemnity”
Es un plan de beneficios por el cual los empleados de la Sociedad que cumplan con determinadas condiciones son elegibles
para recibir al momento de su egreso por jubilación un mes de sueldo por año de servicio en la empresa, con un mínimo de
seis sueldos, de acuerdo con una escala decreciente conforme a los años de vigencia del Plan complementario de pensión
para el personal.
Fondo Compensador
Es un plan de pensión al que tienen derecho aquellos empleados de Petrobras Argentina que hayan ingresado con
anterioridad al 31 de mayo de 1995 y adheridos a los planes de contribuciones definidas vigentes en cada oportunidad y
cuenten con la cantidad de años de servicio requerida. El beneficio es calculado en base al último salario computable de los
trabajadores comprendidos en el fondo y a la cantidad de años de servicio.
El plan es de naturaleza complementaria; esto significa que el beneficio recibido por el empleado consiste en el monto
determinado de conformidad con las disposiciones del plan, después de deducir los beneficios otorgados en virtud del plan de
contribuciones definidas mencionado en el apartado anterior, y del sistema de jubilaciones, de modo tal que la suma de los
beneficios totales recibidos por cada empleado sea equivalente a lo definido en el plan.
(Socio)
57
El plan requiere la realización de un aporte a un fondo por parte de la Sociedad, sin que resulte necesario aporte alguno por
parte de los empleados. Los activos del fondo son aportados a un fideicomiso, y son invertidos en instrumentos de mercado
de dinero denominados en dólares estadounidenses con el objetivo de preservar el capital acumulado y lograr un
rendimiento acorde un perfil de riesgo moderado. Además, aunque no existe una asignación de destino de los activos para los
años siguientes, los fondos son invertidos principalmente en bonos del Gobierno de los Estados Unidos, papeles comerciales
con calificación A1 o P1, fondos mutuos con calificación AAAm- y certificados de depósito en bancos de Estados Unidos con
calificación A + o superior, de conformidad con el Contrato de Fideicomiso firmado con el Bank of New York Mellon, de fecha
27 de marzo de 2002, debidamente enmendada por la Carta de Inversiones Autorizadas, de fecha el 14 de setiembre de 2006.
El Bank of New York Mellon es el agente fiduciario, siendo Towers Watson el agente administrador. En caso de producirse un
excedente, debidamente certificado por un actuario independiente, de los fondos fideicomitidos destinados a cancelar los
beneficios definidos otorgados por el plan, Petrobras Argentina podrá optar por disponer del mismo, para lo cual deberá
efectuar la comunicación correspondiente al agente fiduciario.
Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 la información actuarial más relevante relacionada con los planes de pensión de
beneficios definidos descriptos es la siguiente:
(a) Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 la obligación por beneficios definidos incluye 182, 179 y 159 correspondientes
al Fondo Compensador y 86, 63 y 51 correspondientes al Indemnity Plan, respectivamente.
Pagos de beneficios proyectados
(Socio)
58
22.3. Otros beneficios al personal:
Pagos de beneficios proyectados
22.4. Financiamiento de los planes de pensión – Fideicomiso Optimum Petrobras
La Sociedad, en su carácter de fiduciante, firmó un contrato de fideicomiso con el BNP Paribas Argentina Investment Partners
S.A., en su carácter de fiduciario, cuyo activo fideicomitido está constituido por acciones de la Sociedad (Nota 2.6.8). Al 31
de diciembre de 2014, el activo fideicomitido está constituido por 5.744.303 acciones de la Sociedad.
El fideicomiso tiene como único y exclusivo objeto el de realizar periódicamente el aporte de acciones y/o de los fondos que
se obtengan producto de la venta de las acciones, con el objeto de que la Sociedad cumpla con las obligaciones de pago a los
que se encuentra obligada en los términos del Fondo Compensador (Nota 21.2) y del Plan complementario de pensión para el
personal (Nota 22.1).
(Socio)
59
23. Capital social
Al 31 de diciembre de 2014 el capital de la Sociedad asciende a 2.019, se encuentra totalmente suscripto, integrado y
autorizado a oferta pública.
Evolución del capital social en los últimos tres ejercicios sociales:
por 1.009, a través de la emisión de 1.009.618.410 acciones ordinarias de VN $ 1 y con derecho a 1 voto por acción. Con fecha 4
de setiembre de 2012 la CNV y la BCBA autorizaron la inscripción registral de dicha emisión.
24. Reservas
(a) La Asamblea de Accionistas de la Sociedad celebrada el 29 de marzo de 2012 dispuso la distribución de la totalidad de los
resultados no asignados al 31 de diciembre de 2011 según normas locales vigentes a esa fecha, cuyo total ascendía a 6.725.
26. Otros resultados integrales
(Socio)
60
27.1. Condiciones generales:
Las operaciones con partes relacionadas se llevan a cabo en el curso ordinario de los negocios en condiciones y a precios de
mercado. Los términos de estas operaciones son comparables con los ofrecidos por u obtenidos de partes no vinculadas.
Compra de sociedades:
El 31 de mayo de 2012 La sociedad acordó la compra del 39,671% de la participación accionaria de PELSA a su sociedad
controlante Petrobras Participaciones S.L. (Nota 16.6)
Ventas de sociedades:
En diciembre de 2007 y en abril de 2009, Petrobras Argentina vendió a PIB BV (una subsidiaria de su sociedad controlante) el
40% inicial y el 60% remanente de su participación accionaria en PVIE por un valor de USD 423,3 millones y USD 619,4
millones, respectivamente.
Al precio pactado deberá adicionársele una compensación contingente a favor de la Sociedad que refleje el valor del
“Prospecto Kinteroni” en condiciones de mercado o, alternativamente, la no participación del comprador y su respectiva
devolución al vendedor. Dicha compensación se deriva de la de la declaración de comercialidad con motivo del
descubrimiento de gas y condensado en el prospecto Kinteroni del Lote 57. La Sociedad continúa negociando con el
comprador con vistas a acordar dicha compensación.
Garantías financieras:
En 2007, Petrobras Argentina emitió obligaciones negociables Clase S por un valor de USD 300 millones, la cual cuenta con el
respaldo de un contrato de compra Standby Purchase Agreement provisto por Petróleo Brasileiro.
En diciembre de 2009, la Sociedad tomó dos préstamos por un monto total de USD 150 millones, los cuales están garantizados
por Petróleo Brasileiro: uno de ellos con el Banco Itaú Europa, por un monto de USD 100 millones, a ser cancelado en 7
cuotas semestrales con vencimiento final en diciembre de 2013, y el otro préstamo, con el banco HSBC de Estados Unidos,
por un monto total de USD 50 millones, con vencimiento en junio de 2012. Dichos préstamos fueron precancelados durante
2011.
Operaciones comerciales:
En el giro ordinario de sus negocios, la Sociedad realiza operaciones de compra y venta de petróleo crudo y derivados con
PELSA, Refinor y EG3 Red, y operaciones de transporte de petróleo y gas con Oldelval y TGS. Adicionalmente, la Sociedad
realiza importaciones y exportaciones de petróleo crudo y derivados con subsidiarias de Petróleo Brasileiro, especialmente
con Braskem S.A. y Petrobras Global Trading BV.
(Socio)
61
27.2. Saldos y operaciones con sociedades pertenecientes al mismo grupo económico
Al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, los saldos por operaciones con dichas sociedades son los siguientes:
Las principales operaciones por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 con dichas sociedades son
las siguientes:
En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, la Sociedad pagó a sus directores y principales
ejecutivos un total aproximado de 26, 18 y 17 en concepto de remuneraciones, no existiendo pagos significativos de otros
beneficios. Los miembros del Directorio y los principales ejecutivos no reciben pagos o compensaciones en acciones de la
Sociedad.
(Socio)
62
28.1. Consideraciones generales
La Sociedad asume en forma conjunta y solidaria con los otros consorcistas el cumplimiento de las obligaciones de los
contratos.
Las áreas de producción en Argentina son contratos de producción bajo la forma de concesión, con libre disponibilidad del
crudo.
Por la producción computable de petróleo crudo y de gas natural en Argentina, de acuerdo con la Ley N° 17.319, se abonan
regalías equivalentes al 12% al valor en boca de pozo de dichos productos. Dicho valor se determina restando al precio de
venta, el flete y otros gastos para disponer del hidrocarburo en condiciones de comercialización. La alícuota citada puede
incrementarse entre un 3% y un 4% dependiendo la jurisdicción productora, y el valor de cotización del producto.
En Bolivia, la sucursal de la Sociedad ejecuta, a nombre y representación de YPFB, con sus propios medios y por su exclusiva
cuenta y riesgo, las actividades de exploración y producción dentro de las áreas Colpa y Caranda. El contrato establece que
YPFB es el titular de los hidrocarburos, que pagará las regalías, y el impuesto directo a los hidrocarburos, los que en conjunto
ascienden al 50% de la producción valorizada en función a los precios de venta, y que aplicará el 80% del valor remanente en
primera instancia al pago de los costos y las depreciaciones de las inversiones y el saldo será compartido entre YPFB y la
sucursal de la Sociedad en base a un índice que surgirá de considerar, entre otros elementos, los volúmenes de producción,
el ritmo de depreciación, precios e impuestos pagos.
28.2 Costos de abandono y taponamiento de pozos
De acuerdo con las regulaciones vigentes en los países donde desarrolla sus operaciones de exploración y producción de
petróleo y gas, la Sociedad (directa o indirectamente a través de subsidiarias) tiene la obligación de incurrir en costos
relacionados con el abandono y taponamiento de pozos. La Sociedad no posee activos legalmente restringidos para la
cancelación de dichas obligaciones.
A continuación se expone la evolución de los pasivos por costos de abandono y taponamiento de pozos por los ejercicios
terminados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012:
28.3 Pozos exploratorios
La evolución del costo de los pozos exploratorios durante los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012
es la siguiente:
(Socio)
63
28.4 Participación en áreas de petróleo y gas
Al 31 de diciembre de 2014, Petrobras Argentina y sus sociedades relacionadas integran las áreas, uniones transitorias de
empresas y consorcios de petróleo y gas que se indican a continuación:
(a) Nota 28.7
(b) La Sociedad firmó un acuerdo con Petrolera Pampa S.A. para la realización de inversiones adicionales en perforación de
pozo, que le dio derecho a esta última a disponer el 43% del producido de las mismas.
(c) Se solicitó la anexión del área a la concesión existente de Charco del Palenque.
(d) Se encuentra en trámite el otorgamiento de la concesión de explotación y el plazo será de 25 años desde el momento
de dicho otorgamiento.
(e) Se ha cedido el 50% de la participación de PESA directa e indirecta a ExxonMobil Exploration Argentina S.A., dicha
cesión cuenta con el acuerdo de Gas y Petróleo del Neuquén S.A y aguarda la ratificación de la Autoridad de Aplicación.
(f) Se está aguardando la aprobación de la solicitud de extensión del segundo período exploratorio a 2015.
(Socio)
64
Cambios en las participaciones en áreas de petróleo y gas en los ejercicios 2012 a 2014:
En mayo de 2012 la Sociedad compró un 39,671% de participación accionaria adicional en PELSA, por lo cual a partir de esa
fecha incrementó su participación indirecta en las áreas Bajada del Palo, Entre Lomas y Charco del Palenque, que pasó del
14,05% al 43,07% en todas ellas.
En el ejercicio 2012, la Sociedad resultó adjudicataria su participación directa del 50% en el área Puesto Oliveiro, El
Campamento y El Cerrito Oeste.
En enero de 2014 la Sociedad vendió su participación directa del 38,45% en el área Puesto Hernández.
La Sociedad tenía un pedido de concesión de explotación en el área Parva Negra, con una participación directa e indirecta
del 47,63% y 52,37%, respectivamente. En el ejercicio 2014 la Sociedad renegoció sus derechos sobre el área, asociándose a
Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP), titular del permiso de exploración Parva Negra Este, con participación de GyP del 15%
y participación directa e indirecta de Petrobras (operador) del 85% (directa del 40,48% e indirecta del 44,52%).
28.5. Concesión de explotación del área Veta Escondida
Con fecha 4 de abril de 2012, mediante la sanción del Decreto Provincial N° 563/12, Petrobras Argentina fue notificada de la
decisión del gobierno de la Provincia del Neuquén de decretar la caducidad de la concesión de explotación del área Veta
Escondida. Al respecto, la Sociedad no ha incurrido en ningún incumplimiento que de lugar a esa decisión gubernamental,
habiendo cumplido con todas las obligaciones como concesionarios.
El 19 de diciembre de 2013, Petrobras Argentina, operador, y Total Austral con una participación del 55% y 45% de la
concesión de explotación de Veta Escondida respectivamente, llegaron a un acuerdo extrajudicial con la Provincia del
Neuquén y GyP, para solucionar el conflicto derivado de la sanción de dicho decreto, que llevó a Petrobras Argentina a iniciar
acciones legales contra la Provincia del Neuquén.
28.6 Cambios en las participaciones en áreas de petróleo y gas
Con fecha 31 de enero de 2014, el Directorio de la Sociedad aprobó la venta a YPF de su participación en la UTE Puesto
Hernández por un monto de USD 40,7 millones, generando una utilidad antes de impuestos de 181. Esta operación representa
para la Sociedad la terminación anticipada de dicho contrato de UTE, cuyos activos representaban aproximadamente el 1%
del total de los activos de la Sociedad.
El Poder Ejecutivo de la Provincia del Neuquén, mediante el Decreto N° 575/2014, aprobó el contrato de UTE del sector Este
del área Parva Negra, en el cual la Sociedad tiene una participación del 85%. La Sociedad tiene el compromiso de perforar 4
pozos exploratorios en los próximos dos años, con un monto garantizado de USD 27 millones para el primer año.
28.7 Renegociación en las participaciones en áreas de petróleo y gas
El 30 de diciembre de 2014 la Legislatura de la Provincia de Río Negro ratificó el acuerdo celebrado con la Provincia,
suscripto el 9 de diciembre de 2014 y aprobado por el Poder Ejecutivo por Decreto N° 1708/2014 de fecha 15 de diciembre
de 2014, que prorroga por 10 años la vigencia de las tres concesiones que posee en dicha jurisdicción: 25 de Mayo – Medanito,
Jagüel de los Machos y Río Neuquén.
Este acuerdo establece principalmente, como obligaciones de Petrobras Argentina S.A., el pago de un Bono Fijo de 40
millones de dólares, el pago de un aporte al Desarrollo Social y Fortalecimiento Institucional por 8 millones de dólares y el
pago de un aporte complementario del 3 % sobre la producción de hidrocarburos (adicional al pago del 12% correspondiente a
regalías). Asimismo, se convino la cesión a la Empresa de Desarrollo Hidrocarburífero Provincial Sociedad Anónima (EDHIPSA)
del 5 % de los derechos y obligaciones que le correspondan en relación con la concesión de explotación del área Río Neuquén
en la Provincia.
(Socio)
65
Petrobras Argentina tiene previsto erogar en exploración y explotación de hidrocarburos un total estimado de 907,7 millones
de dólares desde la entrada en vigencia del acuerdo hasta el nuevo vencimiento de las concesiones.
28.8. Compromisos de inversión
Adicionalmente a lo indicado en la nota 28.7, en Argentina, por su participación en los consorcios que tienen a su cargo la
exploración de las áreas petroleras Río Colorado, Río Atuel, Borde del Limay, Chirete y Parva Negra Este, al 31 de diciembre
de 2014 la Sociedad mantiene compromisos de inversión por aproximadamente USD 16 millones, los cuales incluyen la
perforación de pozos exploratorios.
28.9. Información relevante
A continuación se expone cierta información relevante relacionada con los activos, pasivos y resultados derivados de las
participaciones de la Sociedad en operaciones conjuntas al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012:
El cargo por impuesto a las ganancias no recae en cabeza de las UTES, sino en las sociedades que las integran.
(Socio)
66
29.1 FONINVEMEM, Acuerdo 2008/2011, Resolución SE N° 95/2013 y Resolución SE N° 529/2014:
A través de la Resolución N° 712/04, la Secretaría de Energía creó un fondo de inversión denominado FONINVEMEM I con el
propósito de alentar a los acreedores del MEM a participar en inversiones orientadas a aumentar la oferta disponible de
generación eléctrica en Argentina. En 2007, a través de la Resolución N° 564/07, la Secretaría de Energía convocó a los
agentes del MEM para participar en el llamado del FONINVEMEM II cuyo objetivo fue complementar el financiamiento del
FONINVEMEM I.
En noviembre de 2010, la Secretaría de Energía y los generadores del MEM (entre los cuales se incluye la Sociedad) firmaron
un Acuerdo que, entre otros, tiene como objetivos: (i) viabilizar el ingreso de nueva generación para cubrir el aumento de la
demanda de Energía y Potencia en el MEM; (ii) mejorar la disponibilidad del equipamiento de generación existente; (iii)
determinar un mecanismo para la cancelación de las acreencias que se configuren entre el período 2008 / 2011 y (iv) el
reconocimiento de un mayor precio por potencia e incremento en los costos reconocidos de operación y mantenimiento.
El 24 de Enero de 2012 Secretaría Energía mediante Nota N° 495/12 suspendió el mayor reconocimiento de costos de
operación y mantenimiento y mayor precio de Potencia.
El 26 de Marzo de 2013, retroactivo a Febrero de ese mismo año, la Secretaría de Energía emitió la Resolución N° 95 que
implicó la modificación en la remuneración de los Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM exceptuando a los
Generadores Plus, la Generación Hidroeléctrica Binacional y Generación Nuclear entre otros. Entre sus principales cambios,
se encuentra la modificación de la remuneración que perciben los Generadores Comprendidos, que para el caso de Petrobras
comprende al Ciclo Combinado de Genelba y la Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú. La nueva Resolución, estableció que los
Generadores tenían la opción de adherir o no a las condiciones establecidas. El 31 de Mayo de 2013, la compañía adhirió a la
nueva normativa quedando las centrales anteriormente mencionadas encuadradas bajo la nueva Resolución. Además dicha
Resolución suspendió transitoriamente los contratos entre privados de Demanda de Energía Eléctrica Base y de combustibles.
El 20 de Mayo de 2014, retroactivo al mes de Febrero de ese mismo año, la Secretaría de Energía a través de la Resolución SE
N° 529/2014 actualizó los valores remunerativos de la Resolución SE 95/2013 anteriormente citada. Adicionalmente, en la
nueva normativa se destaca la incorporación de una remuneración para cubrir Mantenimientos no Recurrentes de las
centrales térmicas y un adicional remunerativo para las máquinas térmicas en los períodos de mayor demanda estacional.
FONINVEMEM
El financiamiento del FONINVEMEM I y II se realizó a través de los aportes del 35% y del 50% de las acreencias que se
configuraron en los períodos 2004-2006 y en el año 2007, respectivamente, en relación al margen entre el precio de venta de
la energía y el costo variable de su generación. Los fondos aportados por Petrobras Argentina fueron de USD 42 millones.
Adicionalmente, la Sociedad cobró las acreencias del año 2007 por USD 16 millones bajo los términos de la Resolución SE N°
564/07 a través de su inversión en Genelba Plus.
El 17 de octubre de 2005 y bajo los términos de la Resolución N° 1.193 de la Secretaría de Energía, Petrobras Argentina
conjuntamente con otros acreedores del MEM manifestaron formalmente su decisión de gestionar la construcción, operación
y mantenimiento de dos centrales de ciclo combinado de 850 MW cada una.
Para la compra de equipos y la construcción, operación y mantenimiento de las centrales se crearon dos fideicomisos. La
gestión de compra del equipamiento, la construcción, operación y mantenimiento de cada una de las centrales está a cargo
de las sociedades Termoeléctrica José de San Martín S.A. y Termoeléctrica Manuel Belgrano S.A., las cuales a su vez poseen
un contrato de abastecimiento de energía eléctrica por 10 años con CAMMESA por el 80% de la energía generada a un precio
que le permite cubrir todos sus costos. Asimismo, el contrato también contempla el pago de las acreencias del FONINVEMEM I
y II y las deudas contraídas para el financiamiento de la inversión inicial. El 20% restante de la energía es comercializada en
el mercado spot. Al finalizar el contrato de suministro, se transferirá a las sociedades generadoras la titularidad de los
activos fideicomitidos respetando la proporción aportada para el financiamiento de la inversión.
A fines de diciembre de 2009 ya se encontraban habilitadas y operando a ciclo abierto las turbinas de gas de las dos
centrales, en tanto que comenzaron a operar a ciclo combinado en el primer trimestre de 2010.
(Socio)
67
La Sociedad está actualmente recuperando los fondos aportados en el FONINVEMEM I, convertidos a dólares estadounidenses
y ajustados con una tasa de interés libo + 1% anual, en 120 cuotas mensuales desde marzo de 2010, cuando ambas centrales
ingresaron en operación bajo la configuración a ciclo combinado. Adicionalmente, es accionista en ambas sociedades con el
8,9% de participación.
Al 31 de diciembre de 2009 los fondos aportados por la Sociedad al FONINVEMEM II fueron recuperados en su totalidad
mediante la inversión en proyectos de generación de energía adicional bajo los términos de la Resolución N° 564/2007 de la
Secretaría de Energía, por el cual la Sociedad construyó la central termoeléctrica Genelba Plus de 165 MW que se erige
actualmente en el mismo predio que la Central Térmica Genelba.
Acuerdo 2008/2011
Con fecha 25 de noviembre de 2010, la Secretaría de Energía y los Generadores firmaron el Acuerdo 2008/2011, el cual se
materializan a través de proyectos de nueva generación, que deberán ser presentados por los Generadores ante la Secretaría
de Energía para su selección y posterior aprobación.
Con respecto a la remuneración a los generadores que adhirieron al Acuerdo, se preveía ciertos mecanismos que les
permitieron preservar sus márgenes de contribución principalmente en lo que respecta a remuneración por Potencia,
reconocimientos de mayores costos variables de mantenimiento y otros no combustibles. El mecanismo indicado estuvo
vigente hasta el 31 de diciembre de 2011, con la aplicación de la Nota N° 495/12 indicada precedentemente.
En marzo de 2013, la Secretaría de Energía sancionó la Resolución N° 95/2013 que implicó la modificación en el esquema de
remuneración de los Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM exceptuando a los Generadores Plus, la
Generación Hidroeléctrica Binacional y Generación Nuclear entre otros.
Entre las principales modificaciones de aplicación para los Generadores que han adherido a este nuevo esquema son:
- Cambios en la remuneración de los agentes generadores según su escala y tecnología. Se remuneran costos fijos y variables
no combustibles como así también una remuneración adicional (estos últimos dos ítems se pagarán en función de la
generación de cada máquina). Una parte de la remuneración adicional se destinará a un fideicomiso que financiará obras del
sector eléctrico.
- Suspensión transitoria de las contrataciones entre privados de combustibles e insumos asociados para el abastecimiento de
las centrales, que serán administrados por CAMMESA.
- Suspensión transitoria de los contratos del Mercado a Término para el suministro de Demanda Base y obligando por ende a
los Grandes Usuarios a adquirir su demanda de energía eléctrica a CAMMESA. Hasta el 7 de Octubre de 2013, se realizaron las
adhesiones de la compañía a dicha resolución como Gran Usuario del MEM.
En mayo de 2014, y retroactivo al mes de febrero, se dictó la Resolución N° 529/2014 en la cual se actualizan los valores
remunerativos de la Resolución N° 95/2013, siendo que se adicionan los siguientes conceptos remunerativos discriminados
por escala y tecnología:
- Remuneración de los Mantenimientos No Recurrentes, concepto que es devengado y pagado en función de los
mantenimientos a ser realizados.
- Remuneración de los Costos Fijos de Máquinas Térmicas en Función de su Disponibilidad, el cual establece un incremento
en el precio percibido en función de la disponibilidad de la central en los meses de mayor demanda del año.
(Socio)
68
29.2 Fideicomiso Financiero de Obra Gasoducto Sur
Con el objeto de contribuir al financiamiento de las obras tendientes a la ampliación de la capacidad de transporte del
Gasoducto General San Martín, en su tramo offshore que atraviesa el Estrecho de Magallanes, en el cuarto trimestre de 2009
Petrobras Argentina suscribió bonos emitidos por el Fideicomiso Financiero de Obra Gasoducto Sur por un monto en pesos
equivalente a USD 30 millones.
Petrobras Argentina recibió a cambio Títulos de Deuda nominados en pesos argentinos (“VRD Obra-4 Estrecho Definitivos”),
que devengan una tasa de interés equivalente al Coeficiente de Estabilización de Referencia más 8% nominal anual. El capital
se amortiza en 30 cuotas trimestrales a partir del 25 de abril de 2011.
Los avales, fianzas y garantías al 31 de diciembre de 2014 no expuestos en las restantes notas ascienden a 1.461.
Adicionalmente, en ciertas operaciones comerciales en las cuales la Sociedad y la contraparte actúan como clientes y
proveedores, ambas partes emiten avales sobre dichas operaciones por valores equivalentes, los cuales al 31 de diciembre de
2014 ascienden a 428.
Asimismo, al 31 de diciembre de 2014, la Sociedad en su grupo económico mantenía los siguientes compromisos contractuales:
(a) Precio estimado de $ 0,45 por MMm3.
(b) Los precios son determinados generalmente por fórmulas basadas en precios de mercados de futuro. Los precios estimados en
esta tabla, utilizados para calcular el equivalente monetario de estas obligaciones de compra, se basan en precios corrientes de
mercado al 31 de diciembre de 2014 y pueden no reflejar los precios reales en el futuro. En consecuencia, los montos en pesos
expuestos en esta tabla con respecto a estas obligaciones se proporcionan al sólo efecto ilustrativo.
31. Resolución General N° 629/2014 – Guarda de Documentación
Con fecha 14 de agosto de 2014, la Comisión Nacional de Valores emitió la Resolución General N° 629 mediante la cual modifica
normas en materia de guarda de documentación.
En tal sentido, la Sociedad informa que los libros de comercio, los libros societarios y los registros contables se encuentran en la
sede inscripta.
La Sociedad ha enviado para su guarda documentación de cierta antigüedad al proveedor AdeA - Administración de Archivos S.A.,
con domicilio Ruta 36, km 34,5, Florencio Varela, Buenos Aires.
(Socio)
69
Con posterioridad a la fecha de cierre del ejercicio no se han producido otros hechos o acontecimientos que pudieran afectar
significativamente la situación patrimonial y financiera de la Sociedad al 31 de diciembre de 2014, ni en los resultados de sus
operaciones por el ejercicio terminado en esa fecha.
33. Información requerida por el artículo 64, Apartado I, Inciso b) de la ley 19.550 por los ejercicios terminado el 31
de diciembre de 2014, 2013 y 2012
(Socio)
70
34. Apertura de Colocaciones de fondos, créditos, préstamos y otras deudas al 31 de diciembre de 2014.
(Socio)
71
35. Reservas petroleras y gasíferas (INFORMACIÓN NO CUBIERTA POR EL INFORME DE LOS AUDITORES)
El siguiente cuadro refleja, segregado por área geográfica y según se trate de sociedades controladas y bajo control conjunto o
sociedades vinculadas, las reservas probadas estimadas de petróleo (incluye petróleo crudo, condensado y líquidos de gas
natural) y gas natural al 31 de diciembre de 2014:
(a) En miles de barriles
(b) En millones de pies cúbicos
La Sociedad efectúa una reestimación de sus reservas con una frecuencia de por lo menos una vez al año. Las estimaciones de
reservas al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 fueron auditadas por DeGolyer and MacNaughton. Las revisiones técnicas
efectuadas por los mencionados consultores técnicos internacionales cubrieron aproximadamente el 80%, 73% y 76% de las
reservas estimadas por la Sociedad al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, respectivamente.
(Socio)
Dr. Miguel A. Urus
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223
Juan C. Cincotta
72
INFORMACIÓN ADICIONAL A LAS NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS
ART. N° 68 DEL REGLAMENTO DE LA BOLSA DE COMERCIO DE BUENOS AIRES Y
ART. N° 12 - TÍTULO IV - CAPÍTULO III DEL REGIMEN INFORMATIVO PERIÓDICO DE LA COMISION NACIONAL DE VALORES
BALANCE GENERAL AL 31 DE DICIEMBRE DE 2014
Cifras expresadas en millones de pesos
1) No existen regímenes jurídicos específicos y significativos que afectan a la Sociedad que impliquen decaimientos o
renacimientos contingentes de beneficios previstos por dichas disposiciones.
2)
Ver notas 2 a los estados contables individuales.
3)
Créditos y deudas – Clasificación según su vencimiento
4)
Créditos y deudas – Clasificación según los efectos financieros que produce su mantenimiento
(Socio)
73
5) Las participaciones en sociedades del artículo 33 de la Ley N° 19.550 se exponen en la Nota 27.2 a los estados contables
individuales.
El detalle de los saldos deudores y acreedores por sociedad se expone en Nota 27.2 a los estados contables individuales y su
clasificación por vencimiento y por los efectos financieros que su mantenimiento produce es la siguiente:
- Clasificación según vencimiento:
(Socio)
74
- Clasificación según los efectos financieros que produce su mantenimiento:
(Socio)
75
6) No existen ni hubo durante el ejercicio créditos por ventas o préstamos a directores, miembros de la Comisión Fiscalizadora y
sus parientes hasta el segundo grado inclusive.
7) La Sociedad tiene como política la toma de inventarios físicos rotativos en distintas fechas dentro del ejercicio para sus bienes
de cambio de las actividades petrolera, gasífera, petroquímica y refinación.
No existen bienes significativos de más de un año de inmovilización que no se encuentren previsionados.
8) Para evaluar los bienes de cambio al costo se consideraron los costos de producción propios y las compras al cierre del período.
No hay bienes de uso valuados a su valor corriente.
9)
No existen bienes de uso de la Sociedad revaluados técnicamente.
10) No existen bienes de uso de la Sociedad obsoletos.
11) No existen participaciones en otras sociedades que superen el límite fijado por el art. 31 de la Ley N° 19.550 en los términos del
punto 12 del Anexo I – capítulo XXIII – libro 7 de la R.G. N° 368/01 de la CNV.
12) El valor recuperable considerado para los bienes de cambio y bienes de uso fue el siguiente:
Para los bienes de cambio correspondientes a las actividades de petróleo y gas, refinación y distribución y petroquímica, y para los
otros activos se tomó el valor neto de realización, entendiendo como tal al precio de venta menos los gastos directos de venta. En los
casos de no existencia de valores de mercado, la Compañía utilizó a tal fin evaluaciones propias.
Para los bienes de uso se determinó en función de lo indicado en la Nota 2.6.4 a los estados contables individuales.
13) Los seguros vigentes al cierre del ejercicio se detallan a continuación:
14) La Sociedad ha registrado previsiones para potenciales pérdidas que surgen de la evaluación técnica efectuada sobre el riesgo,
cuya materialización depende de eventos futuros y su ocurrencia se estima como probable.
15) Existen otras situaciones contingentes además de las mencionadas en las Notas 16.1.5 y 21 a los estados contables individuales,
sobre las cuales la Sociedad ha tomado conocimiento, pero debido a su remota probabilidad de concreción no han sido registradas ni
expuestas en los estados contables.
(Socio)
76
16) No existen adelantos irrevocables a cuenta de futuras suscripciones.
17) No existen dividendos acumulativos impagos de acciones preferidas.
18) A la fecha de cierre de los presentes estados financieros, la Sociedad tiene registrado en el Patrimonio un saldo negativo de 693
generado por la adquisición de PELSA, el cual disminuye el total distribuible de los Resultados Acumulados.
Buenos Aires, 4 de febrero de 2015.
(Socio)
Dr. Miguel A. Urus
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223
Juan C. Cincotta
77
GLOSARIO:
AFIP
Administración Federal de Ingresos Públicos
ADS
American Depositary Shares
BCBA
Bolsa de Comercio de Buenos Aires
BOE
Barrel Oil Equivalent (barril de petróleo equivalente)
BOL
Bolívares Venezolanos
BOPS
Poliestireno bi-orientado
CAMMESA
Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A
CIESA
Compañía de Inversiones de Energía S.A.
CNDC
Comisión Nacional de Defensa de la Competencia
CNV
Comisión Nacional de Valores
CPCECABA
Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires
CSJN
Corte Suprema de Justicia de la Nación
CSMS
Calidad, Seguridad, Medio Ambiente y Salud e Higiene Ocupacional
Distrilec
Distrilec Inversora S.A
Edesur
Empresa Distribuidora Sur S.A. (Edesur S.A.)
Estados Unidos
Estados Unidos de Norteamérica
ENARGAS
Ente Nacional Regulador del Gas
ENARSA
Energía Argentina S.A.
ENRE
Ente Nacional Regulador de la Electricidad
EPCA
Enron Pipeline Company Argentina S.A
EUR
Euros
FACPCE
Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas
FONINVEMEM
Fondo para las Inversiones Necesarias que permitan Incrementar la Oferta de Energía Eléctrica
GLP
Gases Licuados del Petróleo
GNC
Gas Natural Comprimido
GNL
Gas Natural Licuado
Grupo
Grupo de Empresas de Petrobras Argentina S.A.
GWh
GyP
Giga Watts hora
Gas y Petróleo del Neuquén
IAPG
Instituto Argentino del Petróleo y del Gas
IASB
International Accounting Standards Board
IFO
INDEC
Intermediate Fuel Oil
Instituto Nacional de Estadística y Censos
IPACE
Instituto Profesional Argentino para la Calidad y la Excelencia
LSC
Ley N° 19.550 de Sociedades Comerciales
78
MBbl
Miles de barriles
MEM
Mercado Eléctrico Mayorista
MEP
Ministerio de Energía y Petróleo de Venezuela
MMm3
Millones de metros cúbicos
Mpc
Millones de pies cúbicos
MPFIPyS
Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios
MW
Mega Watts
MWh
Mega Watts hora
m3
Metros cúbicos
NIIF
Normas internacionales de información financiera
NIC
Normas internacionales de contabilidad
NYSE
New York Stock Exchange (Bolsa de Nueva Cork)
OCP
Oleoducto de Crudos Pesados Ltd.
OHSAS
Occupational Health and Safety Assessment Series
ONG
Organización No Gubernamental
OPEP
Organización de Países Exportadores de Petróleo
ORI
PDVSA
Petróleos de Venezuela S.A.
PEDASA
Petrobras Electricidad de Argentina S.A.
PELSA
Petrolera Entre Lomas S.A.
PEN
Poder Ejecutivo Nacional
PEPSA
Petrobras Energía Participaciones S.A
PES
Pesos argentinos
Petróleo Brasileiro
Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS, compañía controlante de Petrobras Argentina S.A.
PGSM
Puerto General San Martín
PIB BV
Petrobras Internacional Braspetro BV
PVIE
Petrobras Valores Internacional de España S.L.
Rls
Reales brasileños
RT
Resolución Técnica
RTI
Revisión Tarifaria Integral
SCyCG
Subsecretaría de Coordinación y Control de Gestión
SEC
Security and Exchange Commission
SIC
Standing Interpretations Committee
SMS
Seguridad, Medio Ambiente y Salud
TGS
Transportadora de Gas del Sur S.A
79
Tn
Toneladas
UNIREN
Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos
USD
Dólares estadounidenses
UGE
Unidad Generadora de Efectivo
VN
Valor Nominal
VNR
Valor Neto de Realización
WACC
Weighted Average Cost of Capital (Costo promedio de capital)
WTI
West Texas Intermediate
WTS
West Texas Sour
YPFB
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos
$ BOL
Pesos bolivianos
80
INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES
A los señores Accionistas, Presidente y Directores de
C.U.I.T. 30-50407707-8
Hemos auditado los estados financieros individuales adjuntos de Petrobras Argentina
S.A. (en adelante “la Sociedad”) que comprenden el estado de situación financiera
individual al 31 de diciembre de 2014, los estados individuales de resultados, del
resultado integral, de cambios en el patrimonio y de flujos de efectivo por el ejercicio
finalizado en esa fecha, y un resumen de las políticas contables significativas y otra
información explicativa.
Los saldos y otra información correspondientes a los ejercicios 2013 y 2012, son parte
integrante de los estados financieros auditados mencionados precedentemente y por lo
tanto deberán ser considerados en relación con esos estados financieros.
El Directorio de la Sociedad es responsable por la preparación y presentación
razonable de estos estados financieros individuales de acuerdo con las normas
contables profesionales de la Resolución Técnica N° 26 de la Federación Argentina de
Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (FACPCE), incorporadas por la
Comisión Nacional de Valores (CNV) a su normativa. Dichas normas difieren de las
Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) aprobadas por el Consejo
de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB por sus siglas en inglés) y utilizadas
en la preparación de los estados financieros consolidados de Petrobras Argentina S.A.
con sus sociedades controladas, en los aspectos que se mencionan en la nota 2.1 a los
estados financieros individuales adjuntos. Asimismo, el Directorio es responsable de la
existencia del control interno que considere necesario para posibilitar la preparación
de estados financieros individuales libres de incorrecciones significativas originadas en
errores o en irregularidades. Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión
sobre los estados financieros individuales, en base a la auditoría que efectuamos con el
alcance detallado en el párrafo “Responsabilidad de los auditores”.
Responsabilidad de los auditores
Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión sobre los estados
financieros individuales adjuntos basada en nuestra auditoría. Hemos llevado a cabo
nuestro examen de conformidad con Normas Internacionales de Auditoría (NIAs).
Dichas normas fueron adoptadas como normas de auditoría en Argentina mediante la
Resolución Técnica N° 32 de FACPCE tal y como fueron aprobadas por el Consejo de
Normas Internacionales de Auditoría y Aseguramiento (IAASB por sus siglas en
inglés) y exigen que cumplamos con los requerimientos de ética, así como que
planifiquemos y ejecutemos la auditoría con el fin de obtener una seguridad razonable
sobre si los estados financieros separados se encuentran libres de incorrecciones
significativas.
Una auditoría conlleva la aplicación de procedimientos para obtener elementos de
juicio sobre las cifras y otra información presentada en los estados financieros
separados. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio del auditor,
incluyendo la valoración del riesgo de incorrecciones significativas en los estados
financieros separados debidas a fraude o error. Al efectuar dicha valoración del riesgo,
el auditor debe tener en consideración el control interno pertinente para la
preparación y presentación razonable por parte de la Sociedad de los estados
financieros separados, con el fin de diseñar los procedimientos de auditoría que sean
adecuados, en función a las circunstancias, y no con la finalidad de expresar una
opinión sobre la eficacia del control interno de la Sociedad. Una auditoría también
comprende una evaluación de la adecuación de las políticas contables aplicadas, de la
razonabilidad de las estimaciones significativas realizadas por la dirección de la
Sociedad y de la presentación de los estados financieros separados en su conjunto.
Consideramos que los elementos de juicio que hemos obtenido proporcionan una base
suficiente y adecuada para fundamentar nuestra opinión de auditoría con salvedades.
La Sociedad ha registrado su participación en las empresas mixtas en Venezuela al 31 de
diciembre de 2014 por el método de la participación. No hemos podido obtener evidencia de
auditoría suficiente y adecuada sobre dicha registración contable debido a que no hemos tenido
acceso a la información financiera auditada de dichas empresas. Por consiguiente, no nos fue
posible determinar si los importes registrados, los cuales ascienden a $2.667 millones al 31 de
diciembre de 2014, deberían ser ajustados.
En nuestra opinión, excepto por los efectos de la situación detallada en el párrafo
“Fundamentos de nuestra opinión con salvedades”, los estados financieros
individuales mencionados en el primer párrafo del presente informe presentan
razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera individual
de Petrobras Argentina S.A. al 31 de diciembre de 2014, su resultado integral
individual y los flujos de efectivo individuales por el ejercicio finalizado en esa fecha,
de conformidad con las normas de la Resolución Técnica N° 26 de la Federación
Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas para los estados
financieros individuales de una entidad controlante.
En cumplimiento de disposiciones vigentes informamos, respecto de Petrobras
Argentina S.A., que:
a) los estados financieros individuales de Petrobras Argentina S.A. se encuentran
asentados en el libro "Inventarios y Balances" y cumplen, en lo que es materia de
nuestra competencia, con lo dispuesto en la Ley de Sociedades Comerciales y en las
resoluciones pertinentes de la Comisión Nacional de Valores;
b) los estados financieros individuales de Petrobras Argentina S.A. surgen de registros
contables llevados en sus aspectos formales de conformidad con normas legales,
que mantienen las condiciones de seguridad e integridad en base las cuales fueron
autorizados por la Comisión Nacional de Valores;
c) hemos leído la información adicional a las notas a los estados financieros
individuales requerida por el artículo 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio
de Buenos Aires y artículo 12 del Título IV, Capítulo III, del Régimen informativo
periódico de la Comisión Nacional de Valores, sobre las cuales, en lo que es materia
de nuestra competencia, no tenemos otra observación que formular que la indicada
en el párrafo “Fundamentos de nuestra opinión con salvedades”;
d) al 31 de diciembre de 2014 la deuda devengada a favor del Sistema Integrado
Previsional Argentino de Petrobras Argentina S.A. que surge de los registros
contables y de las liquidaciones de la Sociedad ascendía a $ $ 41.163.041, no siendo
exigible a dicha fecha;
e) de acuerdo con lo requerido por el artículo 21°, inciso e), Capítulo III, Sección VI,
Título II de la normativa de la Comisión Nacional de Valores, informamos que el
total de honorarios en concepto de servicios de auditoría y relacionados facturados
a la Sociedad en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 representan:
e.1) el 100% sobre el total de honorarios por servicios facturados a la Sociedad por
todo concepto en dicho ejercicio;
e.2) el 54,1% sobre el total de honorarios por servicios de auditoría y relacionados
facturados a la Sociedad, sus sociedades controlantes, controladas y vinculadas
en dicho ejercicio;
e.3) el 54,1% sobre el total de honorarios por servicios facturados a la Sociedad, sus
sociedades controlantes, controladas y vinculadas por todo concepto en dicho
ejercicio;
f) hemos aplicado los procedimientos sobre prevención de lavado de activos y
financiación del terrorismo para Petrobras Argentina S.A. previstos en las
correspondientes normas profesionales emitidas por el Consejo Profesional de
Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 4 de febrero de 2015
(Socio)
Dr. Miguel A. Urus
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223
A los Señores Accionistas de
C.U.I.T.: 30-50407707-8
Introducción
En nuestro carácter de síndicos de Petrobras Argentina S. A. (“la Sociedad”), de acuerdo con lo
requerido por el inciso 5) del artículo 294 de la Ley de Sociedades Comerciales N° 19.550
(“LSC”) y por las normas de la Comisión Nacional de Valores (“CNV”) y la Bolsa de Comercio
de Buenos Aires (“BCBA”), hemos examinado:
a)
Los estados financieros individuales adjuntos de Petrobras Argentina S.A. que
comprenden el estado de situación financiera individual al 31 de diciembre de 2014, los
estados individuales de resultados, del resultado integral, de cambios en el patrimonio y
de flujos de efectivo por el ejercicio finalizado en esa fecha, y un resumen de las
políticas contables significativas y otra información explicativa.
b)
Los estados financieros consolidados adjuntos de Petrobras Argentina S.A. y sus
sociedades controladas que comprenden el estado de situación financiera consolidado al
31 de diciembre de 2014, los estados consolidados de resultados, del resultado integral,
de cambios en el patrimonio y de flujos de efectivo por el ejercicio finalizado en esa
fecha, y un resumen de las políticas contables significativas y otra información
explicativa.
Los saldos y otra información correspondiente a los ejercicios 2013 y 2012, son parte integrante
de los estados financieros auditados mencionados precedentemente y por lo tanto deberán ser
considerados en relación con esos estados financieros.
El Directorio de la Sociedad es responsable por la preparación y presentación razonable de: (i)
los estados financieros individuales de acuerdo con las normas contables profesionales de la
Resolución Técnica (“RT”) N° 26 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de
Ciencias Económicas (“FACPCE”), incorporadas por la CNV a su normativa. Dichas normas
difieren de las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”) aprobadas por el
Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (“IASB” por sus siglas en inglés) y
utilizadas en la preparación de los estados financieros consolidados de Petrobras Argentina S.A.
con sus sociedades controladas, en los aspectos que se mencionan en la nota 2.1 a los estados
financieros individuales adjuntos. Asimismo, el Directorio es responsable de la existencia del
control interno que considere necesario para posibilitar la preparación de estados financieros
individuales libres de incorrecciones significativas originadas en errores o en irregularidades; y
(ii) los estados financieros consolidados de acuerdo con las NIIF adoptadas como normas
contables profesionales argentinas por la FACPCE e incorporadas por la CNV a su normativa,
tal y como fueron aprobadas por el IASB. Asimismo, el Directorio es responsable de la
existencia del control interno que considere necesario para posibilitar la preparación de estados
financieros consolidados libres de incorrecciones significativas originadas en errores o en
irregularidades.
Responsabilidad de la Comisión Fiscalizadora
Nuestra responsabilidad es informar sobre los documentos indicados en la Introducción, basados
en nuestro trabajo de sindicatura y en el trabajo de auditoría llevado a cabo por el auditor
externo. Excepto por lo mencionado en el párrafo “Fundamentos de nuestra opinión con
salvedades”, el trabajo fue realizado de acuerdo con las normas de sindicatura vigentes. Dichas
normas requieren que el examen de los estados financieros se efectúe de acuerdo con las normas
de auditoría vigentes e incluya la verificación de la congruencia de los documentos examinados
con la información sobre las decisiones societarias expuestas en actas, y la adecuación de dichas
decisiones a la ley y a los estatutos, en lo relativo a sus aspectos formales y documentales. Para
realizar nuestra tarea profesional sobre los documentos detallados en la Introducción, hemos
examinado el trabajo efectuado por el auditor externo de la Sociedad, en el que nos hemos
basado, el que fue llevado a cabo de conformidad con Normas Internacionales de Auditoría
(“NIAs”). Nuestra labor incluyó el examen de la planificación del trabajo, de la naturaleza,
alcance y oportunidad de los procedimientos aplicados y de los resultados de la auditoría
efectuada por el auditor externo.
Las NIAs fueron adoptadas como normas de auditoría en Argentina, por la RT N° 32 de la
FACPCE tal y como fueron aprobadas por el Consejo de Normas Internacionales de Auditoría y
Aseguramiento (“IAASB” por sus siglas en inglés) y exigen que el auditor cumpla los
requerimientos de ética, así como que la auditoría se planifique y ejecute con el fin de obtener
una seguridad razonable sobre si los estados financieros se encuentran libres de incorrecciones
significativas. Una auditoría conlleva la aplicación de procedimientos para obtener elementos de
juicio sobre las cifras y otra información presentada en los estados financieros. Los
procedimientos seleccionados dependen del juicio del auditor, incluyendo la valoración del
riesgo de incorrecciones significativas en los estados financieros debidas a fraude o error. Al
efectuar dicha valoración del riesgo, el auditor debe tener en consideración el control interno
pertinente para la preparación y presentación razonable por parte de la Sociedad de los estados
financieros, con el fin de diseñar los procedimientos de auditoría que sean adecuados, en
función a las circunstancias, y no con la finalidad de expresar una opinión sobre la eficacia del
control interno de la Sociedad. Una auditoría también comprende una evaluación de la
adecuación de las políticas contables aplicadas, de la razonabilidad de las estimaciones
significativas realizadas por la dirección de la Sociedad y de la presentación de los estados
financieros en su conjunto.
Consideramos que nuestro trabajo y el del auditor externo de la Sociedad, detallado en su
respectivo informe, nos brindan una base suficiente y adecuada para fundamentar nuestra
opinión con salvedades. No hemos efectuado ningún control de gestión y, por lo tanto, no
hemos evaluado los criterios y decisiones empresarias de administración, financiación,
comercialización y producción, dado que estas cuestiones son de responsabilidad exclusiva del
Directorio de la Sociedad.
La Sociedad ha registrado su participación directa e indirecta en las Empresas Mixtas en
Venezuela al 31 de diciembre de 2014 por el método de la participación. No se ha podido
obtener evidencia de auditoría suficiente y adecuada sobre dicha registración contable debido a
que no se ha tenido acceso a la información financiera auditada de dichas empresas. Por
consiguiente, no fue posible determinar si los importes registrados, los cuales ascienden a
$2.667 millones al 31 de diciembre de 2014, deberían ser ajustados.
Basados en nuestra revisión y en el informe de fecha 4 de febrero de 2015 del auditor externo de
la Sociedad, excepto por los efectos de la situación detallada en el párrafo “Fundamentos de
nuestra opinión con salvedades”: (a) los estados financieros individuales mencionados en la
Introducción presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación
financiera individual de Petrobras Argentina S.A. al 31 de diciembre de 2014, su resultado
integral individual y los flujos de efectivo individuales por el ejercicio finalizado en esa fecha,
de conformidad con las normas de la RT 26 de la FACPCE para los estados financieros
individuales de una entidad controlante; y (b) los estados financieros consolidados
mencionados en la Introducción presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos,
la situación financiera consolidada de Petrobras Argentina S.A. y sus sociedades controladas al
31 de diciembre de 2014, su resultado integral consolidado y los flujos de efectivo consolidados
por el ejercicio finalizado en esa fecha, de conformidad con las NIIF.
En cumplimiento de disposiciones vigentes informamos, respecto de Petrobras Argentina S.A.,
que:
a) Los estados financieros adjuntos se ajustan a las disposiciones de la LSC y a las normas
sobre documentación contable de la CNV, se encuentran asentados en el Libro de Inventario
y Balances, y surgen de los registros contables de la Sociedad llevados, en sus aspectos
formales, de conformidad con las disposiciones legales vigentes.
b) Hemos leído: (i) la sección “Síntesis de la Estructura Patrimonial y de Resultados” de la
Memoria, y (ii) la información adicional a las notas a los estados financieros individuales,
requerida por el artículo 68 del Reglamento de la BCBA y por el artículo 12 del Título IV,
Capítulo III del Régimen informativo periódico de la CNV, sobre las que, en lo que es
materia de nuestra competencia, no tenemos otra observación que formular que la indicada
en el párrafo “Fundamento de nuestra opinión con salvedades”.
c) Al 31 de diciembre de 2014, la deuda devengada en concepto de aportes y contribuciones
con destino al Sistema Integrado Previsional Argentino, que surge de los registros contables
y de las liquidaciones de la Sociedad, asciende a $ 41.163.041, no siendo exigible a esa
fecha.
d) Hemos examinado el Inventario y la Memoria del Directorio correspondientes al ejercicio
económico concluido el 31 de diciembre de 2014. Al respecto, en materia de nuestra
competencia, nada tenemos que observar, siendo las manifestaciones sobre hechos futuros
incluidas en la Memoria, responsabilidad exclusiva del Directorio.
e) Hemos examinado la información, incluida en el Anexo a la Memoria, sobre el grado de
cumplimiento del Código de Gobierno Societario requerida por las Normas de la CNV, y
sobre la misma no tenemos observaciones que formular.
f) De acuerdo a lo requerido por las normas de la CNV, sobre la independencia del auditor
externo y sobre la calidad de las políticas de auditoría aplicadas por el mismo y de las
políticas de contabilización de la Sociedad, el informe del auditor externo citado
anteriormente, incluye la manifestación de haber aplicado las normas de auditoría vigentes
en Argentina, que comprenden los requisitos de independencia, y no contiene otras
salvedades en relación con la aplicación de dichas normas que las indicadas en el párrafo
“Fundamento de nuestra opinión con salvedades”, ni discrepancias con respecto a las
normas contables aplicadas.
g) En ejercicio del control de legalidad que nos compete, hemos aplicado durante el ejercicio
los procedimientos descriptos en el artículo 294 de la LSC que consideramos necesarios de
acuerdo con las circunstancias, no teniendo observaciones que formular al respecto.
h) Hemos aplicado los procedimientos sobre prevención de lavado de activos y financiación
del terrorismo, previstos en las correspondientes normas profesionales emitidas por el
Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Ciudad Autónoma de Buenos Aires,
Juan Carlos Cincotta
Síndico Titular
Justo F. Norman
Síndico Titular
Rogelio N. Maciel
Síndico Titular

Diciembre - Pampa Energía

Transcripción

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