PETROBRAS ENERGIA S

Transcripción

PETROBRAS ENERGIA S

PETROBRAS ENERGIA S.A.
Estados Contables, Memoria y Reseña Informativa
al 31 de Diciembre de 2008, 2007 y 2006
juntamente con el Informe del Auditor
e Informe de la Comisión Fiscalizadora
Carta a los Accionistas
Señores Accionistas:
En 2008, el ambiente macroeconómico en el cual operó la Compañía estuvo caracterizado por cambios
drásticos. Durante la primera parte del año, los precios del petróleo y sus derivados alcanzaron récords
históricos. En la segunda mitad, este escenario cambió radicalmente a partir de la manifestación de una
profunda crisis financiera global, que tiene entre sus principales emergentes una drástica caída del precio de
los commodities, la abrupta desaceleración de la economía, una significativa apreciación del dólar
estadounidense y severas restricciones para el financiamiento.
Esta nueva realidad, sumamente compleja en su naturaleza, con múltiples connotaciones y con una extensión
incierta, nos representa un severo desafío para sostener nuestra estrategia de crecimiento con rentabilidad,
integrando la responsabilidad social y ambiental, dimensiones que en este particular escenario cobran una
singular relevancia.
En el camino de superar estos desafíos, la Compañía definió una serie de iniciativas estratégicas con eje en la
optimización de los recursos, en la eficiencia de la gestión y en la disciplina financiera. Tenemos la
convicción de que el logro de las mismas nos permitirá superar las limitantes del contexto, identificar y
capitalizar nuevas oportunidades, y diferenciarnos en un nuevo ambiente de negocios.
Consecuentes con las premisas de nuestro Plan de Negocios, concretamos durante 2008 inversiones por
aproximadamente 2.500 millones de pesos, magnitud que representa un 31 por ciento de crecimiento respecto
a las del año precedente.
En el Negocio de Exploración y Producción de Petróleo y Gas seguimos apostando a crecer en reservas a
partir de la exploración, por lo cual incrementamos las inversiones un 70 por ciento, totalizando 127 millones
de dólares aproximadamente. Suscribimos acuerdos que permitieron incorporarnos como socios, con una
participación del 33 por ciento, en la exploración off-shore en las cuencas del Golfo de San Jorge y de
Malvinas. Estos nuevos proyectos —sumados a los de cuenca Colorado Marina— reafirman el
posicionamiento de la Compañía como uno de los principales actores de la exploración del Mar Argentino.
Durante el ejercicio 2008, completamos la adquisición de participaciones en los activos de El Tordillo y
Sierra Chata. En el mismo camino, suscribimos un acta acuerdo con la Provincia del Neuquén para extender
por diez años la vigencia de las concesiones de explotación de Aguada de la Arena, Río Neuquén, Veta
Escondida y Rincón de Aranda.
Con respecto a nuestras inversiones en el exterior, participamos en el descubrimiento de importantes reservas,
del orden de dos trillones de pies cúbicos de gas y 87 millones de barriles de condensado, en el Pozo
Kinteroni 1-X del Lote 57, en Perú. En Ecuador alcanzamos acuerdos con el Gobierno que permiten asegurar
el desarrollo sostenido de las operaciones. En Venezuela continuamos con el desafío de procurar un adecuado
funcionamiento y desarrollo de las Empresas Mixtas.
Nuestras refinerías evidenciaron una alta utilización de su capacidad instalada de producción. En el mes de
octubre de 2008, la Refinería de Bahía Blanca alcanzó un récord histórico de utilización de la capacidad
instalada, del 94 por ciento. Asimismo, logramos avanzar con la implantación selectiva de imagen en las
estaciones de servicio que aún no contaban con iconografía de Petrobras Energía, lo cual, junto a otras
iniciativas, nos permitió incrementar las ventas promedio por estación de servicio.
En el Negocio Petroquímico, a través de nuestra inversión en Innova, pusimos en marcha la nueva planta de
etilbenceno, la cual cuenta con una capacidad de 540.000 toneladas anuales y es una de las más modernas del
mundo en términos tecnológicos y ambientales.
En el Negocio de Gas y Energía, continuamos invirtiendo en las obras de los proyectos de Energía Plus, que
sumarán en conjunto 178 MW.
En materia de calidad, seguridad, medio ambiente y salud, consolidamos la política de cuidar el entorno, valor
imprescindible para nuestras operaciones. Así, capacitamos sobre esos temas a más de 3.000 trabajadores,
supervisores y jefes de empresas contratistas y otorgamos la certificación en SMS a más de 10.000
trabajadores contratistas. Por otra parte, continuamos desarrollando lineamientos de Ecoeficiencia,
objetivando la óptima utilización de los recursos naturales y de la energía con un mínimo impacto en el medio
ambiente.
En 2008 trabajamos para retener los talentos de la Compañía y darles oportunidades en un ambiente de
ecuanimidad y transparencia.
Mantuvimos nuestro vínculo con la comunidad, contribuyendo a su desarrollo a través de programas de
Responsabilidad Social Empresarial, enfocados principalmente a proyectos relacionados con las
problemáticas de la niñez y la adolescencia con el objetivo de generar cambios sostenibles y evidenciables en
el largo plazo.
Pusimos en marcha el denominado proyecto ProAni, basado en la implementación de un modelo único de
gestión por procesos que permite la visión integrada de las operaciones de la organización, una mayor
transparencia de datos de todos los procesos comerciales a través de la visualización en tiempo real de todas
las transacciones, a la vez que refuerza el control interno.
Asimismo, avanzamos en el proceso de fusión de las operaciones de Petrobras Energía S.A. y de Petrobras
Energía Participaciones S.A., aprobado por las respectivas asambleas ordinarias y extraordinarias celebradas
el 30 de enero de 2009. Esta reorganización nos permitirá simplificar la estructura societaria, y alcanzar una
mayor eficiencia administrativa, con la consecuente reducción de costos.
El conjunto de estas acciones consolidan nuestra búsqueda de generación de valor. Con esta visión durante el
año 2008, Petrobras Energía distribuyó un dividendo en efectivo de pesos 315 millones. Continuando esta
línea, elevamos a la Asamblea Ordinaria de Accionistas de Petrobras Energía la propuesta de constituir una
reserva para futuros dividendos por 380 millones de pesos.
Perspectivas
En el 2009, con el marco de los lineamientos estratégicos, guiaremos la gestión de los negocios con la meta
de superar los desafíos de la actual coyuntura.
En el negocio de Exploración y Producción de Petróleo, nuestro desafío será incrementar reservas y
producción, priorizando la exploración como vehículo de crecimiento para el largo plazo.
Consolidaremos nuestro portafolio exploratorio, enfocándonos tanto en proyectos actuales como en la
búsqueda de nuevas oportunidades. Avanzaremos con inversiones en perforación y en estudios del offshore
argentino. Daremos continuidad a la implementación en la Cuenca Neuquina del proyecto “tight gas” para la
explotación de reservorios no convencionales de baja permeabilidad, con el uso de tecnología innovadora en
el país, que luego podrá ser aplicada en otros campos.
En el negocio de Refinación y Distribución, continuaremos optimizando la producción de nuestras refinerías
para abastecer los requerimientos del mercado doméstico de combustibles. Además, seguiremos llevando
adelante los proyectos tendientes a alcanzar las especificaciones de calidad que las normas legales establecen
para los próximos años. Nos focalizaremos en la búsqueda de rentabilidad de la operación, manteniendo la
marca Petrobras como sinónimo de servicio, calidad y tecnología.
En los negocios petroquímicos, a partir de inversiones realizadas en los ejercicios anteriores, buscaremos
mantener el liderazgo en estirénicos en Sudamérica.
En el negocio de Gas y Energía, desarrollaremos proyectos diversificados para ofrecer soluciones energéticas,
priorizando sinergias. Con el gas, buscaremos asegurar el abastecimiento de los consumos propios y encontrar
paralelamente alternativas de comercialización rentables. En electricidad trabajaremos para capturar
oportunidades de negocios generadas en el marco de proyectos de Energía Plus, a partir del inicio de las
operaciones comerciales de las Centrales de Genelba Plus y Eco Energía.
Menores tasas de actividad, ó más aún, la contracción de muchos mercados, serán seguramente un
denominador común durante el año 2009. Las condiciones para el financiamiento, ó la falta de éste, obligará a
extremar las iniciativas que permitan generar los recursos propios que sostengan las actividades de inversión
planeadas.
En definitiva, aún frente al desafiante contexto actual, la Sociedad mantiene sus planes de inversión, buscando
además recomponer la rentabilidad de los negocios, optimizando la utilización de capital de trabajo,
gestionando sus actividades de manera eficiente y asegurando la financiabilidad de sus operaciones.
José Fernando de Freitas
Presidente
Reseña Macroeconómica – Año 2008
Contexto Internacional
El año 2008 estuvo signado por el recrudecimiento de la crisis financiera, cuyas primeras manifestaciones ya
se habían sentido el año anterior con el estallido de la burbuja hipotecaria. Las principales economías del
mundo, Estados Unidos, Europa y Japón, entraron en recesión, mientras que China registró una marcada
desaceleración del crecimiento en la segunda parte del año. El gobierno norteamericano debió recurrir a
sucesivos salvatajes de bancos, compañías aseguradoras y entidades hipotecarias para contener la caída de los
mercados y, a su vez, lanzó importantes paquetes de estímulo para la economía con el objetivo de sostener el
debilitado nivel de actividad. En este contexto, la Reserva Federal realizó importantes inyecciones de liquidez
y redujo fuertemente la tasa de interés de referencia a niveles cercanos a cero a fines de año. La tasa de interés
de largo plazo, por su parte, también llegó a ubicarse en niveles sumamente bajos, en torno al 2%, a pesar del
drástico aumento de déficit fiscal y debido a la mayor aversión al riesgo imperante a nivel internacional.
- Petróleo
El año 2008 mostró la séptima alza anual consecutiva en el precio promedio del petróleo, signada, sin
embargo, por el abrupto fin de esta etapa alcista. El crudo de referencia West Texas Intermediate (WTI) se
ubicó en un valor promedio de 99,6 dólares por barril, 38% superior a lo registrado en 2007. Los precios
estuvieron afectados por una marcada volatilidad, alcanzando un máximo de 145 dólares por barril en el mes
de julio, para luego comenzar un franco y agudo retroceso, hasta por debajo de los 40 dólares hacia fines de
año y en coincidencia con la crisis financiera a nivel global.
La demanda de petróleo creció en el año en sólo 70.000 barriles día, o 0,1% superior a la del año 2007, un
nivel de crecimiento virtualmente nulo y no registrado desde 1993. Los volúmenes adicionales fueron
explicados más que en su totalidad por las naciones en desarrollo, con China a la cabeza (alza de 0,42
millones de barriles día), Medio Oriente (0,36 millones), Latinoamérica y resto del continente asiático, en ese
orden de importancia. Las naciones desarrolladas (OECD) registraron en su conjunto una baja en niveles con
respecto a 2007, encabezada por América del Norte (merma de 1,23 millones de barriles), Japón y la Unión
Europea.
La oferta, por su parte, se incrementó en 1,57 millones de barriles día, ó 1,8% sobre 2007. Las alzas se
centraron casi con exclusividad dentro de los países de la OPEP (con Arabia Saudita, Irak y Angola a la
cabeza, con bajas de Nigeria y Venezuela), que adicionaron más del 90% de la nueva oferta del período crudo y líquidos- en respuesta a los crecientes precios hasta mediados del año. Se destacó, por fuera del cártel,
la oferta adicional de Latinoamérica (0,21 millones de barriles día) y el magro desempeño de la ex URSS
(sólo 90.000 barriles día), acompañado por bajas estructurales del Mar del Norte y Golfo de México.
Argentina
La economía argentina mantuvo en 2008 un ritmo de crecimiento aun elevado, superior al 6% de acuerdo con
datos oficiales, pero por debajo del registrado en los años anteriores y con una marcada desaceleración en los
últimos meses del año. Si bien la inflación oficial rondó el 7% anual, mediciones alternativas dan cuenta de
presiones inflacionarias persistentes y un nivel general de precios con una mayor dinámica, aunque
debilitándose en la última fase del año, en línea con la desaceleración del nivel de actividad. Los salarios, por
su parte, mantuvieron tasas de crecimiento por encima del 25% interanual.
Las exportaciones superaron los 70.000 millones de dólares, impulsadas por mayores precios internacionales
pero con un magro desempeño de cantidades, mientras que las importaciones se ubicaron levemente por
debajo de los 60.000 millones de dólares, determinando un saldo comercial superior a los 10.000 millones de
dólares. A diferencia de años anteriores y pese al mencionado beneficio de precios récord de las commodities,
la oferta de divisas no resultó excedentaria y se observó tanto un estancamiento en el nivel de reservas del
Banco Central como una depreciación del tipo de cambio nominal, que promedió 3,16 $/USD y cerró el año
en 3,45 $/USD a causa de una menor demanda de dinero medida en términos de producto.
El sector público nacional logró un superávit primario del orden de 3 puntos porcentuales del PBI, con un
importante aumento de la recaudación por retenciones a las exportaciones. El Congreso aprobó una ley
promovida por el Poder Ejecutivo que elimina el sistema previsional de capitalización y vuelve a dejar todo el
esquema jubilatorio en manos del sistema de reparto del Estado. Sobre el final del año, el Gobierno lanzó una
serie de medidas para impulsar el nivel de actividad, entre las que se incluyen cambios en el impuesto a las
ganancias, un plan de infraestructura y créditos para el consumo.
La producción nacional de petróleo registró en el año una caída de en torno al 2%, mientras que el
procesamiento de crudo también registró una leve reducción. Aun así, la utilización de capacidad instalada en
la industria de refinación se mantuvo elevada, por encima del 90% en el promedio del año. La demanda de
gasoil se vio afectada por los paros del agro y de transporte en la primera mitad del año provocando que su
crecimiento resultase más débil. En el caso de las naftas, la demanda se mantuvo fuerte y se vio nuevamente
impulsada por la caída del uso del GNC. El consumo de naftas premium se redujo significativamente con
respecto al año anterior, siendo éstos volúmenes sustituidos por nafta súper.
En el caso del gas, la producción nacional registró una mínima contracción en el año. La oferta de gas fue
complementada en los meses de invierno con GNL (gas natural licuado) a través de un buque regasificador
desde el puerto de Bahía Blanca.
Por su parte, la demanda de electricidad registró un aumento suave, de en torno al 3%, con respecto al año
anterior. En cuanto a la oferta eléctrica, se pusieron en marcha las dos centrales térmicas del FONINVEMEM.
Ambas funcionan por el momento a ciclo abierto.
Perú
Nuevamente, bajo un contexto de fuerte liquidez internacional y altos precios de las commodities (al menos,
hasta mediados de año), la economía peruana finalizó su séptimo año consecutivo de crecimiento a altas tasas,
y expandió su producto por encima del 9%, cifra de las más elevadas de la región. Este gran desempeño ha
sido explicado por los sectores de Servicios, Comercio, Manufacturas y Construcción, en ese orden.
La persistente entrada de capitales, alentada por el logro de la nota “Investment Grade” de parte de las
calificadoras de riesgo internacional, favoreció la apreciación del tipo de cambio hasta un promedio de NS.
2,93/USD (con un piso de NS. 2,80 en julio), hecho que posibilitó a su vez contener la expansión de los
precios minoristas presionados al alza tanto por el alto nivel de demanda interna, como por los altos precios
internacionales de commodities agrícolas y energéticos. El IPC acumuló en el período una suba cercana al 7%,
en torno al doble de lo registrado en 2007.
Las reservas del Banco Central llegaron a niveles récord histórico, por sobre los 30.000 millones de dolares, y
el saldo comercial arrojó un superávit de aproximadamente 2% del producto bruto. En el plano fiscal, las
arcas estatales arrojarían superávits primario y global en torno al 3% y 1,7%, respectivamente.
En dicho contexto, los niveles de riesgo país se ubicaron en un promedio de 270 puntos, de los más bajos en
la región. El nivel de desempleo bajó levemente, promediando en el año en torno al 8%, algunas décimas por
debajo de la cifra de 2007.
Ecuador
La economía ecuatoriana habría crecido en torno al 4% en 2008, prácticamente duplicando el ritmo de
crecimiento de 2007. Los sectores de servicios en general, construcción, administración pública, agua y
electricidad e intermediación financiera más que compensaron la caída del PBI petrolero. Por el lado de la
demanda agregada, la contribución levemente negativa neta del sector externo se contrapone con las mejoras
en el consumo privado, inversión y gasto público.
Por su parte, el saldo externo promediaría en 2008 un déficit de en torno al 1% del PBI, explicado por una
fuerte alza de las importaciones y parcialmente contrarrestadas por un nivel creciente de exportaciones,
afectadas luego por la abrupta caída en el precio de los hidrocarburos a partir de mediados del año. El plano
fiscal presentó un comportamiento similar por el lado de los ingresos (merma en el tramo correspondiente a
recaudación petrolera), y afectado por mayores gastos, llevando las cifras fiscales a una posición
prácticamente neutra, o levemente deficitaria en el tramo global.
El alza de los precios minoristas se ubica en torno al 9%, explicada –entre otros- por el buen nivel de
consumo privado y la inflación internacional, que afectó a commodities agrícolas, con alto impacto en el costo
de vida.
La producción de petróleo crudo, a pesar de los precios récord alcanzados en el año, registraría una baja
medida en cantidades en torno al 1% (hasta los 504.000 b/d, promedio acumulado a octubre de 2008).
En el plano financiero, la Asamblea Constituyente finalizó la auditoría sobre la deuda externa, declarando de
“ilegítimos” los bonos Global 2012, 2015 y 2030. En base a ello, el país suspendió el cumplimiento de
aproximadamente un tercio del stock de obligaciones con el exterior.
La Conducción de los Negocios durante 2008
Exploración y Producción de Petróleo y Gas
El segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas es el núcleo del negocio de Petrobras Energía: es
el primer eslabón desde el cual crece y se desarrolla su cadena de valor. Actualmente, la Compañía desarrolla
sus actividades en casi todos los países productores de petróleo y gas de América Latina: Argentina,
Venezuela, Perú, Ecuador, Bolivia y Colombia, y también México, donde se desempeña como contratista. En
toda la región, su estrategia es crecer en reservas y producción de petróleo y gas, balanceando proyectos de
exploración y de desarrollo que le permitan optimizar su cartera de inversiones.
En 2008, la Compañía
•
Incrementó las inversiones en exploración en un 70 por ciento, hasta un total de 127 millones de
dólares.
•
Suscribió acuerdos para sumarse a la exploración offshore en el Golfo San Jorge y en la Cuenca
Malvinas, en Argentina.
•
Descubrió gas y condensado con un volumen potencial aproximado a 2 trillones de pies cúbicos de
gas y 87 millones de barriles de condensados, en el pozo exploratorio Kinteroni 1-X del Lote 57, en
Perú.
•
Suscribió el Acta Acuerdo para extender por el término de diez años la vigencia de las concesiones
de explotación de Aguada de la Arena, Río Neuquén, Veta Escondida y Rincón de Aranda, todas
ellas localizadas en la provincia de Neuquén.
•
Se alcanzaron importantes acuerdos con el Gobierno Ecuatoriano en vías de precisar los alcances de
radicales reformas regulatorias y sus efectos económicos.
•
Continuó con los trabajos de evaluación de factibilidad de producción de gas de reservorios
profundos y de baja permeabilidad (“tight gas”), en la Cuenca Neuquina.
•
Duplicó la capacidad de producción de petróleo del yacimiento Estancia Agua Fresca de la cuenca
Austral, primer descubrimiento de Petrobras en la Argentina, llevándola aproximadamente a los
2.500 barriles de petróleo diarios.
Producción e inversiones
En 2008 la producción de petróleo y gas de Petrobras Energía, incluyendo la correspondiente a sociedades
vinculadas, alcanzó un volumen de 129.200 barriles de petróleo equivalente por día, lo que representa una
declinación del 7 por ciento con respecto al promedio del 2007.
Argentina
En la Argentina, la producción, incluyendo la correspondiente a sociedades vinculadas, promedió los 87.700
barriles de petróleo equivalente por día, un registro 3 por ciento inferior al alcanzado en 2007. Esta reducción
se explica principalmente por la declinación natural de la producción de petróleo resultante de la característica
de campos maduros, y por el efecto del paro sindical en la Cuenca Austral.
Durante 2008, Petrobras Energía llevó a cabo un importante plan de inversiones con el objetivo de mejorar la
curva básica de producción, el cual incluyó la perforación de 171 pozos productores e inyectores y la
reparación de 228 pozos.
En la Cuenca Neuquina, la Compañía concentró su actividad en el área Medanito con un total de 31
perforaciones y 21 reparaciones. La producción del área alcanzó un total de 19.100 barriles de petróleo
equivalente por día.
También en la Cuenca Neuquina, en su segundo año de producción, el campo El Mangrullo tuvo un aumento
del 12,5 por ciento en su producción de gas, alcanzando los 900 Mm3/d (millones de metros cúbicos diarios)
de gas promedio en el año, con resultados promisorios de la actividad de perforación realizada.
En la Cuenca Austral, el ritmo de la producción reflejó las consecuencias del paro sindical extendido durante
todo el mes de mayo, con consecuencias en la producción de los meses siguientes a la puesta en marcha del
activo en el invierno de 2008.
Las pérdidas de producción consecuentes de la medida de fuerza fueron parcialmente mitigadas por mejoras
en las instalaciones del yacimiento Estancia Agua Fresca y por una mayor producción de gas. En Estancia
Agua Fresca, las mejoras operacionales permitieron duplicar la capacidad de producción de petróleo y
alcanzar, aproximadamente, los 2.500 barriles durante el segundo semestre.
Otro hito importante en las operaciones de la Cuenca Austral fue la finalización de las obras de ampliación de
los sistemas de compresión de Puesto Peter, Campo Bola y Dos Hermanos del área Santa Cruz I. Estas obras
contribuirán de manera decisiva para mantener la producción de gas de 2009 y 2010.
Durante el mes de diciembre de 2008, se acordó con las autoridades competentes de la provincia del Neuquén
la prórroga de las concesiones Aguada de la Arena, Río Neuquén, Veta Escondida y Rincón de Aranda. De
acuerdo a la legislación vigente, esta prórroga viabilizará la ejecución de nuevas inversiones de desarrollo.
Con el objetivo de evaluar la factibilidad de producir gas en reservorios profundos de baja permeabilidad, se
continuó con la ejecución del proyecto piloto en la Formación Punta Rosada del Yacimiento Río Neuquén de
la Cuenca Neuquina. Durante el año se completaron dos nuevos pozos y se profundizó un pozo perforado con
anterioridad. Todos ellos se encuentran en producción y se está evaluando su comportamiento.
En septiembre de 2008, se hizo efectiva la adquisición por parte de Petrobras Energía de las participaciones de
Conoco Phillips en los activos de Sierra Chata y Parva Negra, en un 25,67 por ciento y un 52,37 por ciento,
respectivamente. Esta operación, que se encontraba sujeta a la aprobación de las autoridades regulatorias
desde febrero de 2007, permitió incrementar la participación de la Compañía en Sierra Chata al 45,55 por
ciento y en Parva Negra al 100 por ciento.
En marzo de 2008, se hizo efectiva la adquisición de la participación del 13,72 por ciento en el yacimiento El
Tordillo y en las áreas con potencial exploratorio La Tapera - Puesto Quiroga.
Exterior
- Perú
En Perú, el Lote X, en el cual la Compañía tiene una participación del 60 por ciento, aumentó su producción
un 7 por ciento, hasta alcanzar 16.000 barriles de petróleo equivalente por día, logro que se viabilizó
principalmente por una intensiva actividad de perforación de desarrollo.
La Compañía desplegó un programa de inversión que consistió en la perforación de 126 pozos, 111
reparaciones (102 primarias y 9 secundarias), 37 reactivaciones de pozos y trabajos en infraestructura que
contribuyeron a optimizar los costos operativos.
- Ecuador
En el transcurso de 2008, la Compañía alcanzó significativos acuerdos con el Gobierno Ecuatoriano en vías
de precisar los alcances de radicales reformas regulatorias y sus efectos económicos, contribuyendo a delinear
un marco de negocios que permita asegurar el desarrollo sostenido de operaciones, con una visión de
rentabilidad en el largo plazo y responsabilidad social.
Con fecha 24 de Octubre de 2008 se suscribió con Petroecuador el Contrato a través del cual se transfirió el
40 por ciento de los derechos y obligaciones en el Contrato de Participación para la Exploración de
Hidrocarburos y Explotación de Petróleo Crudo en el Bloque 18 y en el Convenio Operacional de Explotación
Unificada del Yacimiento Común Hollín en el Campo Palo Azul, a favor de la Compañía Teikoku Oil
Ecuador, lo cual se inscribió en el Registro de Hidrocarburos de la Dirección Nacional de Hidrocarburos con
fecha 27 de Octubre de 2008.
Luego, con fecha 12 de Noviembre de 2008, el Ministerio de Minas y Petróleos resolvió archivar la petición
formulada por la Procuraduría General del Estado de fecha 18 de febrero de 2008, en la que se solicitaba que
ese Ministerio inicie el proceso administrativo de caducidad del Contrato de Participación del Bloque 18 y del
Convenio Operacional de Explotación Unificada del Yacimiento Común Hollín del Campo Palo Azul, basada
entre otros supuestos, en supuestas irregularidades en el proceso de la referida cesión a Teikoku Oil Ecuador.
El 31 de Octubre de 2008, EcuadorTLC, Cayman, Petromanabí, Teikoku Oil Ecuador y Petroecuador
suscribieron los Contratos Modificatorios referentes al Contrato de Participación del Bloque 18 y al Convenio
de Explotación Unificada para el Campo Palo Azul. A través de dichos contratos, se incrementa la
participación del Estado Ecuatoriano, que pasa del 51,5 por ciento al 60 por ciento en el caso de Palo Azul y
del 31,8 por ciento al 40 por ciento para el caso de Pata. Adicionalmente, las partes se comprometieron a
modificar el contrato de participación a la modalidad contractual que determine el Gobierno Ecuatoriano de
conformidad con la política de hidrocarburos gubernamental y a suscribirlo dentro del plazo de un año
calendario
Con fecha 31 de diciembre de 2008, Petrobras Energía Ecuador y Petroecuador suscribieron el Acta de
Terminación del Contrato de Participación del Bloque 31, por el cual se materializó la reversión del Bloque
31 al Estado Ecuatoriano. Adicionalmente, las partes suscribieron el “Convenio de uso de capacidad
garantizada de transporte de petróleo por el Oleoducto de Crudos Pesados (OCP)”, por el cual el Estado
Ecuatoriano asumió el compromiso de que el crudo disponible de su propiedad que transporte por el OCP, a
partir del 1 de enero de 2009, se hará con cargo a la capacidad garantizada de transporte de petróleo en el
Oleoducto de Crudos Pesados que tiene la Compañía a través de sus sociedades relacionadas, hasta un
volumen máximo de 70.000 barriles por día.
Finalmente, en el marco de los las negociaciones sostenidas con el Gobierno Ecuatoriano, las partes acordaron
sobre las significativas divergencias sostenidas en materia de la aplicación de la Ley Reformatoria a la Ley de
Hidrocarburos (Ley No.42/2006), desde su sanción en abril de 2006.
En 2008, la producción de Petrobras Energía en Ecuador, neta de la participación del Estado, promedió
10.508 barriles de petróleo equivalente por día. No obstante la desinversión de la tenencia del 40 por ciento en
el Consorcio que opera el Bloque 18 y el aumento de la participación del Estado en la producción del bloque,
la producción registró un aumento del 1,7 por ciento.
- Venezuela
En Venezuela, la producción de petróleo y gas correspondiente a la participación de la Compañía en las
Empresas Mixtas, promedió los 13.951 barriles de petróleo equivalente por día durante 2008. Esto significa
una disminución del 12 por ciento respecto al año anterior, principalmente debido a la no disponibilidad de
taladros que impidió el cumplimiento de la actividad de perforación y reparación de pozos programada,
compensada parcialmente por la recuperación de los volúmenes de producción de los campos Oritupano
Leona y La Concepción que, en el último trimestre de 2007, habían caído en forma significativa debido a
problemas operacionales.
En los dos últimos meses del año la producción se vio afectada por la disminución de la cuota acordada por
los países miembros de la OPEP, lo que se tradujo en restricciones de bombeo a los campos Oritupano-Leona.
En 2008, le correspondió a la Sociedad un total de 60 millones de dólares en concepto de dividendos
aprobados por Petroritupano y Petrowayuu.
- Bolivia
En Bolivia, la producción del año 2008 fue de aproximadamente 7.800 barriles de petróleo equivalente
diarios, 1 por ciento superior a la de 2007.
- Colombia
En Colombia, se continuaron los trabajos de evaluación de potencial del Campo Tibú, ubicado en la Cuenca
Catatumbo, con el objetivo de definir durante el año 2009 el plan de desarrollo del activo.
Exploración
La exploración es, para Petrobras Energía, un vehículo prioritario en la reposición de reservas. Por tal motivo,
en 2008 la Compañía incrementó significativamente sus inversiones exploratorias, hasta un total de 127
millones de dólares, focalizadas principalmente en registración sísmica y perforación.
Actividades onshore y offshore
Durante este ejercicio, la Compañía perforó onshore 12 pozos exploratorios (incluyendo 4 de avanzada), de
los cuales 3 resultaron exitosos. En offshore se perforó el pozo Aurora x-1 en el bloque CGSJ Marina – 1, que
finalmente resultó abandonado (ver Nuevas oportunidades).
Se registraron 415 kilómetros cuadrados de sísmica 3D, de los cuales 200 corresponden al bloque Chirete en
la Cuenca del Noroeste y 215 a Gobernador Ayala en Cuenca Neuquina. Con respecto a la sísmica 2D se
adquirieron 10.500 kilómetros en el offshore argentino.
Adicionalmente, se registraron 180 mil kilómetros de gravimetría, magnetometría y gradiometría aérea, de los
cuales 160 mil corresponden a la Cuenca Noroeste y el resto al bloque offshore Enarsa 3.
En Perú, se descubrió gas y condensado en un volumen potencial de aproximadamente 2 trillones de pies
cúbicos de gas y 87 millones de barriles de condensado al 100% en el pozo exploratorio Kinteroni 1-X del
Lote 57, operado por Repsol, que está ubicado en la cercanía del yacimiento de Camisea, Cuenca Madre de
Dios, en el sur del país y colindante al sur con el Lote 58, operado por la Compañía. Para completar la
evaluación del pozo restan efectuar pruebas de producción en los niveles mineralizados de mayor interés.
Durante el mes de octubre de 2008, se comenzó la construcción del campamento base en La Peruanita y la
locación del primer pozo exploratorio a perforar en el Lote 58 a principios del 2009, así como la contratación
de varios servicios.
Nuevas oportunidades
Respecto a nuevas oportunidades, la Compañía ingresó en una asociación con Repsol-YPF en el bloque CGSJ
Marina-1 en la Cuenca del Golfo San Jorge con una participación del 33 por ciento. El programa prevé la
perforación de 4 pozos, de los cuales uno (Aurora) se perforó en 2008 y resultó abandonado por alto
porcentaje de agua. Otros nuevos bloques exploratorios son el CAA- 40 y CAA - 46 en la Cuenca Malvinas
donde la Compañía ingresó con el 33 por ciento de participación. El consorcio se completa con Repsol YPF
(Operador) y Pan American, ambos con el 33,5 por ciento de participación.
Petrobras Energía Perú finalizó el proceso de compra iniciado en 2007 de una participación adicional en el
Lote 57, elevándose ésta al 46,16 por ciento.
Reservas de hidrocarburos líquidos y gas natural
Al 31 de diciembre de 2008, las reservas probadas de hidrocarburos líquidos y gas natural de Petrobras
Energía totalizaban 433 millones de barriles de petróleo equivalente (221,5 millones de barriles de petróleo y
1.269 miles de millones de pies cúbicos de gas), lo cual constituye una disminución del 10 por ciento respecto
de las reservas al 31 de diciembre de 2007.
DeGolyer and MacNaughton, consultores técnicos internacionales, auditaron aproximadamente el 70 por
ciento del total de reservas estimadas de la Compañía y el 90 por ciento de las reservas estimadas operadas
por la Sociedad.
La producción del ejercicio acumuló un total de 47,1 millones de barriles de petróleo equivalente.
Durante 2008, se verificó una revisión negativa de 32,7 millones de barriles de petróleo equivalente,
determinada principalmente por la reversión del Bloque 31 de Ecuador.
Por la desinversión de participación en el Bloque 18 de Ecuador, se verificó una reducción de 10,7 millones
de barriles equivalentes de petróleo. Adicionalmente, se adquirieron 32,8 millones de barriles equivalentes de
petróleo con la formalización de la adquisición de participación en Sierra Chata y con la renegociación de las
concesiones Aguada de la Arena y Río Neuquén.
Del total de reservas probadas, el 51 por ciento corresponde a hidrocarburos líquidos y el 49 por ciento a gas
natural. El 62 por ciento de las reservas probadas totales se localiza en la Argentina.
A diciembre de 2008, el total de reservas probadas de petróleo y gas de Petrobras Energía representa, a los
niveles de producción de petróleo y gas de 2008, un horizonte de 9 años.
El siguiente cuadro refleja, por área geográfica, las reservas probadas estimadas de petróleo (incluye petróleo
crudo, condensado y líquidos de gas natural) y gas natural al 31 de diciembre de 2008:
Por causa de cambios legislativos en Bolivia, existe el riesgo potencial de tener que dar de baja la reserva de
hidrocarburos en dicho país, las que al 31 de diciembre de 2008 representan el 5% del total de reservas de la
Compañía.
Transporte de hidrocarburos
Oleoductos del Valle S.A. – Oldelval
Durante 2008, el transporte de petróleo desde Allen a Puerto Rosales promedió los 31.158 metros cúbicos por
día, cifra que equivale a un total de 71,5 millones de barriles transportados en el año, manteniéndose en línea
con el volumen correspondiente al ejercicio anterior.
Durante el presente ejercicio se ejecutaron una serie de obras cuyo principal objetivo fue incrementar la
confiabilidad del sistema, asegurando la integridad del oleoducto y el cumplimiento de las normas
ambientales y de seguridad.
Refinación y Distribución
A través del segmento de Refinación y Distribución, Petrobras Energía avanza en la integración vertical de
sus operaciones. ¿La clave? Consolidar 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 sus
estaciones de servicio.
•
Mantuvo el liderazgo en la comercialización de IFO’s Bunker y Asfaltos Viales, dos segmentos
no regulados del mercado.
•
Mejoró la calidad de la cartera de clientes, lo que le permitió incrementar las ventas promedio
por estación de servicio en un 8 por ciento con relación al año anterior.
•
Refinería Bahía Blanca alcanzó durante octubre el récord histórico de utilización de la capacidad
instalada, que llegó a casi el 94 por ciento.
•
Refinería San Lorenzo maximizó la severidad de proceso en la unidad de Cracking Térmico,
tendiente a obtener la mayor cantidad posible de producción de gas oil.
División Refinación
Durante 2008, el nivel de corrida de crudo en las refinerías Ricardo Eliçabe (Bahía Blanca, provincia de
Buenos Aires) y San Lorenzo (San Lorenzo, provincia de Santa Fe) evidenció una alta utilización de la
capacidad instalada de producción, de 80.800 barriles de petróleo diarios.
La corrida de crudo promedió en el ejercicio un total de 72.208 barriles de petróleo diarios, 6 por ciento
inferior al registro del 2007, consecuencia de las paradas programadas y a la disminución operada a partir del
mes de octubre, a consecuencia de la caída de los precios internacionales y de la reducción de la demanda
interna, lo cual hizo necesario disminuir la carga en las refinerías hasta alinearlas con su óptimo económico.
Hasta el mes de setiembre de 2008, y respondiendo al comportamiento de una demanda creciente de
combustibles, los niveles de corrida de crudo se situaban en niveles cercanos a la capacidad de diseño, con
un promedio para el tercer trimestre del ejercicio de 80.100 barriles de petróleo diarios.
Refinería Bahía Blanca
En 2008, la Refinería Bahía Blanca trabajó casi al máximo de su capacidad instalada (30.500 barriles diarios).
Así, logró procesar un promedio de 29.122 barriles diarios, totalizando 10,6 millones de barriles de crudo en
el año. La mayor parte de ese crudo es Medanito, que proviene de yacimientos de la Cuenca Neuquina; el
resto corresponde a Cañadón Seco y a María Inés.
Entre los hitos más importantes de la refinería figura haber alcanzado el record histórico de utilización de la
capacidad instalada, que llegó al 94 por ciento durante octubre. Por otra parte, a partir de la puesta en marcha
de la unidad de Reformado Liviano en Bahía Blanca, se recuperaron aproximadamente 6.000 metros cúbicos
de benceno. Esto permitió reemplazar, en la planta petroquímica de Puerto General San Martín, la
importación del insumo, generando un impacto positivo en la rentabilidad de la Compañía.
Refinería San Lorenzo
En 2008, la Refinería San Lorenzo consiguió procesar 15,8 millones de barriles de petróleo crudo. Esa cifra
representa un promedio diario de 43.086 barriles, sobre una capacidad instalada de 50.300. La mayor parte de
ese crudo es Medanito, proveniente de yacimientos de la Cuenca Neuquina, y el restante corresponde a María
Inés, de la Cuenca Austral, y a Cañadón Seco y Escalantes, de la Cuenca del Golfo San Jorge.
Entre los acontecimientos más destacados de la Refinería aparece la maximización de la severidad de proceso
en la unidad de Cracking Térmico, tendiente a obtener la mayor cantidad posible de producción de gas oil. Por
otra parte, cabe resaltar que se realizaron las ampliaciones de capacidad de producción de la unidad de
Recuperación de Compuestos Aromáticos, aumentando su carga de 750 a 1.300 metros cúbicos por día, y de
una nueva torre de destilación de Benceno, llevando su capacidad de 450 a 700 metros cúbicos por día.
Plan Director de Refino
Los proyectos de mejora de calidad de combustibles fueron el eje que orientó al Plan Director de Refino
durante 2008. En Bahía Blanca, los mayores esfuerzos se desarrollaron alrededor del proyecto ACAR BB
(Adecuación Calidad de Refino), que prevé construir plantas de hidrotratamiento de diesel y naftas, con el
objetivo de adecuar su calidad a las exigencias legales que se aplicarán según el cronograma de las normas
vigentes en lo referente al contenido de azufre. Se destacó, además, el progreso del proyecto básico extendido
(FEED, por las siglas en inglés de Front End Engineering Desing), que tuvo un avance físico del 85 por
ciento, que permite estimar la conclusión de esta etapa para mayo de 2009.
Por otra parte, tanto en Puerto General San Martín como en Bahía Blanca, se pusieron en marcha y se
concluyeron las obras destinadas a remover y recuperar benceno de las naftas, cumpliendo así con
especificaciones legales y rescatando, al mismo tiempo, una valiosa materia prima para el negocio
petroquímico.
División Distribución
El mercado argentino de combustibles líquidos
El crecimiento del mercado de combustibles líquidos (naftas y gas oil) continuó en 2008: alcanzó los 19
millones de metros cúbicos, lo que representa un aumento del 2,9 % con respecto a 2007.
La comercialización local de gas oil se mantuvo en los niveles del año anterior, sumando 13,6 millones de
metros cúbicos. Esto significa una desaceleración en el crecimiento, que en los dos años anteriores fue del 7
por ciento. El motivo radica en el menor incremento de la demanda, explicado por el conflicto agropecuario,
en el segundo trimestre del año, y por el menor nivel general de actividad económica, a partir del
agravamiento de la crisis financiera internacional durante los últimos meses del año.
La nafta, en tanto, alcanzó los 5,5 millones de metros cúbicos, un 10 por ciento más que en el período
anterior. Esta evolución se debió al crecimiento promedio de la demanda durante 2008, impulsado por la
expansión de la actividad económica, en general, y por la mayor venta de autos nuevos, en particular. La
desaceleración de la progresión de esa evolución (en los dos años anteriores fue del 17 por ciento) se debe a la
merma de la actividad económica en general, que se verificó a partir de crisis internacional.
Por otra parte, el mercado de Nafta Premium cayó un 17,5 por ciento con respecto a 2007, sensibilizado por la
recuperación del precio del producto. La demanda de Nafta Súper, por el contrario, creció un 25,5 por ciento,
con lo que continua siendo la variante mejor posicionada. Un hecho destacable es la recuperación del
consumo de Nafta Normal, que desde 2002 no registraba crecimiento y este año se incrementó en un 7,3 por
ciento. Como contrapartida, el consumo de GNC cayó por tercer año consecutivo (en esta oportunidad, en un
5 por ciento), debido al menor ritmo de conversiones de vehículos a ese combustible.
Combustibles Petrobras
Este año, las ventas de combustibles líquidos de Petrobras Energía al mercado interno alcanzaron los 2,6
millones de metros cúbicos, un 1,9 por ciento más que en 2007. De este modo, la Compañía mantuvo la
tercera posición del mercado, con una participación del 13,8 por ciento.
Del total, 712 mil metros cúbicos correspondieron a las naftas, que registraron un aumento del 4,8 por ciento
respecto del año pasado, a causa del crecimiento de la demanda del mercado. En consecuencia, Petrobras
Energía alcanzó el 13 por ciento del market share. En línea con la tendencia general, la Nafta Premium sufrió
un decrecimiento del 26,4 por ciento, en comparación a 2007, llevando su participación en el mercado al 8,8
por ciento. En lo referido al gas oil, el volumen de ventas fue, al igual que en 2007, de 1,9 millones de metros
cúbicos. El market share de Petrobras Energía, en consecuencia, fue del 14,1 por ciento.
Mercados de asfaltos y búnker
El volumen de ventas del mercado de asfaltos fue de 426 mil toneladas durante 2008. De este modo, se
experimentó un retroceso del 11 por ciento, lo que representa la primera contracción del segmento desde
2003. En lo que se refiere a Petrobras Energía, el volumen de ventas fue de 176 mil toneladas totales, de las
cuales 174 mil correspondieron al mercado interno. Con esto, la Compañía se mantuvo como líder del
mercado, con un market share del 41 por ciento. Debido a las altas retenciones a las exportaciones de este
producto, sólo fue vendido al exterior (a Paraguay y Bolivia específicamente) un total de 1,7 mil toneladas.
El mercado de IFO´s Bunker, en tanto, comercializó 698 mil toneladas, mientras que el de Gas Oil Bunker
llegó a los 232 mil metros cúbicos. En comparación con 2007, esto representó crecimientos del 8 y del 5 por
ciento, respectivamente. Las ventas de Petrobras Energía, por su parte, fueron de 303 mil toneladas de IFO´s
Bunker, registrando una disminución del 21 por ciento con respecto al año pasado. A pesar de la caída, con
una participación del 44 por ciento se mantuvo el liderazgo en ese mercado. En cuanto a las ventas de Gas
Oil Bunker, estas fueron de 33 mil metros cúbicos, es decir, un 25 por ciento menores a las de 2007. La
participación en el mercado fue del 14 por ciento. En ambos casos, los menores volúmenes de venta
encuentran su motivo en razones logísticas y de disponibilidad de producto en determinados meses del año.
Lubricantes
En 2008 las ventas de Lubrax en el mercado argentino totalizaron 34,8 mil metros cúbicos. Al compás de una
menor demanda del sector agropecuario, los volúmenes comercializados declinaron un 4 por ciento. No
obstante este comportamiento el market share de la Compañía se mantuvo en el 11 por ciento acumulado.
Durante el ejercicio fueron lanzados al mercado dos productos nuevos: Lubrax Tec Turbo, un aceite
multigrado para motores diesel modernos de camiones y ómnibus, y Lubrax Gold, un aceite de transmisión
sintético, presentaciones que refuerzan la imagen de la marca, distinguida por sus atributos de calidad,
tecnología e innovación.
Estaciones de servicio y agros
Durante 2008, la Compañía continuó avanzando en la optimización del tamaño de la red de estaciones de
servicio. Asimismo, se continuó con la implantación selectiva de imagen en las estaciones de servicio que aún
no contaban con iconografía de Petrobras Energía. En este sentido, la Compañía identificó 22 nuevas bocas y
así llevó la marca a 518 estaciones de la red, que representan el 80 por ciento de las bocas y se suman a los 42
agros ya identificados.
Además, con el objetivo de continuar la mejora de la percepción positiva de la marca y del servicio brindado a
los clientes, Petrobras Energía sumó tres nuevas tiendas Spacio 1 y alcanzó un total de 27.
Estas acciones permitieron incrementar en un 8 por ciento las ventas promedio por boca y mejorar la
eficiencia de la red y de la distribución.
Refinería del Norte – (Refinor)
Gas y LPG
Entre los hechos más destacables del año figura el inicio de la operación de fasón del gas rico proveniente de
la UTE Acambuco, en Salta, que consiste en procesar ese producto y devolver lo obtenido (LPG y gasolina) a
cambio de una contrapartida. El acuerdo, que representa un volumen aproximado del 21 por ciento de la
capacidad de procesamiento de Refinor, se extenderá por 15 años, prorrogables por 5 años más.
En 2008, Refinor procesó, en promedio, 17,74 millones de metros cúbicos de gas por día, lo que significa una
contracción de 4,6 por ciento con respecto a 2007, debido a la disminución en el suministro de gas en el
período invernal.
La producción de LPG, por su parte, alcanzó un total de 321,3 mil toneladas y la venta del combustible
totalizó 317 mil toneladas en el año. Estos valores marcan una reducción del 12 por ciento en comparación al
período anterior.
Combustibles
El promedio diario de crudo procesado fue de 15.214 barriles por día, sobre una capacidad instalada de 26.417
barriles por día. De este modo, se registró una disminución del 4 por ciento con respecto a 2007, debido a una
menor disponibilidad de crudo. La comercialización de combustibles líquidos, en tanto, fue de 531 mil metros
cúbicos en el mercado local y de 492 mil metros cúbicos en el mercado externo, en conjunto 1 por ciento
levemente inferior al 2007.
Petroquímica
El segmento de petroquímica es un componente clave para Petrobras Energía en la estrategia de integración
vertical de sus operaciones. La Compañía produce para los mercados locales y para los de exportación una
diversa gama de productos; entre ellos, estireno, poliestireno, caucho y fertilizantes. Esta producción se
desarrolla tanto en la Argentina como en Brasil.
Petrobras Energía dispone de la mayor capacidad instalada de estireno y poliestireno de la región (donde es,
además, el único productor de fertilizantes líquidos), lo que le permite una mayor flexibilidad en la atención
de sus clientes.
En 2008, la Compañía:
•
Empezó la operación en Brasil de su nueva planta de producción de etilbenceno, materia prima para
la producción de estireno, con capacidad de 540 mil toneladas por año.
•
Consolidó el liderazgo regional en el mercado de estirénicos.
•
Optimizó el sistema de entrega de poliestireno a granel en camiones tolva, el cual constituye una
acción diferencial en el mercado, ya que implica una mejora en el servicio de entrega a clientes, una
reducción de costos y una menor manipulación de los materiales, incrementado los niveles de
seguridad.
•
Continuó desarrollando nuevos grados de poliestireno de alto impacto, que le permitirán incrementar
sus ventas y dirigirse a nuevos mercados.
•
Mejoró los costos de consumos de materias primas a través de re-formulaciones en los grados de
BOPS y los indicadores de calidad y de entrega a clientes.
•
Lanzó al mercado de fertilizantes dos nuevos productos: Solmix + Zn para el maíz y Solmix + Boro
para el girasol.
División estirénicos Argentina
En 2008 el mercado argentino de estirénicos (estireno y poliestireno) sufrió una caída del 13,9 por ciento
respecto del 2007.
En este contexto, en 2008 la Compañía alcanzó un market share integrado de 89 por ciento, participación que
refleja un crecimiento del 1,4 por ciento sobre el total del mercado.
Estireno
El volumen total de ventas del mercado argentino de estireno monómero en 2008 fue de 50.900 toneladas. De
este volumen, la Compañía vendió a nivel local 36.000, con una leve declinación del 1,4 por ciento respecto al
cierre del 2007.
El año debe dividirse en dos etapas: la primera corresponde al período comprendido entre enero y septiembre,
donde estimulados por el desarrollo de la construcción civil y de la obra pública, los mercados de poliestireno
expandido, pinturas y resinas poliéster (consumidores de estireno monómero) propiciaron un crecimiento
promedio del 10 por ciento. La segunda corresponde al último trimestre, en el que la crisis neutralizó el
crecimiento y alineó los volúmenes al 2007, perjudicando un período de alto consumo histórico.
Las exportaciones regionales, por su parte, cayeron un 7 por ciento respecto de 2007. Esta caída estuvo
concentrada en Chile, pues durante 2008 se destinaron mayores volúmenes al mercado doméstico, debido al
crecimiento ocurrido hasta el mes de septiembre. En el resto de los países regionales, la participación se
consolidó en crecimiento.
En el rubro etilbenceno, las ventas totales fueron de 22.062 toneladas, lo que representó una disminución del
29 por ciento con respecto a 2007. Este descenso se debió a la puesta en marcha en septiembre de 2008 de la
nueva planta de Etilbenceno de Innova que produjo la suspensión del envío de etilbenceno desde Argentina.
Proyecto de Reformados Livianos:
En marzo de 2008, se puso en marcha en Puerto General San Martín el proyecto de Reformados Livianos, el
cual involucró, entre otros, el cambio de catalizador de Reforma, el revamping de la planta de Recar y
Purificación, el cambio de relleno de la torre de enfriamiento, el montaje de la unidad de hidrogenación de
gasolina de pirólisis y conexiones con la línea de descarga de reformado liviano de Refinor.
A partir de las nuevas instalaciones, Reforma cuenta con la capacidad para procesar reformados livianos
procedentes de otras plantas e incrementó su capacidad de fraccionamiento de benceno de 60.000 a 133.000
toneladas al año, lo que le permite alcanzar el autoabastecimiento de este producto. Adicionalmente, la
capacidad de la unidad recuperadora de aromáticos pasó de 750 a 1.250 metros cúbicos por día.
Las nuevas instalaciones de gasolinas de pirólisis, que a diciembre de 2008 están en etapa de puesta en
marcha, permitirán procesar las gasolinas de pirólisis propias y otras externas sin afectar la operación de la
unidad de hidrodesulfurización por fouling de equipos.
Poliestireno
El volumen de venta total de poliestireno registrado durante 2008 fue de 48,8 mil toneladas, de las cuales 38,9
mil toneladas corresponde a ventas en el mercado argentino, magnitud que representa una reducción en las
ventas domésticas de un 25 por ciento respecto de 2007, como consecuencia principalmente de dos factores:
el conflicto entre el Gobierno y el campo durante el primer período del año y la disminución del crédito para
bienes durables, como televisores y heladeras, durante el último trimestre del año.
En referencia al mercado de exportación, el volumen de ventas de poliestireno en la región fue de 9,9 mil
toneladas, un 21 por ciento mayor al volumen vendido durante 2007. Esta cifra es producto del aumento de las
exportaciones a destinos como Uruguay, Bolivia y Paraguay, mientras que los volúmenes de las exportaciones
a Chile, estuvieron muy alineados a los niveles de 2007. El aumento en las ventas regionales compensó la
menor actividad del mercado doméstico en los distintos segmentos.
También durante 2008, la Compañía optimizó el sistema de entrega de poliestireno a granel en camiones
tolva, el cual constituye una acción diferencial en el mercado, ya que implica una mejora en el servicio de
entrega a clientes, una reducción de costos y una menor manipulación de los materiales. Actualmente, se esta
trabajando para lograr un aumento de despacho bajo esta modalidad en nuevos clientes durante el año 2009.
Por último, la Compañía está desarrollando nuevos grados de poliestireno de alto impacto, que le permitirán
incrementar sus ventas y dirigirse a nuevos mercados.
Poliestireno bi-orientado (BOPS)
En 2008, las ventas de poliestireno bi-orientado totalizaron 12 mil toneladas, de las cuales el 11 por ciento
fueron destinadas al mercado local y el 89 por ciento al mercado externo. El total del volumen vendido estuvo
bastante alineado con los volúmenes de 2007.
Durante el año se realizó una parada por mantenimiento que optimizó la performance operativa. Además, se
mejoraron los costos de consumos de materias primas a través de re-formulaciones en los grados de BOPS y
los indicadores de calidad y de entrega a clientes.
Caucho
En el mercado de elastómeros, Petrobras Energía vendió un total de: 46.670 toneladas durante 2008, lo que
representa un 15 por ciento menos respecto de 2007. Esta disminución fue producto principalmente de una
menor actividad durante el último trimestre de 2008 como consecuencia de la crisis internacional, que afectó
el buen desempeño obtenido durante los primeros tres trimestres.
En referencia al mercado doméstico, la Compañía comercializó 25.934 toneladas, un 9 por ciento menos
respecto al periodo 2007, debido al menor nivel de actividad de la industria de neumáticos, auto-piezas y
artículos técnicos vinculados al automóvil.
Mientras tanto, el volumen de venta de las exportaciones regionales fue de 20.736 toneladas, un 21 por ciento
menos respecto a 2007. Esta disminución fue provocada principalmente por una menor actividad a partir de
octubre como consecuencia de la profunda crisis internacional que afectó el consumo y provocó variaciones
importantes en las monedas de los países de la región a los cuales se exporta.
Innova S.A.
En 2008, el mercado brasilero de estireno (sin incluir el consumo para poliestireno y para aplicaciones de los
propios productores de estireno) registró una caída del 3 por ciento, en gran parte debido a la crisis mundial.
En este contexto, durante 2008 Innova consolidó su liderazgo al alcanzar un market share integrado (estireno
+ poliestireno) del 45,1 por ciento. La performance de Innova en 2008 incluyó una producción total de
etilbenceno de 206 mil toneladas y de estireno de 222 mil toneladas. En poliestireno, la producción alcanzó
110 mil toneladas. Además, Innova importó 24.000 toneladas de estireno.
En setiembre de 2008, Innova inauguró la nueva planta de Etilbenceno. La unidad es una de las más modernas
del mundo, en términos tecnológicos, ambientales y de salud laboral y tiene una capacidad de producción de
540.000 toneladas año.
En el mercado brasilero, las ventas de estireno fueron de 145,6 mil toneladas, con un crecimiento de 6 por
ciento en relación con 2007 en gran parte debido al crecimiento de la industria automotriz y construcción civil
reflejados en la producción de resinas acrílicas y poliester. Adoptando la filosofía de crecer en el mercado
brasilero de estireno, durante 2008, entre otras acciones, Innova cerró acuerdos y contratos comerciales con
los principales clientes y continuó con la estrategia de aproximación. En marzo realizó un encuentro en
Manaos con clientes del segmento de electro-electrónicos que fue de gran utilidad para generar un
acercamiento, estrechar vínculos y consolidar la confianza demostrada al mercado.
Adicionalmente, comenzó la reventa de la resina ABS (Acrilonitrila Butadieno Estireno), un nuevo producto
en su portfolio para atender la demanda de sus clientes y también buscar nuevos consumidores en el mercado
de estirénicos. El ABS es una resina plástica de alta resistencia química y al impacto, con brillo, rigidez y una
buena capacidad de procesamiento, destinada a los mercados de electro-electrónicos, a línea blanca, chapas y
calzados, entre otros. Se trata de un producto que no presenta otro fabricante nacional en Brasil. A comienzos
de 2008, la empresa cerró la primera importación de ABS junto a la compañía Formosa Chemical, y en mayo
empezaron las primeras negociaciones con clientes de poliestireno de Innova, que también utilizan ABS en
sus procesos.
Por su parte, las ventas de poliestireno fueron de 99 mil toneladas, con una leve caída del 1 por ciento
respecto a 2007, producto de la reducción del crecimiento del mercado en el último trimestre. Las
exportaciones de poliestireno llegaron a las 13 mil toneladas, y sus principales destinos fueron África,
Estados Unidos y Colombia. La disminución del 39 por ciento en relación a 2007 en el volumen de
poliestireno exportado se debió a la prioridad del mercado interno brasilero, donde Innova afirmó su
liderazgo.
La estrategia comercial del segmento de poliestireno estuvo caracterizada por la defensa del liderazgo del
mercado. En este sentido, la empresa buscó aumentar el market share incrementando las ventas a través de
una posición más agresiva en el mercado, Complementariamente, y consolidando la competitividad de sus
productos, obtuvo el R830D, un nuevo grado en el portafolio de los productos de poliestireno de alto
impacto, que entró en producción en octubre, después de 2 años de estudios y pruebas. El R830D representa
una nueva generación de grados para atender el mercado de refrigeración, que necesita de materiales de alta
performance, especialmente para reducir el espesor de las piezas, como paneles de puertas y cajas internas de
los refrigeradores y freezers.
Fertilizantes
El mercado total de fertilizantes en la Argentina tuvo una disminución del 31 por ciento respecto al año 2007.
Las principales causas de esta reducción estuvieron relacionadas con el conflicto agropecuario durante el
primer semestre del año, seguido por una sequía histórica y finalizando en una caída de precio en los granos
debido a la crisis financiera internacional.
En la línea de fertilizantes líquidos, la participación de mercado de la Compañía durante 2008 creció un 3 por
ciento, alcanzando un share de 73 por ciento, logro que responde a la estrategia de crecer en productos de
mayor contribución.
En tanto, el tiosulfato alcanzó el 39 por ciento del mercado de fertilizantes azufrados y con un crecimiento del
4 por ciento se transformó en un producto líder del nicho. También se lanzaron al mercado dos nuevos
productos dirigidos al maíz y al girasol: Solmix Zn y Solmix Boro respectivamente. Además, se siguió
trabajando con los desarrollos de nuevos foliares para el agro y algunos azufrados líquidos para la industria.
En paralelo, la Compañía continuó con el trabajo de optimización logística reduciendo posiciones de
almacenamiento en puertos de Rosario, Necochea y Chacabuco. En el tercer trimestre de 2008 se completó la
planta de almacenamiento de líquidos en Puerto General San Martín, la cual —en sinergia con el puerto
privado de la planta— permitirá seguir ganando en competitividad.
Gas y Energía
El negocio de Gas y Energía le permite a Petrobras Energía consolidarse como empresa integrada,
maximizando la rentabilidad derivada de la producción de gas y energía eléctrica y asegurando el
abastecimiento de los consumos propios a través de una presencia activa en el mercado.
En el negocio de gas, la Compañía realiza operaciones de venta de gas propio y de importación. Además,
provee servicios de brokering de gas y GLP a empresas productoras que tercerizan su venta y se posiciona
como un importante proveedor de servicios comerciales. A través de Transportadora de Gas del Sur, es
licenciataria del transporte de gas en el sur de la Argentina, y procesa y comercializa líquidos de gas natural.
En el negocio de electricidad, Petrobras Energía participa en los segmentos de generación, transporte y
distribución, y se consolida como un importante actor dentro del mercado eléctrico argentino. La generación
de electricidad le provee oportunidades para monetizar las reservas de gas. La distribución agrega valor a
través de la comercialización al usuario final y genera nuevas oportunidades de negocio.
•
Continuó las obras de los proyectos de “Energía Plus” Genelba Plus (164 MW) y EcoEnergía (14
MW), previendo los inicios de operación comercial para 2009.
•
A través de Transportadora de Gas del Sur, en su rol de gerenciador de la obra de ampliación del
sistema de transporte de gas, logró completar la expansión por 2,2 millones de metros cúbicos por
día, bajo el Programa de Fideicomisos de Gas.
Además, durante 2008:
•
El Gobierno otorgó a Edesur un incremento del Valor Agregado de Distribución, de
aproximadamente 18 por ciento correspondiente a la aplicación parcial del Mecanismo de
Monitoreo de Costos devengados y no reconocidos en tarifas.
•
Transportadora de Gas del Sur suscribió con la UNIREN un acuerdo transitorio que establece un
aumento tarifario del 20 por ciento con efecto retroactivo a partir del 1 de septiembre de 2008 y
recibió una propuesta de renegociación integral del contrato.
Negocio de Gas y Transporte
Comercialización
En 2008, la Compañía comercializó en la Argentina volúmenes de gas propio y de importación por 9,35
millones de metros cúbicos diarios, de los cuales 4,45 millones correspondieron al área Austral, 3,68 a
Neuquén y 1,07 al Norte. En tanto, 0,15 millones fueron importados de Bolivia. Por otra parte, comercializó
bajo la modalidad de brokering, 3,32 millones de metros cúbicos diarios de gas.
Transportadora de Gas del Sur S.A. -TGS
En octubre de 2008, TGS suscribió con la UNIREN un acuerdo transitorio que establece un aumento tarifario
del 20 por ciento con efecto retroactivo a partir del 1 de septiembre de 2008, y la aplicación de los fondos
originados por este aumento a un plan de inversiones en el sistema de transporte de gas. Transitoriamente,
estos fondos serán depositados en un fideicomiso y el aumento tarifario entrará en vigencia una vez que el
acuerdo transitorio sea ratificado por un decreto del Poder Ejecutivo Nacional. 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. En este sentido, a principios de octubre de 2008, TGS recibió
de la UNIREN una propuesta del acuerdo de renegociación integral (que incluye el aumento inicial de tarifas
del 20 por ciento), cuyo propósito es la renegociación de los términos de la licencia y la iniciación de un
proceso de revisión tarifaria integral. A la fecha de emisión de los presentes estados contables, TGS está
evaluando la propuesta.
TGS, en su rol de gerenciador de la obra de ampliación del sistema de transporte de gas, logró completar la
expansión por 2,2 millones de metros cúbicos por día, bajo el Programa de Fideicomisos de Gas. La empresa
tiene a su cargo la operación y mantenimiento de los activos correspondientes a la expansión.
En el negocio regulado, el promedio diario de entregas alcanzó los 63.041 miles de metros cúbicos, un
volumen similar al del 2007. En cuanto a la capacidad contratada en firme, ésta se incrementó de 72,7
millones de metros cúbicos día en 2007 a 73,3 millones de metros cúbicos día en 2008. Por otra parte, la
empresa logró extender los plazos de los contratos que vencían entre 2008 y 2011; el nuevo plazo promedio
de los contratos renegociados ronda ahora los 10 años.
En el negocio no regulado, en 2008, los ingresos aumentaron como resultado del mayor ingreso por venta
obtenido a partir de mayores precios internacionales —a pesar de la brusca caída experimentada en los
últimos meses— y a un incremento de las ventas de toneladas de propano, butano y gasolina natural.
Los ingresos asociados a este segmento representaron el 57 por ciento de los ingresos totales de la sociedad,
constituyéndose una vez más como el negocio que generó mayores ingresos a TGS.
La producción total de líquidos, creció de 828,6 miles de toneladas métricas a 891,4 miles de toneladas
métricas en 2008. En la configuración de este logro contribuyó positivamente la disponibilidad del gas natural
licuado regasificado que se inyectó en Bahía Blanca y que fue provisto por ENARSA. Este aporte adicional
de gas natural actuó como un paliativo para la situación de corte de suministro que cada invierno está
afectando fuertemente al Complejo Cerri y que se agudiza año a año.
La mencionada operatoria vinculada con el gas natural licuado, sumada a los complejos movimientos de
propano y butano entre productores y clientes, permitieron consolidar el crecimiento del negocio de servicios
logísticos a través de los cuales la empresa brinda soluciones integrales de recepción, almacenaje y despacho
de productos a la medida de cada necesidad.
Negocio de GLP
En 2008, la Compañía comercializó GLP propio y de terceros por un total de 261 mil toneladas, de las cuales
bajo la modalidad de brokering vendió 32 mil toneladas de GLP.
Se instalaron dos puntos de venta de GLP Vehicular, uno en Rojas (provincia de Buenos Aires) y otro en
Bahía Blanca (provincia de Buenos Aires) con el objetivo de abastecer flotas cautivas. Y se convirtieron 10
instalaciones de riego en la provincia de Entre Ríos, para que sus bombas operen en forma dual con gas oil y
GLP.
Electricidad - Generación
En 2008, la demanda de electricidad continuó su ascenso aunque en menor medida que en 2007. El valor de
crecimiento para el año se situó en 2,8% frente al 5,6% del año anterior. Este crecimiento fue cubierto en su
mayor parte por generación térmica, con el 59,4 por ciento e hidráulica con el 32,2 por ciento. La generación
de energía nuclear y las importaciones permitieron cubrir el 6,5 y el 1,8 por ciento de la demanda,
respectivamente.
Central Termoeléctrica Genelba – La Central
La Central Termoeléctrica Genelba generó en 2008 5,111 GWh (gigavatios por hora), con un factor de
disponibilidad del 92,6 por ciento. En línea con estas cifras, la Central alcanzó una participación del 4,6 por
ciento en la generación de energía total del año y del 8,1 por ciento en la generación de energía térmica.
En lo que se refiere al factor de confiabilidad, el mismo fue del 94 por ciento.
Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú - HPPL
La hidraulicidad en el Comahue estuvo muy cerca de los valores medios tanto para la cuenca del río Limay
como la del río Collón Curá. Los aportes para el primero de ellos estuvieron un 0,8 por ciento por encima de
la media histórica mientras que para el Collón los aportes fueron 2,4 por ciento por debajo de la media. En
total, teniendo en cuenta ambos ríos, el agua que ingresó fue un 1,1 por ciento por debajo de la media.
La generación de HPPL se situó en 1,082 GWh (gigavatios por hora), una cifra un 47,8 por ciento por encima
de 2007, año que representa los valores mínimos históricos de la planta. Con un factor de disponibilidad del
89,6 por ciento y un factor de confiabilidad del 100 por ciento, HPPL obtuvo una participación aproximada
del 0,9 por ciento en la generación de energía total del año y del 2,9 por ciento en la generación de energía
hidráulica.
De enero a abril, se llevaron a cabo mantenimientos mayores de la unidad Nº 3. Sus resultados fueron
altamente positivos, ya que las tareas finalizaron en un lapso menor al previsto inicialmente y la unidad quedó
en perfectas condiciones de operación.
Distribución
Edesur S.A. – Edesur
En 2008, en el área de concesión de Edesur, la demanda aumentó un 1,9 por ciento respecto de 2007, alcanzó
los 18.083 GWh anuales y tuvo para la empresa su pico máximo en el mes de noviembre, con un valor de
3.320 MW, que constituye un récord histórico.
La comercialización de energía eléctrica comercializada también alcanzó su máximo valor histórico: 16.120
GWh anuales —un 2,1 por ciento más en relación con 2007— incluyendo 2.722 GWh de servicio de
distribución a grandes usuarios.
Durante 2008, Edesur redujo un 0,10 por ciento su tasa anual de pérdidas, que se ubicó en el orden del 10,64
por ciento. En cuanto al número de clientes, la empresa aumentó en un 1,55 por ciento la cantidad, que
alcanzó los 2.262.231.
Para ofrecer a estos usuarios el mejor servicio, Edesur:
•
•
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•
Puso en servicio los cables 585 y 586, de 132 kV, vinculando las subestaciones Transradio y Santa
Catalina,
Completó el cambio de los dos transformadores de 20 MVA por otros de 40 MVA en la subestación
Spegazzini.
Colocó el nuevo transformador N° 1 de 80 MVA en la Subestación Monte Chingolo, quedando la
misma repotenciada a 2 x 80 MVA.
Inauguró los nuevos interruptores de 220 kV de las líneas 33 y 34, en la Subestación Almirante
Brown.
En cuanto a la recomposición de tarifas, en el mes de julio de 2008 el Gobierno autorizó un incremento del
Valor Agregado de Distribución, de aproximadamente 18 por ciento correspondiente a la aplicación parcial
del Mecanismo de Monitoreo de Costos (MMC) devengados y no reconocidos en tarifas. La Subsecretaria de
Energía —interpretando la Resolución 1838/07 de la Secretaria de Energía— autorizó a que Edesur
compense los incrementos devengados por la aplicación del MMC, hasta su efectivo traslado a tarifa, con el
100 por ciento de los saldos del Programa de Uso Racional de Energía Eléctrica.
Calidad, Seguridad, Medio ambiente y Salud
Petrobras Energía cree que velar por el medio ambiente y por la seguridad y salud de las personas es una
condición indispensable para el éxito de sus actividades. En ese sentido, se define como empresa social y
ambientalmente responsable que busca permanentemente una gestión de excelencia.
•
Capacitó en temas de seguridad, medio ambiente y salud a más de 3.000 trabajadores, supervisores y
jefes de empresas contratistas otorgando la certificación en SMS a más de 10.000 trabajadores
contratistas.
•
Continuó desarrollando los lineamientos de ecoeficiencia y aprobó estándares en esa materia con
foco en temas como residuos, emisiones atmosféricas, áreas impactadas, recursos hídricos y
biodiversidad, al tiempo que continuó con diversos proyectos de saneamiento y recuperación de
suelos y agua.
Calidad
La excelencia como desafío permanente
Durante 2008, la Compañía continuó con el ciclo de Evaluación de Calidad de Gestión, en esta oportunidad
en el Activo Austral de E&P. La evaluación se realizó de acuerdo al Modelo de Excelencia en la Gestión
Petrobras, basado en los Criterios de Excelencia de la Fundación Nacional a la Calidad de Brasil (FNQ).
La Compañía, además, lanzó e implementó, conforme al planeamiento anual, diversas iniciativas con miras a
robustecer procesos troncales de la gestión como, por ejemplo, “reuniones del liderazgo”, “estandarización”, y
“gestión de anomalías”. En particular, el proyecto “Mejora de la Estandarización de PESA” fue desarrollado
en línea con una de las acciones estratégicas de la Compañía para 2008, con el fin de afianzar la eficiencia
operativa, soportada por una efectiva y adecuada gestión de CSMS. Como dato se puede mencionar la
revisión de aproximadamente 300 estándares corporativos de CSMS.
En línea con el proceso de mejora continua, en 2008, la Compañía aseguró el cumplimiento de las auditorías
internas, de las Evaluaciones de la Gestión de SMS de carácter Corporativo Petrobras y de las auditorías de
terceras partes de los activos, por contar con sistemas de gestión certificados.
Asimismo, como fuerza impulsora hacia la adopción de mejores prácticas que redunden en beneficios
tangibles para la operación y las personas en cuanto a SMS, se realizó la tercera edición del Premio SMS de
Petrobras, coordinado por casa matriz, y donde Petrobras Energía tuvo una participación relevante por los
proyectos implementados con los cuales concursó.
Seguridad
Máxima prevención, cero accidentes
La Compañía planea y diseña acciones para reforzar la prevención de accidentes, incidentes y desvíos, pues
entiende que en ella reside la clave para alcanzar el objetivo de máxima seguridad. Con este fin, en 2008
realizó auditorías a procesos estratégicos de Seguridad e Higiene en los distintos activos.
También concentró sus esfuerzos en formar y sensibilizar a personal, propio y contratado, para continuar
consolidando una cultura de la seguridad. Para ello:
•
Continuó con su programa de certificación en SMS iniciado en 2005 a más de 3.000 trabajadores,
supervisores y jefes de empresas contratistas de Argentina, Perú y México. De esta forma, en 2008 se
superaron las 170.000 horas de cursos, involucrando a más de 10.000 representantes de la fuerza de
trabajo contratista.
•
Implementó cursos teórico-prácticos sobre manejo preventivo que apuntan a prevenir accidentes
viales entre el personal de Petrobras Energía, en el marco del Programa de Seguridad Vial.
•
Desarrolló material de autogestión para capacitar en temas específicos, vinculados a las causas de
accidentes.
Medio Ambiente
Por el bienestar de la sociedad y de las generaciones futuras
Concluida una rigurosa evaluación económica, social y ambiental, Petrobras Energía, a través de Petrobras,
se mantiene en el grupo del Índice Dow Jones de Sustentabilidad (Dow Jones Sustainability Index, DJSI),
que evalúa la sustentabilidad empresarial de casi 60 sectores económicos en todo el mundo. La conquista
ratifica el compromiso de la Compañía por el medio ambiente y el bienestar de la sociedad, y su actuación de
forma transparente y responsable, preocupada por las generaciones futuras.
Mejoras operativas, remediación y tratamiento de residuos
Para optimizar el desempeño de sus instalaciones y proteger el entorno, la Compañía siguió adelante con el
proyecto de integridad de ductos, efectuando importantes inversiones. También desarrolló mejoras tanto en
los sistemas de efluentes y drenajes de las plantas como en los sistemas de protección contra incendio.
Por otra parte, en 2008, la Compañía continuó con los proyectos de remediación (saneamiento y recuperación
de suelos y agua afectados) tanto en los yacimientos de gas y petróleo como en las refinerías y finalizó la
implementación del “Sistema Corporativo de Residuos” (SCR) que tiene como objetivo acompañar la gestión
de los residuos desde la generación hasta la disposición final.
Mejoras operativas reducción de emisiones
En septiembre de 2008, en la localidad de Cerri, provincia de Buenos Aires, Petrobras Energía compartió los
aspectos más relevantes de un nuevo proyecto energético con reducción de gases de efecto invernadero ante
representantes de la comunidad.
Inventario de Emisiones Atmosféricas GEI (Gases efecto invernadero)
Durante 2008, se realizó la verificación externa del inventario de emisiones de GEI de Petrobras Energía por
parte de la consultora ICF International. Fueron auditados activos de Exploración y Producción de Petróleo y
Gas en Argentina, Ecuador y Perú e instalaciones de Refinación y Distribución y Petroquímica en la
Argentina.
Lineamientos e indicadores de Ecoeficiencia
Petrobras Energía continuó desarrollando lineamientos de Ecoeficiencia que le permitieron orientar su gestión
ambiental hacia la óptima utilización de los recursos naturales y la energía con mínimo impacto en el medio
ambiente, sin perder el enfoque en la rentabilidad. La Compañía aprobó estándares en esta materia sobre
temas de residuos, emisiones atmosféricas, áreas impactadas, recursos hídricos y efluentes, biodiversidad.
Capacitación y concientización ambiental
La Compañía continuó con el apoyo técnico y financiero al Programa de Educación Ambiental Globe (Global
Learning Observations to Benefit the Environment), que promueve el estudio práctico de la ciencia y el
cuidado ambiental en establecimientos educativos.
Sistemas de contingencia
En continuación del Programa Integral de Capacitaciones (en sistemas de contingencia), la Compañía
organizó cinco talleres de manejo de emergencias con materiales peligrosos en el transporte por carretera, en
diferentes puntos del país: Córdoba, Santa Fe, Santa Cruz, Salta, San Martín de los Andes y Tucumán. Los
talleres culminaron con simulacros de accidentes en ruta con escenarios de incendio, derrame y heridos.
Además, realizó un simulacro náutico de escritorio que tuvo la finalidad de validar el Plan de Contingencias
Nacional de Petrobras Energía como empresa armadora del buque tanque Poti, adquirido en 2008.
Salud
Por una mejor calidad de vida
Petrobras Energía continuó desarrollando su Programa de Promoción y Protección de la Salud, que fomenta
hábitos saludables de alimentación y actividad física, y trabaja sobre el manejo del estrés y la prevención de
enfermedades y accidentes mediante la detección precoz y control de los factores de riesgo epidemiológicos.
El objetivo: mejorar la salud y la calidad de vida de sus empleados.
En ese marco, la Compañía emprendió diversas acciones. Una de ellas fue el servicio de Consultoría
Individual, vigente desde 2006, que puso a disposición de los empleados un profesional especializado para
atender consultas particulares en los lugares de trabajo. Los especialistas asesoraron a casi 1.400 empleados
sobre temas relacionados con alimentación saludable, estrés, actividad física y abordaje del tabaco.
Por otro lado, Petrobras Energía:
•
Certificó todos los activos de Argentina como cardioseguros.
•
Organizó actividades físicas a las que accedieron casi 3.000 participantes de las distintas unidades de
negocio.
•
Continuó con el Programa de Prevención Odontológica y realizó un examen odontológico preventivo
a todos los empleados con el objeto de mejorar la salud bucal y disminuir factores de riesgo de salud.
•
Prosiguió con el desarrollo del programa de capacitación en Resucitación Cardiopulmonar
Primeros Auxilios que incluye el entrenamiento con desfibrilador externo automático.
•
Continuó organizando talleres que abarcaron una amplia gama de temáticas, tales como mitos en la
alimentación, control del peso corporal, alimentación y diabetes, estrés, actividad aeróbica y
tabaquismo, entre otros.
y
Las comunidades cercanas a las plantas también pudieron participar de las capacitaciones en salud
organizadas por Petrobras Energía.
Valoración Humana
Para Petrobras Energía las personas constituyen el factor clave de diferenciación y excelencia en el mercado.
Es a través de ellas, de su talento y compromiso, que la Compañía contribuye a desarrollar ventajas
competitivas tanto en el negocio como en la sociedad, y por eso concentra sus esfuerzos en generar instancias
de formación, desarrollo y mejora en su calidad de vida.
•
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•
•
Dio continuidad a dos procesos centrales del área de Recursos Humanos: el Ciclo de Gestión del
Desempeño y Educación Corporativa. Y también sumó uno nuevo: Planeamiento de Capital
Humano.
Participó de ferias de empleo y eventos a fin de fortalecer su imagen institucional y su presencia en
el ámbito académico y profesional.
Implementó acciones para eliminar inequidades y solapamientos salariales y realizó revisiones de los
salarios en abril, octubre y noviembre.
Profundizó la integración entre sus empleados, organizando actividades como un ciclo de desayunos
entre directores y colaboradores y la ya clásica visita de la familia a la empresa.
Fortaleció la gestión del Clima Organizacional a través del involucramiento de líderes y equipos de
trabajo en la construcción del bienestar y calidad de vida en el ambiente laboral.
Gestión de personas
Petrobras Energía promueve un ambiente de trabajo atractivo, desafiante y motivador para toda su gente.
Algunas de las prácticas con las que la Compañía pone el foco en sus empleados son Reclutamiento y
selección, Remuneraciones y beneficios, Acciones para el compromiso y Satisfacción de los colaboradores y
Formación y desarrollo.
Reclutamiento y selección
Para la Compañía, es fundamental contar con profesionales que posean las capacidades para cubrir las
necesidades de los negocios. Una de las claves para alcanzar la excelencia es cubrir cada posición con la
persona que mejor se adecue al puesto. ¿Cómo se logra este objetivo? Apelando a aquellas estrategias y
canales de reclutamiento y selección de personal que permitan maximizar la calidad y transparencia en el
proceso.
- Moviliza
Petrobras Energía prioriza la cobertura de vacantes con candidatos internos, favoreciendo de esta forma el
desarrollo y el crecimiento profesional y personal de todas las personas que integran la Compañía. Así,
garantiza la movilidad de sus recursos a través de diversas herramientas. Una de ellas es el programa
Moviliza, que permite cubrir con recursos propios vacantes en puestos de hasta el nivel de jefatura. Durante
2008, en respuesta a los avisos publicados a través de este programa, la Compañía recibió 349 postulaciones
para cubrir 105 vacantes.
- Ferias de empleo
Existen muchos profesionales interesados en formar parte de Petrobras Energía y desarrollar en ella su carrera
profesional. Esto quedó evidenciado en la feria de empleos virtual Expobumeran 2008, en la cual la Compañía
participó por cuarto año consecutivo para dar a conocer su filosofía empresarial y de gestión de personas, y
actualizar, a su vez, su base de potenciales candidatos. El stand de Petrobras Energía recibió 38.259 visitas y
14.018 currículums de candidatos interesados.
A su vez, durante 2008 la empresa participó de diferentes eventos a fin de fortalecer su imagen institucional y
su presencia en el ámbito académico - profesional. Con este objetivo, fue sponsor principal de la 13ra edición
de ExpoUniversidad, el evento más importante de la educación superior en Latinoamérica, al cual asistieron
88.200 visitantes. También, participó de la 5ta edición de la Jornada de Trabajo Ingeniería -la muestra más
representativa del universo laboral en esta rama-, que contó con más de 3.000 visitantes entre estudiantes y
profesionales.
Remuneraciones y beneficios
La política de remuneraciones se basa en dos principios fundamentales: competitividad externa y equidad
interna. En línea con ello, la Compañía implementó acciones tendientes a eliminar inequidades y
solapamientos salariales y que, a su vez, incidan positivamente en el clima laboral. Así, la Compañía realizó
revisiones salariales en los meses de abril, octubre y noviembre de 2008, con un incremento promedio del
25,8 por ciento para el personal fuera de convenio y un 29,6 por ciento para el personal dentro de convenio.
Estos incrementos se realizaron teniendo en cuenta la estructura, el posicionamiento en el mercado y el
presupuesto aprobado por el Directorio.
Por otra parte, la Compañía siguió invirtiendo en el bienestar de sus colaboradores, tanto en el corto como en
el largo plazo. Con la finalidad de mantener la competividad del paquete de beneficios de la Compañía,
durante 2008 se lo analizó en relación con las mejores empresas del mercado en este rubro a través de un
estudio comparativo.
- Relaciones laborales
El escenario laboral de 2008, se inició con fuertes reclamos por parte del sector gremial para recomponer
salarios en virtud del alto nivel de inflación existente. Los gremios alineados con el gobierno fueron los
primeros en acordar un reajuste en el orden del 19,5 por ciento que fue tomado como referencia para el resto
de las negociaciones. Los gremios más combativos negociaron, además, pagos por única vez que llevaron a
que el impacto final de los ajustes se ubicara en muchos casos en el orden del 25 por ciento anual. En esta
línea se ubicaron los petroleros privados, químicos, petroquímicos (SOEPU) y los de refinación.
La Federación de Petroleros Privados, que había renovado sus autoridades nacionales a principios de 2008,
enfrentó un proceso de reacomodamiento interno, que culminó con la desafiliación del Sindicato de Neuquén
y Río Negro a partir del mes de marzo. Este cambio en el panorama sindical de los Petroleros Privados
implicó la necesidad de negociar un nuevo convenio colectivo de trabajo con el mencionado sindicato.
El sindicato de químicos de Zárate y Campana, junto con los sindicatos de Avellaneda, Fray Luis Beltrán y
San Luis, constituyeron una nueva Federación de Sindicatos Químicos, logrando la personería gremial a
mediados de año. Esta realidad impactó en el mapa gremial existente, y a partir de dicho momento en la
industria química existen dos federaciones a nivel nacional que se disputan la representatividad del sector.
Durante el año, se participó a través de las respectivas cámaras empresariales en la negociación de acuerdos
salariales con la Federación de Petroleros Privados y con la Federación de Sindicatos Químicos. Se
negociaron nuevas condiciones salariales en forma directa con el Sindicato de Petroleros Privados de Río
Negro y Neuquén y con el SOEPU.
La actividad sindical fue muy significativa durante la primera mitad del año y se enfocó en la recuperación del
poder adquisitivo de los salarios y el encuadramiento de los puestos de trabajo. A partir del último trimestre,
y como consecuencia de los efectos de la crisis mundial en las diferentes industrias, el foco de las
negociaciones giró en torno al mantenimiento de las fuentes de trabajo, sin embargo no dejaron de lado el
reclamo de un ajuste salarial por el incremento de costo de vida.
Los conflictos sindicales que se fueron presentando a lo largo del año se resolvieron en base a negociaciones
con los diferentes Sindicatos y Federaciones, monitoreadas por el Ministerio de Trabajo, Empleo y Seguridad
Social.
Compromiso y satisfacción de los colaboradores
Encuestas internas de satisfacción y clima
A partir de diciembre de 2007 y durante los primeros meses de 2008, la Compañía realizó el tercer proceso de
Evaluación de Satisfacción de Clientes Internos (ESCI) para las áreas de soporte de Calidad, Seguridad,
Medio Ambiente y Salud (CSMS) y Servicios (Servicios Generales, Abastecimiento, PMO, Comercio
Exterior, Seguridad Empresarial, Calidad de la Dirección de Servicios y la gerencia ejecutiva de CSMS).
Durante los meses de enero y febrero se realizó la 5° Encuesta de Clima Organizacional (ECO), que tuvo
alcance a 4.946 empleados de Argentina, Bolivia, Brasil (Innova), Ecuador, Perú, México y Venezuela. En
total, participaron 3.651 empleados, lo que representó el 74 por ciento de la población alcanzada. Se relevaron
1.024 fortalezas y 1.417 oportunidades de mejora en el espacio donde las personas podían volcar sus
comentarios.
En este ejercicio el Índice de Satisfacción de los Empleados (ISE), obtuvo un valor de 59 por ciento. La
dimensión Compromiso con la empresa alcanzó un valor del 53 mientras que Opinión general llegó a un
valor del 60 por ciento. El Índice de Satisfacción Directa (ISD), alcanzó un valor del 60 por ciento. La
novedad de este año fue el relevamiento de una nueva dimensión, Responsabilidad Social, cuyo indicador fue
del 60 por ciento.
Después del proceso y teniendo en cuenta los resultados obtenidos, se realizaron reuniones presenciales de
devolución y análisis con todos los directores y gerentes ejecutivos. Allí, se acordó la modalidad de trabajo de
cada equipo y el desarrollo e implementación de planes de mejora.
Acciones para la integración de los empleados
Para profundizar la integración entre los empleados, generar un clima de trabajo agradable e impulsar el
acercamiento de las familias a la Compañía, durante 2008 Petrobras Energía llevó a cabo una serie de
actividades, entre las que se encontraron:
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El festejo del Día de la Secretaria (el 4 de septiembre) a través de un desayuno informal junto a los
directores de la Compañía;
Un ciclo de desayunos con directores y colaboradores, para propiciar un espacio de intercambio público y
acercamiento entre los integrantes de la compañía;
El partido del hincha, un encuentro en la cancha de River Plate, en el que jugaron al fútbol colaboradores
de Petrobras Energía y figuras históricas del equipo;
La clínica de tenis, una jornada de deporte apta para todo público, donde cada colaborador participante
jugó junto a un chico de entre 12 y 18 años. A través de esta actividad, se buscó fomentar la integración
de las personas de distintas áreas y negocios de la compañía y también impulsar el acercamiento entre
directores y colaboradores, además de estrechar el vínculo entre un adulto y un chico a través de una
actividad deportiva.
Visita VIPP, una tradición en Petrobras Energía. Los hijos de los empleados visitaron las instalaciones de
la compañía y pasaron un día junto a sus padres en su lugar de trabajo. Este año, la actividad giró en torno
al cuidado y la preservación del medio ambiente marino, a través de juegos y otras actividades
recreativas.
Prata da casa, la 11° edición del concurso de artes que premia las habilidades artísticas de los
colaboradores de Petrobras Energía en diversas categorías, como artes plásticas, fotografía, música,
literatura y gastronomía, con el objetivo de incentivar y valorar las habilidades artísticas de los
empleados.
Por otro lado, se realizó un Encuentro de Integración Gerencial del cual los oradores fueron el Director
General de la Compañía, Decio Oddone, y el ex capitán de la selección de fútbol argentina Diego Simeone.
El objetivo de este encuentro fue estimular y fortalecer el rol de líderes como agentes de comunicación e
integración a través de la visión de un líder de empresa y un líder deportivo y los puentes en común de ambas
experiencias. Participaron de este encuentro aproximadamente 300 personas entre Directores, Gerentes,
reportes directos del Director General y empleados.
Formación y desarrollo
En el año 2008, Petrobras Energía dio continuidad a dos procesos centrales del área de Recursos Humanos: el
Ciclo de Gestión del Desempeño y Educación Corporativa. Y también sumó uno nuevo: Planeamiento de
Capital Humano, un proceso para asegurar los recursos necesarios para el cumplimento de los planes
estratégicos de la organización a corto, mediano y largo plazo.
El Ciclo de Gestión del Desempeño tiene como propósito evaluar la contribución de los colaboradores y,
como consecuencia, la elaboración un plan de formación individual, mientras que el proceso de Educación
Corporativa acompaña el desarrollo de habilidades y conocimientos de los colaboradores alineados al modelo
de competencias y valores Petrobras. En este sentido, se llevaron a cabo diversas acciones y soluciones de
formación: se dio continuidad a programas corporativos de Formación en Gestión y se sumaron programas
focalizados para analistas seniors y jefes. En el marco de estos programas, se totalizaron 430 participantes y
13.580 horas hombre capacitación.
Para acompañar la gestión comercial de la compañía, el centro de capacitación Capacitio tuvo como objetivo
implementar programas de formación con alcance a la Red de Estaciones de Servicio Propias, Abanderadas y
otros clientes vinculados. En 2008, totalizó 4.600 participantes y 35.260 horas hombre capacitación entre
actividades presenciales y entrenamientos en los puestos de trabajo.
Acciones para la atención de los empleados
Durante 2008, Petrobras Energía profundizó la asistencia en terreno a través de visitas periódicas a plantas y
locaciones que permitieron dar respuesta sobre novedades y cambios en temas de Recursos Humanos, tanto a
empleados como a los referentes.
Además, Nexo se consolidó como una herramienta de soporte fundamental para las distintas áreas de la
gerencia Ejecutiva de Recursos Humanos y para los empleados que, por intermedio de ella, pudieron evacuar
sus dudas, dar sugerencias y enterarse de novedades.
Responsabilidad Social Empresaria
Para Petrobras Energía ser una empresa socialmente responsable es una forma de gestión: una marca de
identidad que acompaña su crecimiento económico y que genera programas con valor ético, humano, social y
ambiental.
En este contexto, la Compañía se preocupa por impulsar iniciativas que sean sostenibles en el tiempo y
permitan instalar capacidad en las localidades en donde se encuentran sus activos. Su acción se orienta a la
inversión social en el campo de la niñez y la adolescencia y a la preservación del medio ambiente, con el
objetivo de generar cambios sostenibles y evidenciables en el largo plazo.
•
Recibió el Diploma al Mérito de los Premios Konex, en la categoría Empresa y Comunidad, por el
trabajo que viene realizando desde hace cinco años en materia de capacitación laboral, ayuda a
hospitales, educación vial y cuidado del medio ambiente y por acercar el arte y la cultura a la
sociedad, en temáticas como artes visuales, música, danza, patrimonio histórico, fotografía, cine,
ópera y literatura. Y también a través de actividades deportivas.
•
Se vinculó con organizaciones civiles, fundaciones y asociaciones cooperadoras presentes en nueve
de las localidades donde posee sus principales activos productivos. Las entidades fueron relevadas e
invitadas a participar del Primer Concurso de Proyectos Sociales 2008: Petrobras Energía se contactó
con 906 instituciones, de las cuales 762 son escuelas y 144 son organizaciones sociales.
•
Continuó con su labor en pos de los derechos de los niños y jóvenes a través de sus principales
programas: Educar para trabajar, Energía para los chicos y Educación Vial, tres iniciativas que lleva
adelante desde 2005.
Concurso de proyectos sociales
El vínculo con las organizaciones de la sociedad civil es fundamental para crear lazos duraderos con las
comunidades en donde se encuentra instalada. Por eso, entre junio y diciembre, la Compañía puso en marcha
el Primer Concurso de Proyectos Sociales 2008, una iniciativa para acompañar el desarrollo de proyectos
enfocados en problemáticas de niñez y adolescencia dentro de las siguientes temáticas: discapacidad,
retención escolar y uso del tiempo libre.
Este trabajo fue la continuidad del diagnóstico participativo sobre los derechos del niño y el adolescente
realizado durante 2007, el cual había permitido orientar y sustentar los proyectos en materia de Inversión
Social Privada de 2008 en adelante.
Para este primer concurso, Petrobras Energía convocó a participar a organizaciones civiles, fundaciones y
cooperadoras escolares de nueve de las zonas donde posee sus principales activos: las localidades de Bahía
Blanca, Zárate, Campana, Cañuelas, Marcos Paz, en Buenos Aires; Puerto General San Martín y San Lorenzo,
en Santa Fe; Río Gallegos, en Santa Cruz y Neuquén, que fueron seleccionadas por ser regiones de gran valor
relacional para la empresa, que logró profundizar su criterio federal a través de la implementación de
programas en diferentes puntos del territorio argentino.
Un jurado compuesto por especialistas en las temáticas mencionadas, conjuntamente con el equipo de
Responsabilidad Social Corporativa y representantes de los activos, evaluó las 58 propuestas que se
presentaron y seleccionó diez proyectos: cinco fueron premiados con hasta 20 mil pesos de subsidio, mientras
que los cinco restantes recibieron hasta 10 mil.
En 2009, la tarea de Petrobras Energía será acompañar la puesta en marcha y el desarrollo de cada iniciativa.
Talleres de formulación de proyectos
De forma previa al concurso, la empresa organizó talleres de formulación de proyectos, con el firme propósito
de dejar capacidad instalada para poder mejorar las posibilidades de gestión de las instituciones. En ellos, se
capacitó a los presentes sobre qué es un proyecto social y cómo se elabora, entre otros temas. En total, se
inscribieron aproximadamente 170 instituciones: 79 organizaciones sociales, 77 escuelas y 2 consejos/foros
de niñez y adolescencia.
Trabajo en conjunto
En ambas instancias, Petrobras Energía contó con el soporte de la Fundación Compromiso, que actuó como
articulador entre la empresa y las organizaciones sociales. La Fundación brindó asistencia técnica en el diseño
del concurso de proyectos y en la implementación de los talleres de formulación, desarrolló tutorías a
distancia para las entidades que estuvieran preparando un proyecto y también participó en la evaluación
técnica de las propuestas presentadas al concurso.
Unidad.com Empresa & Comunidad también ofreció su apoyo: estuvo a cargo del relevamiento y el contacto
con las organizaciones civiles y asociaciones cooperadoras vinculadas a la niñez y adolescencia. Esto permitió
crear una extensa base de datos de las entidades que trabajan con la temática.
Programas Corporativos
- Educar para trabajar
Desde 2005, Petrobras Energía ayuda a los jóvenes para que puedan insertarse en el mundo laboral: a través
del Programa Petrobras Educar para Trabajar, jóvenes de entre 18 y 30 años pueden participar en cursos de
capacitación de oficios y saberes técnicos de alta demanda laboral (como soldadura variada, construcción en
seco, primeros auxilios, entre otros), que se brindan de forma completamente gratuita. Este trabajo se lleva
adelante con el apoyo de socios pedagógicos: durante el 2008, el Instituto Argentino de Normalización y
Certificación (IRAM), y la Universidad Tecnológica Nacional (UTN).
Este año, la cuarta edición del programa se realizó entre julio y diciembre, y alcanzó las localidades de
Campana y Bahía Blanca en Buenos Aires, Río Gallegos, en Santa Cruz y Cutral Co -Plaza Huincul, en
Neuquén. Se dictaron 190 horas cátedra promedio por curso para 240 personas, lo que sumó un total de 840
egresados desde 2005.
- Educación vial
Para promover y difundir el correcto uso de las medidas de seguridad vial, Petrobras Energía desarrolló el
Programa Petrobras de Educación Vial, el cual viene implementando desde 2005 a través de distintas
acciones.
Este año, continuó con el trabajo con los talleres dirigidos a preconductores (16 a 18 años) de escuelas
públicas de la Argentina: se capacitaron 9.069 alumnos de 83 instituciones educativas de 13 localidades de las
provincias de Buenos Aires, Santa Fe, Santa Cruz, La Pampa, Río Negro y Neuquén.
En noviembre, además, Petrobras Energía brindó equipamiento y conocimiento a la instalación “Experiencia
Vial”, un stand de características inéditas ubicado en Capital Federal. Bajo la premisa “Se aprende con la
experiencia”, el espacio simula el entorno de una ciudad y permite vivir diferentes experiencias interactivas
(como sentir el impacto de un choque a 10 kilómetros por hora sin ningún riesgo) que logran inculcar
conceptos clave en lo que se refiere a seguridad vial.
- Energía para los chicos
Conjugando la posibilidad de disfrutar y ayudar, Petrobras Energía organiza recitales de artistas reconocidos
a beneficio de instituciones de salud pública infantil para que puedan mejorar su equipamiento médico o
infraestructura. En 2008, el primer recital se realizó en julio, en Zárate – Campana. Se presentó Abel Pintos y
se donaron 50 mil pesos a la asociación cooperadora del Hospital Virgen del Carmen de Zárate y otros 50 mil
al Hospital Municipal de San José de Campana. El segundo evento del año se realizó en septiembre, en
Neuquén, con la presencia de Axel; lo recaudado fue para el Hospital Zonal de Cutral Co - Plaza Huincul. El
último recital se llevó a cabo en noviembre en Rosario, Santa Fe. Allí se presentó el cantautor brasileño
Toquinho y la donación de 50 mil pesos fue destinada al Hospital Granaderos a Caballo de San Lorenzo.
Desde el inicio del programa en 2005, Petrobras Energía entregó más de 1.100.000 pesos en donaciones a 14
hospitales diferentes.
Programas en alianza
Una forma eficaz de acercarse a las comunidades es a través del trabajo en equipo: al igual que en años
anteriores, en 2008 Petrobras Energía unió sus esfuerzos con otras organizaciones y a través de alianzas a
mediano plazo llevó adelante acciones que favorecieron la inclusión e integración social.
- Unidad pediátrica móvil
Para impulsar una mejor calidad de vida de los chicos y contribuir con las necesidades sanitarias de las
localidades en donde opera, Petrobras Energía lleva a cabo desde 2004, el patrocinio social de la Unidad
Pediátrica Móvil, una unidad que brinda asistencia médica primaria, prevención odontológica, educación
sanitaria y vacunación a niños de comunidades con difícil acceso al sistema de salud.
La unidad cuenta con dos consultorios médico odontológicos, una sala de recepción y equipamiento de
avanzada para detectar problemas auditivos y visuales. Este año —entre junio y octubre— se acercó a
Avellaneda, Zárate, Campana y Bahía Blanca, en Buenos Aires y por primera vez llegó a la provincia de La
Pampa, a la localidad de Colonia 25 de Mayo.
Este patrocinio social se realiza en conjunto con la Fundación Ronald McDonald y el Hospital Universitario
Austral.
- Impact Art
A través de la colaboración de los principales deportistas del país e invitados internacionales, Impact Art tuvo
como objetivo recaudar fondos para los proyectos que UNICEF lleva adelante en Argentina. Desarrollado por
la Editorial Arte al Día y con el patrocinio de Petrobras, el programa invitó a deportistas a pintar cuadros
utilizando pelotas de fútbol, tenis o rugby, de acuerdo a la disciplina en la que se desempeñan.
La primera edición del programa en el país contó con la participación de Gabriel Batistuta, Carlos Bianchi,
Radamel Falcao, Enzo Francescoli, Lionel Messi, David Nalbandian, Martín Palermo, Agustín Pichot,
Gabriela Sabatini y Javier Zanetti. Los cuadros fueron subastados en noviembre a beneficio de UNICEF y se
obtuvo una recaudación que superó los cien mil pesos.
- Conservación de especies marinas y su ambiente
Durante todo el año, a través del apoyo a la Fundación Cethus y al Instituto de Conservación de Ballenas,
Petrobras Energía apoyó la investigación y actualización del conocimiento científico sobre la ballena franca
Austral y sus necesidades de conservación en las cuencas neuquina y austral.
- Talleres de educación ambiental
Para profundizar sobre el valor de los recursos naturales, en octubre, Petrobras Energía acompañó los
encuentros “Agua, educación y comunidad”, una serie de talleres de educación medioambiental destinados a
comunidad y docentes, enfocados en la temática Agua y que se realizaron en Río Gallegos, organizados por la
Asociación de Amigos de la Patagonia (APP) con el apoyo del proyecto de educación ambiental WET
Argentina (Educación en Materia de Agua para Educadores).
Análisis de los Resultados Consolidados de las Operaciones
De acuerdo con los procedimientos establecidos en la Resolución Técnica (“RT”) N° 21 de la Federación
Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”), la Sociedad consolida línea por
línea sus estados contables con los respectivos estados contables de las sociedades en las que ejerce directa o
indirectamente el control societario y el control conjunto de las mismas.
Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, la Sociedad ejerce el control conjunto en Distrilec Inversora S.A.
(“Distrilec”), en Compañía de Inversiones de Energía S.A. (“CIESA”) y en Petrobras de Valores Internacional
de España S.L. (PVIE).
A los efectos de evaluar la gestión de los negocios, la Dirección de la Sociedad analiza por separado los
resultados y la situación patrimonial de CIESA y de Distrilec, compañías bajo control conjunto compartido
con terceros ajenos al Grupo de Control. En consecuencia, y de manera congruente con la visión de la
Dirección, el análisis incluido a continuación se realiza sobre la base de los resultados consolidados de la
Compañía sin considerar los efectos correspondientes a la consolidación proporcional de los resultados de
CIESA y de Distrilec y, por lo tanto, no resulta directamente comparable con la información reportada en los
estados contables.
Factores que afectan los resultados de las operaciones
1) Contexto económico argentino
Las fluctuaciones de la economía argentina han producido y continuarán produciendo importantes
repercusiones en las empresas argentinas del sector privado, incluyendo a la Sociedad. En particular, la
Sociedad ha sido afectada y podría verse afectada por la inflación, las tasas de interés, la cotización del peso
respecto a las divisas extranjeras, las normas tributarias y, en general, por el entorno político, social y
económico argentino.
a) Devaluación del Peso
Al 31 de diciembre de 2008, la cotización del peso respecto a la divisa estadounidense era de Ps. 3,45 por
dólar estadounidense en comparación con Ps.3,15 y Ps. 3,07 por dólar estadounidense al 31 de diciembre de
2007 y 2006, respectivamente.
La casi totalidad de la deuda financiera de la Sociedad, al igual que una parte significativa de la deuda de sus
sociedades relacionadas, está denominada en dólares estadounidenses, lo que expone a la Sociedad a riesgos
cambiarios. La diversificación de los negocios de la Sociedad, con operaciones en el exterior cuyo flujo está
denominado primariamente en dólares estadounidenses y commodities cuyos precios son sensibles a la
variación del dólar, proveen una cobertura a la exposición cambiaria del peso respecto al dólar
estadounidense. Las diferencias de cambio vinculadas a la porción del endeudamiento de la Sociedad
denominado en moneda extranjera designado como cobertura de la inversión neta en el exterior no son
imputadas directamente a resultados, sino a la cuenta “Resultados diferidos” dentro del Patrimonio Neto, a la
cual también se imputan los resultados por conversión de las operaciones del exterior.
Con las consideraciones contables indicadas, las devaluación del peso respecto al dólar determinó en el
ejercicio 2008 una diferencia de cambio negativa de Ps.141 millones, sin resultados significativos en 2007 y
2006.
b) Inflación
Históricamente, la economía argentina ha experimentado una volatilidad significativa, caracterizada por
períodos con elevados niveles de inflación. De acuerdo a las normas contables profesionales vigentes en
Argentina, es competencia de la FACPCE evaluar en forma permanente la existencia o no de un contexto de
inflación o deflación.
En marzo de 2003, como resultado de la estabilización de la economía argentina, luego de la marcada
inestabilidad evidenciada en el transcurso del año 2002, la CNV, a través de la Resolución General No. 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.
Desde el año 2004, alentados por el ritmo de crecimiento económico, el índice de precios al consumidor
aumentó 12,3% en 2005, 9,8% en 2006 y 8,5% en 2007, y el índice de precios mayoristas aumentó 10,8% en
2005, 7,1% en 2006 y 14,4% en 2007.
En 2008, los índices de precios al consumidor y mayoristas reflejaron una inflación en el orden del 7,2% y
0,9%, respectivamente. No obstante estos indicadores oficiales, mediciones alternativas dan cuenta de
presiones inflacionarias persistentes y un nivel general de precios con una mayor dinámica, aunque
debilitándose en la última fase del año, en línea con la desaceleración del nivel de actividad.
En el pasado, la inflación socavó significativamente el desarrollo de la economía argentina y la capacidad del
Gobierno Argentino de crear condiciones que permitan el crecimiento. La inflación sostenida en Argentina,
sin el debido traslado a los precios de los productos que la Sociedad comercializa en el mercado local, tendría
un efecto negativo sobre los resultados de las operaciones y la situación financiera de la Sociedad.
2) Regulaciones en la Industria Energética en Argentina
En el marco del crecimiento sostenido que experimentaron los precios de los 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.
El conjunto de estas regulaciones afectó la competitividad y los resultados de las operaciones de la Sociedad,
ya que le limitaron la posibilidad de mitigar el crecimiento sostenido de los costos que se configuró al amparo
del favorable escenario internacional de precios.
•
Gas Natural
En febrero de 2004, el Gobierno Nacional, a través del Decreto Nº 181/04, instruyó la formulación de un
sendero para la recomposición del precio del gas natural tras el congelamiento dispuesto por la Ley de
Emergencia Pública, la cual no permitía incrementar el precio del gas en el mercado interno. En abril de
2004, la Sociedad, junto con los restantes productores de gas firmó un acuerdo con el Gobierno Nacional, en
el cual se estableció un esquema de aumentos graduales del precio del gas en el mercado interno que
culminaría con la desregulación total del precio del gas natural en boca de pozo en 2007. A partir del 1º de
septiembre de 2005, se produjo la desregulación del precio del gas en boca de pozo para generadoras
eléctricas y distribuidoras de gas que abastecían directamente a clientes industriales, comenzando a operar el
Mercado Electrónico del Gas para las operaciones “spot” de excedentes de gas. El acuerdo referido incluía
volúmenes mínimos que los productores de gas debían abastecer al mercado interno.
En 2007, al vencimiento del plazo fijado por el Decreto N° 181/04, el Gobierno Nacional y los productores
firmaron un Acuerdo de Productores de Gas Natural cuyo objetivo principal fue asegurar el abastecimiento
de la demanda interna de gas. Dicho Acuerdo, homologado a través de la Resolución N° 599/07 de la
Secretaría de Energía, modificó los alcances previstos para la desregulación total del precio de gas en boca de
pozo, estableciendo un esquema de precios definidos, por el cual se mantiene el precio del 2005 para el
segmento Residencial, y se dispone un aumento promedio anual de aproximadamente el 6,5% para los
segmentos de GNC, Generación e Industrial, aunque este último precio permanece libre. Esta nueva
resolución tiene vigencia escalonada según el segmento, siendo el compromiso de abastecimiento residencial
el último en vencer en el año 2011. Sus consecuencias significan la distribución uniforme de las cuotas de
mercado de cada segmento entre los productores y el mantenimiento de precios regulados bajos para los
segmentos mencionados.
Durante el año 2006, la Secretaría de Energía solicitó a los productores el redireccionamiento de gas de
exportación para el abastecimiento de centrales térmicas y distribuidoras de gas. 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, pudiendo la misma Secretaría de Energía aprobar o rechazar solicitudes
de exportación. La vigencia de tal regulación limita a la Sociedad la posibilidad de capitalizar los mayores
márgenes que ofrecen los precios de exportación.
En el marco de los acuerdos de provisión de gas a largo plazo alcanzados durante 2006 entre los gobiernos de
Argentina y Bolivia, por los cuales inicialmente se fijó un precio del gas en 5 U$S/MMBtu, ajustable en base
a una fórmula que seguirá los valores internacionales del gas y los subproductos, la importación del gas quedó
a cargo de ENARSA, debiendo la Sociedad en consecuencia ceder a favor de esta empresa el contrato de
importación de gas con Bolivia. A los efectos de que este incremento no impacte en los consumidores locales,
el Gobierno Argentino dispuso trasladar el aumento del precio de gas de importación a las exportaciones, vía
el incremento de sus retenciones. La Sociedad negoció con todos sus clientes externos la absorción del
incremento de las retenciones y su impacto en el pago de regalías.
En septiembre de 2008, mediante la Resolución N° 1.070/08 de la Secretaría de Energía, el Gobierno
Nacional homologó un Acuerdo con los 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, implementación que a la fecha de los presentes estados
contables está pendiente de reglamentación.
Por otro lado, se dispuso la creación de un Fondo Fiduciario 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 los sujetos consumidores de gas que reciben
directamente el gas de los productores sin hacer uso de los sistemas de transporte o distribución de gas natural
y por las empresas que procesen gas natural.
Tomando en consideración los cambios regulatorios adoptados por el Gobierno Argentino en vías de
recomponer las condiciones de rentabilidad de la explotación del gas, al 31 de diciembre de 2008 la Sociedad
reconoció una utilidad de Ps.121 millones por reversión de previsiones sobre la recuperabilidad de inversiones
en áreas gasíferas constituidas con anterioridad.
•
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 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.
Con el fin de garantizar el abastecimiento interno, desalentando 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, la cual 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 U$S 60,9 por barril, se fija una alícuota de retenciones creciente que determina para una calidad de crudo
estándar un ingreso tope de U$S 42 el barril. Si el precio internacional varía entre U$S 45 y U$S 60,9 por
barril, la retención aplicable es del 45%. En el caso que el precio internacional esté por debajo de los U$S 45
por barril, las autoridades deberán definir nuevas alícuotas en un plazo de 90 días. El mismo criterio se aplica
a las exportaciones de los productos derivados, tales como naftas, fuel oil y aceites lubricantes, para los que se
definieron distintos valores de corte y de referencia.
Con anterioridad, las alícuotas aplicables eran del 5% para los productos refinados, 20% para el GLP, y un
régimen especial para el petróleo crudo, con una base del 25% si el precio del barril de petróleo crudo era
igual o inferior a U$S 32 y retenciones adicionales crecientes en un rango entre el 3% y el 20%, según el
precio por barril de petróleo crudo variaba entre U$S 32,01 y U$S 45, con una retención máxima del 45%
cuando el precio superaba los U$S 45.
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, la cual establecía una alícuota del 45% sobre el precio de
importación del gas de Bolivia, fijando 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. Asimismo dicha resolución, extendió
para el GLP la metodología de cálculo aplicable a las retenciones sobre las exportaciones de petróleo crudo.
•
Márgenes de downstream
Desde la sanción de la Ley de Emergencia Económica en enero de 2002, los márgenes de downstream en
Argentina han disminuido en forma significativa. En este período el Gobierno Argentino ha intervenido
sostenidamente en el mercado de combustibles a los efectos de garantizar el abastecimiento total del mercado
local y de limitar los incrementos en los precios minoristas del mercado doméstico de las naftas y del gas oil
que se hubieran originado a partir de: (i) mayores costos debido al aumento en el precio del WTI, (ii) la
devaluación del peso y (iii) la inflación interna.
Durante los ejercicios 2007 y 2008 existió cierta flexibilidad para incrementar gradualmente los precios de los
combustibles en el mercado interno, hecho que permitió recuperar parcialmente los márgenes de
comercialización. A mediados de marzo de 2008 el Gobierno Nacional anunció que a partir del mes siguiente
los precios de los combustibles desarrollarían ajustes de acuerdo a la pauta inflacionaria del año.
A partir de noviembre de 2007, con la sanción de la Resolución N° 394/07, el margen del negocio de
downstream sufrió un importante recorte, ya que las nuevas alícuotas de retenciones a las exportaciones de
combustibles resultaron significativamente mayores a las entonces vigentes, afectando principalmente a las
exportaciones de fuel oil, VGO y naftas. Adicionalmente se regularon nuevos niveles de autorizaciones para
la exportación de petróleo y combustibles, anticipando mayores demoras y restricciones para los permisos
respectivos.
Afectando del mismo modo los márgenes del negocio, la Resolución N° 25/2006 de la Secretaría de Comercio
Interior obligó a las empresas refinadoras a cubrir la totalidad de la demanda de gas oil del mercado, con un
mínimo estipulado en la demanda del mismo mes del año anterior más una variación de mercado estimada. A
través de dicha medida se procuró asegurar el abastecimiento del mercado interno, en un contexto de alta
demanda y de falta de elasticidad en la oferta, debido a que las unidades de refinación en Argentina han
operado en niveles muy cercanos a la máxima capacidad instalada. Para cumplir con lo dispuesto en la
Resolución N° 25/2006 Petrobras Energía concretó la compra de 202 mil metros cúbicos de gas oil en 2008,
operatoria que en los ejercicios 2007 y 2006 representó la importación directa de 208 mil metros cúbicos y 85
mil metros cúbicos, respectivamente. Como consecuencia del diferencial entre los precios de importación y
minoristas del gas oil, la Sociedad reconoció pérdidas de Ps. 151 millones, Ps.106 millones y Ps. 38 millones
en 2008, 2007 y 2006, respectivamente. En 2008, durante la vigencia de la Resolución N° 121/2008 del
Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, resultó factible la compra de gas oil a
precios del mercado local a través del Programa de Energía Total (PET), el cual preveía que el gasto total de
la operatoria fuera atendida con cargo al Tesoro Nacional, lo cual redujo significativamente las pérdidas
derivadas de la aplicación de la Resolución N° 25/2006.
•
Generación de electricidad
Con la sanción de la Ley de Emergencia Pública, en enero de 2002, el Gobierno Argentino implementó la
pesificación de los precios en dólares en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y estableció un valor
máximo para los precios de gas destinado al abastecimiento de la generación de energía eléctrica. Este cambio
regulatorio implicó una desviación del sistema de costo marginal que se aplicaba previamente, ya que llevó a
las generadoras a sancionar precios en base al precio del gas natural, independientemente del combustible
utilizado en las actividades de generación.
Como resultado de las medidas adoptadas por el Gobierno Argentino, los precios de la electricidad dejaron de
reflejar adecuadamente los costos totales de generación. Este desfasaje derivó en un paulatino agotamiento
del Fondo de Estabilización, provocando un déficit creciente del mismo lo cual impidió a CAMMESA
(Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A.) saldar normalmente sus cuentas con los
agentes del mercado.
A los efectos de recomponer el Fondo de Estabilización, el Gobierno Nacional en una primera etapa realizó
sucesivos aportes y adicionalmente reestableció 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, a través de la Resolución N° 712/04 la Secretaría de Energía creó un fondo de
inversión denominado “Fondo para las Inversiones Necesarias que permitan incrementar la oferta de energía
eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista” (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 un nuevo fondo llamado FONINVEMEM II, cuyo objetivo ha sido complementar el
financiamiento del FONINVEMEM I.
Bajo este programa están en construcción dos centrales de al menos 800 MW cada una, con un costo estimado
de aproximadamente U$S 1.300 millones, el cual se financia con los aportes al FONINVEMEM I y II, y el
saldo restante con un cargo adicional a la demanda y con aportes del Estado Nacional.
Al 31 de diciembre de 2008 están habilitadas comercialmente y operando las turbinas de gas de las Centrales
Termoeléctricas Manuel Belgrano y José de San Martín. Se estima que ambas centrales operarán a ciclo
combinado en el segundo semestre de 2009.
En diciembre de 2004 la Secretaría de Energía se comprometió a sancionar sucesivos aumentos de los precios
estacionales para alcanzar en noviembre de 2006 valores que cubran como mínimo los costos monómicos
totales. Esta situación no se ha reflejado en la práctica. En noviembre de 2008 se sancionaron ajustes parciales
a los precios estacionales, aplicables para el período comprendido entre noviembre de 2008 y abril de 2009,
por lo cual hasta el presente la sanción de precios continúa sin ser representativa de los costos realmente
incurridos en la generación. Sólo una vez normalizado el mercado a partir de la entrada en operación
comercial de la capacidad adicional aportada por el FONINVEMEM, la Secretaría de Energía se
comprometió a remunerar la energía con el precio marginal del sistema sancionado en el mercado “spot” y la
potencia con los valores en dólares estadounidenses anteriores a la promulgación de la Ley de Emergencia
Pública.
•
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.
En este entorno, durante 2002, TGS y su sociedad controlante CIESA, suspendieron el pago de sus deudas
financieras. En diciembre de 2004 TGS concluyó el proceso de reestructuración de su endeudamiento
financiero. En setiembre de 2005 CIESA suscribió un acuerdo para la reestructuración de su deuda financiera
con la totalidad de los acreedores, con un plazo de vigencia hasta el 31 de diciembre de 2008, fecha a partir de
la cual cualquiera de las partes podía darlo por terminado unilateralmente. Cumplido el mismo, sin que se
obtuvieran las aprobaciones gubernamentales a las que estaba sujeta su instrumentación, el 9 de enero de 2009
Ashmore Energy International Limited (actualmente denominada AEI) –quien manifiesta ser el único tenedor
de las Obligaciones Negociables emitidas por CIESA, notificó su decisión de terminar el Acuerdo de
Reestructuración. CIESA, por su parte, inició el 28 de enero de 2009 una acción judicial ante los Tribunales
del Estado de Nueva York, USA, tendiente a que se declare que cualquier acción de AEI contra CIESA
respecto de las Obligaciones Negociables no puede prosperar debido a que las mismas se encuentran
prescritpas. Los estados contables de CIESA no incluyen ningún ajuste que pudiera derivar de la resolución
de las incertidumbres vinculadas a este proceso.
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 Poder Ejecutivo Nacional (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 Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos
(“UNIREN”) bajo el ámbito conjunto de los Ministerios de Economía y Producción y de Planificación
Federal, Inversión Pública y Servicios. La UNIREN tiene 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.
La UNIREN se encuentra renegociando los contratos con Edesur y TGS. Las renegociaciones se encuentran
en distintas etapas. No es posible predecir el desarrollo futuro de los procesos de renegociación de las tarifas y
de los contratos de concesión ni sus consecuencias sobre los resultados de las operaciones o la situación
financiera de dichas empresas.
En junio de 2005, Edesur suscribió con la UNIREN una Carta de Entendimiento en el marco del proceso de
renegociación del Contrato de Concesión. Con base en dicha Carta de Entendimiento, en agosto de 2005 las
partes suscribieron un Acta Acuerdo que contiene, entre otras cuestiones, un régimen tarifario de transición, y
un mecanismo de monitoreo de costos que habilita la revisión del ajuste tarifario. El Acta Acuerdo fue
ratificada por el PEN el 28 de diciembre de 2006. El 5 de febrero de 2007 el ENRE publicó en el Boletín
Oficial la Resolución Nº 50/2007 aprobando los valores del Cuadro Tarifario de Edesur vigentes desde el 1°
de febrero de 2007, que se derivan del régimen tarifario de transición previsto en el Acta Acuerdo. Al pasar a
ser plenamente operativos los términos y condiciones del Acta Acuerdo se efectivizó un aumento del 23%
sobre los costos propios de distribución (que no afecta a las tarifas residenciales T1R1 y T1R2), los costos de
conexión y el servicio de rehabilitación que percibe Edesur, así como un aumento adicional promedio del 5%
sobre los mencionados costos propios de distribución destinado a la ejecución de un plan de obras. Asimismo,
el ENRE autorizó a aplicar a los costos ya referidos desde el 1° de mayo de 2006, la variación positiva del
9,962% de los índices del mecanismo de monitoreo de costos dispuesto en el Acta Acuerdo. Con
posterioridad, se emitieron las Resoluciones N° 1.838/2007 de la Secretaría de Energía y N° 867/2007 del
ENRE. que aprobaron un ajuste por el mecanismo de monitoreo de costos establecido en el Acta Acuerdo, de
9,75% para el período mayo de 2006 a abril de 2007, aplicable a partir de las ventas de mayo de 2007. Con
fecha 31 de julio de 2008 el ENRE emitió la Resolución N° 324/2008, que aprueba para Edesur un nuevo
cuadro tarifario con vigencia a partir del 1° de julio de 2008, el cual determina aumentos escalonados de entre
el 10% y 30%, a los usuarios residenciales con consumos mayores a 650 kilowatts bimestrales y del 10% a
usuarios comerciales e industriales. Adicionalmente contempla el traslado a tarifa del Programa de Uso
Racional de la Energía y el reconocimiento parcial del mecanismo de monitoreo de costos por períodos
posteriores.
El 9 de octubre de 2008, y luego de que la UNIREN remitiera a TGS distintas propuestas en vista a lograr la
readecuación tarifaria del contrato, las cuales oportunamente habían sido evaluadas como insuficientes, TGS,
suscribió con la UNIREN un acuerdo transitorio que establece un aumento tarifario del 20% con efecto
retroactivo a partir del 1 de septiembre 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. El aumento tarifario
entrará en vigencia una vez que el acuerdo transitorio sea ratificado por un decreto del Poder Ejecutivo
Nacional. La vigencia del acuerdo transitorio se extenderá hasta la fecha de entrada en vigencia del acuerdo
de renegociación integral de la licencia de transporte a suscribir con el Gobierno Nacional. En este sentido, 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%), cuyo propósito es la renegociación de los
términos de la licencia y la iniciación de un proceso de revisión tarifaria integral. A la fecha de emisión de los
presentes estados contables, TGS está evaluando dicha propuesta. 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.
En diciembre de 2008 se sancionó la Ley N° 26.456, la cual extendió hasta el 31 de diciembre de 2009 el
plazo para renegociar los contratos de obras y servicios públicos.
3) Conversión de los contratos operativos en Venezuela
En abril de 2005 el Ministerio de Energía y Petróleo de Venezuela (MEP) instruyó a Petróleos de Venezuela
S.A. (PDVSA) a revisar los 32 convenios operativos celebrados por filiales de PDVSA con empresas
petroleras entre 1992 y 1997, entre los cuales se incluían los contratos firmados con Petrobras Energía, a
través de sus sociedades controladas y vinculadas en Venezuela, para la explotación de las Áreas de
Oritupano Leona, La Concepción, Acema y Mata. La instrucción del MEP estableció que PDVSA debería
tomar todas las medidas necesarias para convertir los convenios operativos a la modalidad de empresas
mixtas, en las que al Estado Venezolano, a través de PDVSA, le correspondería una participación mayor al
50%.
En agosto de 2006, se firmaron los respectivos contratos de conversión de los convenios operativos a la
modalidad de empresas mixtas, a través de los cuales se estableció que la participación de los privados en las
mismas fuera del 40%, correspondiéndole al estado venezolano la participación del 60%. Como consecuencia
de lo indicado, las participaciones de Petrobras Energía en las empresas mixtas que operan las áreas de
Oritupano Leona, La Concepción, Acema y Mata (Petroritupano S.A., Petrowayú S.A., Petroven-Bras S.A. y
Petrokariña S.A., respectivamente) quedaron determinadas en 22%, 36%, 34,5% y 34,5%, respectivamente.
Adicionalmente, CVP reconoció un crédito divisible y transferible a favor de las empresas privadas que
integran las empresas mixtas, por un monto en participación de Petrobras Energía de U$S 88,5 millones, que
no devenga intereses y que podría ser utilizado para el pago de bonos de adquisición en el marco de cualquier
nuevo proyecto de empresa mixta para el desarrollo de actividades de exploración y producción de petróleo, o
de licencia para el desarrollo de operaciones de exploración y producción de gas en Venezuela. En virtud de
que se habían cumplimentado los hitos a los cuales se encontraba subordinado su reconocimiento por parte de
PDVSA, al 31 de diciembre de 2006 la Sociedad contabilizó el crédito mencionado a su valor recuperable
estimado, el cual totalizaba Ps.180 millones.
Las nuevas condiciones operativas configuradas a partir de la conversión de los contratos impactaron
adversamente en el valor recuperable de los activos en Venezuela. En el ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de 2005 la Sociedad registró previsiones por Ps.424 millones.
Con fecha 15 de abril de 2008 fue publicada la Ley de Contribución Especial sobre Precios Extraordinarios
del Mercado Internacional de Hidrocarburos, la cual establece una contribución especial pagadera por quienes
exporten o transporten al exterior hidrocarburos líquidos y productos derivados, y aplicará cuando, con
relación a cualquier mes, el precio promedio correspondiente a la cesta venezolana de crudos exceda U$S 70
por barril. El monto por barril de esta contribución especial será de 50% de la diferencia entre el promedio
mensual antes referido y el precio umbral de U$S 70. Adicionalmente, cuando el referido promedio exceda de
U$S 100, el monto por barril de esta contribución especial, que será aplicable a cualquier diferencia en exceso
del precio umbral de U$S 100, será de 60%.
Al 31 de diciembre de 2008 el valor contable de las participaciones directas e indirectas en las compañías
mixtas, neto de previsiones, es de Ps.2.751 millones. 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.
Como consecuencia de los cambios operados en las variables relacionadas, en los ejercicios finalizados el 31
de diciembre de 2008, 2007 y 2006, la Sociedad registró previsiones por Ps. 154 millones, Ps.33 millones y
Ps.186 millones, respectivamente. Adicionalmente, y debido a que al 31 de diciembre de 2007 no se habían
concretado proyectos para la utilización del crédito reconocido por CVP, como así tampoco resultaron
exitosas las gestiones para su transferencia a terceros y no se vislumbran otras alternativas de aplicación, a
dicha fecha la Sociedad previsionó íntegramente el valor contable del mismo, registrando una pérdida de
Ps.181 millones.
4) Precios de los 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 diez
años. Los cambios en los precios del petróleo crudo generalmente traen aparejados cambios en los precios de
los productos derivados del petróleo.
El año 2008 mostró la séptima alza anual consecutiva en el precio promedio del petróleo, signada, sin
embargo, por el abrupto fin de esta etapa alcista. Los precios estuvieron afectados por una marcada
volatilidad. El crudo de referencia West Texas Intermediate (WTI) alcanzó un máximo de 145 dólares por
barril en el mes de julio, para luego, hacia fines de año y en coincidencia con la crisis financiera a nivel
global, comenzar un franco y agudo retroceso, cotizando por debajo de los 40 dólares, comportamiento que
tuvo su correlato en el precio de los derivados. Al 31 de diciembre de 2008 el WTI cerró a U$S 44,6 por
barril, 54% por debajo del cierre del 2007. El promedio del año se situó en U$S 99,6 por barril, en
comparación a U$S 72,3 y a U$S 66 de 2007 y 2006, respectivamente.
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 del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas las reservas comprobadas de petróleo y gas
han disminuido un 27,8 % en el quinquenio 2003-2007. En el período Enero – Diciembre 2008 la producción
de petróleo cayó por undécimo año consecutivo, acumulando un promedio de 629 mil barriles por día, lo cual
representa una retracción del 2,2% respecto a igual período de 2007.
En este contexto, las reservas de petróleo y gas de la Sociedad en Argentina, netas de adiciones, han
disminuido un 13 % en 2008 y 4,5% en el año 2007. La producción equivalente de la Compañía disminuyó un
3% en 2008 y un 6% en el año 2007.
El plan de negocios prevé la concreción de importantes inversiones exploratorias en Argentina, tanto en áreas
on-shore como off-shore. 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.
6) Operaciones en Ecuador
a) Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos en Ecuador
En abril de 2006 el Estado Ecuatoriano aprobó la Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos
(Ley No. 42/2006) en la cual se reconocía a favor del Estado una participación de al menos el 50% de los
ingresos extraordinarios que se generen por aumentos del precio de venta del crudo ecuatoriano (precio
promedio mensual efectivo de venta FOB) respecto del promedio mensual de venta de dicho crudo a la fecha
de suscripción de los respectivos contratos, expresado en valores constantes del mes de la liquidación.
El 18 de octubre de 2007 el Presidente Constitucional de la República de Ecuador expidió la Reforma al
Reglamento de Aplicación de la Ley No. 42/2006, Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos, por la cual a
partir de esa fecha elevó la participación del Estado en los excedentes extraordinarios del precio de crudo al
99 %, reduciendo la correspondiente participación de las compañías petroleras al 1%.
Desde su sanción, EcuadorTLC S.A. y Petroecuador han sostenido importantes diferencias interpretativas
respecto a la pertinencia y alcance de la aplicación de la Ley No. 42/2006 respecto a los ingresos del convenio
operacional del campo Palo Azul, para el cual ya se preveía la participación del Estado en los excedentes
determinados por el incremento del precio del petróleo crudo. En opinión de la Sociedad la aplicación de la
ley bajo los supuestos de Petroecuador, resultaba confiscatoria de la inversión, y comprometía su viabilidad
económica. A partir del mes de enero de 2008 EcuadorTLC S.A no registró contablemente las liquidaciones
efectuadas por Petroecuador bajo la Ley No. 42/2006, ni realizó los pagos correspondientes.
En el marco de los las negociaciones sostenidas con el Gobierno Ecuatoriano, que dieron como resultado la
firma de los contratos modificatorios del Contrato de Participación en el Bloque 18, y considerando el criterio
emitido por el Procurador General del Estado, las partes acordaron el alcance de la Ley No.42/2006. A partir
del acuerdo alcanzado, EcuadorTLC S.A. realizó un pago por un monto de U$S 44 millones, el cual se
considera como pago definitivo de cualquier diferencia que surja por la aplicación de la citada ley hasta la
fecha de firma de los referidos contratos modificatorios, hito a partir del cual entró en aplicación la Ley de
Equidad Tributaria.
b) Recuperabilidad de las Inversiones
A partir de 2006, y con especial énfasis durante el año 2007, el Gobierno Ecuatoriano ha impulsado profundas
reformas tributarias y regulatorias, las cuales en particular se han focalizado en la industria de los
hidrocarburos, entre ellas, la sanción de la Ley No. 42/2006.
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. En función a ello, al
31 de diciembre de 2007 la Sociedad registró una previsión de Ps.759 millones para adecuar el valor contable
de los activos en Ecuador a su probable valor recuperable. En la estimación del respectivo valor recuperable,
la Sociedad incluyó la incidencia del déficit neto de producción estimado respecto de la capacidad de
transporte contratada con Oleoducto de Crudos Pesados Ltd.
c) Acuerdo con Teikoku Oil Co. Ltd. (Teikoku)
El 11 de enero del 2007 el Ministerio de Energía y Minas de Ecuador aprobó el acuerdo previo suscripto en
enero de 2005 con Teikoku para la cesión del 40% de los derechos y obligaciones del contrato de
participación del Bloque 18. Con fecha 24 de octubre de 2008, Petroecuador procedió a incorporar a Teikoku
Oil Ecuador, controlada de Teikoku, como socio en los convenios del Bloque 18, e inscribió el Contrato de
Cesión en la Dirección Nacional de Hidrocarburos el 27 de octubre de 2008. A la fecha de los presentes
estados contables, las partes se encuentran negociando los términos económicos definitivos de los respectivos
contratos de cesión de participaciones.
d) Contratos Modificatorios del Contrato de Participación en el Bloque 18
El 31 de octubre de 2008 EcuadorTLC S.A., Teikoku Oil Ecuador y Petroecuador, entre otros, suscribieron
contratos modificatorios que, entre otras cosas, regularán por el término de un año la explotación del Bloque
18, período en el cual se negociará la migración o no a una nueva modalidad contractual. A través de los
indicados contratos modificatorios, la participación del Estado Ecuatoriano en los campos Pata y Palo Azul
se incrementó al 40% y 60%, respectivamente. Adicionalmente, a partir de la firma de los citados contratos
resulta de aplicación la Ley de Equidad Tributaria, por la cual el Estado Ecuatoriano recibe el 70% de los
ingresos por sobre un nuevo precio base de U$S 45,43 por barril.
e) Bloque 31
Terminación del Contrato de Participación del Bloque 31, por el cual se materializó la reversión del Bloque
31 al Estado Ecuatoriano.
f) Contrato de transporte de crudo con Oleoducto de Crudos Pesados Ltd. (OCP)
La Sociedad ha celebrado un contrato con OCP, en virtud del cual se ha asegurado una capacidad de
transporte de petróleo de 80.000 barriles diarios por el término de 15 años a partir del 10 de noviembre de
2003. El contrato de transporte es del tipo “Ship or Pay”, por lo cual la Sociedad debe cumplir con sus
obligaciones contractuales por la totalidad del volumen contratado, con prescindencia del volumen real
transportado, abonando, al igual que los restantes productores, una tarifa que cubre, entre otros, los costos
operativos y servicios financieros de OCP. Al 31 de diciembre de 2008 dicha tarifa asciende a U$S 2,075 por
barril.
La Sociedad estima que durante la vigencia del contrato de transporte “Ship or Pay” se configurarán sucesivos
déficits en el crudo producido respecto a la capacidad de transporte total contratada. Esta presunción está
basada en la estimación actual de las reservas de la Compañía en Ecuador y en la gradualidad estimada para
su desarrollo. En consideración a esta situación, y con la finalidad de mitigar los efectos derivados de la
situación descripta, la Sociedad negocia periódicamente la venta de capacidad de transporte contratada. Con
fecha 31 de diciembre de 2008, la Sociedad suscribió con Petroecuador el “Convenio de uso de capacidad
garantizada de transporte de petróleo por el Oleoducto de Crudos Pesados ”, por el cual el Estado Ecuatoriano
asumió el compromiso de que el crudo disponible de su propiedad, que transporte por el OCP, a partir del 1
de enero de 2009 se hará con cargo a la capacidad de transporte de petróleo contratada por la Sociedad con el
OCP, hasta un volumen máximo de 70.000 barriles por día. Adicionalmente, al 31 de diciembre de 2008 la
Sociedad ha vendido una capacidad de transporte de aproximadamente 8.000 barriles diarios de petróleo para
el período julio de 2004 a enero 2012. El déficit neto de producción estimado respecto de la capacidad de
transporte contratada es considerado a los efectos de analizar la recuperabilidad de los activos en Ecuador.
7) Venta de participación en Petrobras de Valores Internacional de España S.L.
En diciembre de 2007, Petrobras Energía vendió a Petrobras Internacional Braspetro B.V. el 40% de su
participación accionaria en Petrobras de Valores Internacional de España S.L. (PVIE), empresa holding cuyo
activo principal es la tenencia del 99,79% del capital social de Petrobras Energía Perú S.A.
El precio pactado ascendió a U$S 423,3 millones, más una compensación contingente, a ser definida entre las
partes en la eventualidad de un descubrimiento comercial en el prospecto Kinteroni del Lote 57. Al 31 de
diciembre de 2007, la operación implicó para Petrobras Energía el reconocimiento de una utilidad de Ps.1.014
millones.
En enero de 2008, Petrobras Energía anunció un descubrimiento de gas y condensado en el prospecto
Kinteroni, el cual se encuentra aún en etapa de evaluación. Las pruebas de producción efectuadas sobre
algunos de los niveles de reservorios descubiertos, indican un caudal superior a 35 millones de pies cúbicos
de gas por día y 1.245 barriles de condensado por día. Para completar la evaluación del pozo restan efectuar
pruebas de producción en los niveles mineralizados de mayor interés.
De acuerdo a lo previsto en los términos y condiciones del respectivo contrato de compraventa de acciones,
las partes acordaron suscribir el acuerdo correspondiente a los efectos de compartir el poder de definir y
dirigir las políticas operativas y financieras de PVIE.
La cesión de participación permitió a la Sociedad optimizar su portafolio de activos, adecuando las
inversiones exploratorias en Perú a montos alineados con su Plan de Negocios. Asimismo, la cesión permitió
monetizar un valor potenciado por los altos precios internacionales del petróleo, ampliando la capacidad de
inversión de la Compañía en la República Argentina.
8) Desinversiones de participaciones accionarias
a) En diciembre de 2007, Petrobras Energía suscribió un contrato de compraventa de acciones para la
venta de su tenencia accionaria del 40% de Petroquímica Cuyo S.A.I.C. El precio de venta ascendió a U$S 32
millones, lo cual determinó una utilidad de Ps. 40 millones.
b) En diciembre de 2007, tras cumplimentarse la totalidad de las condiciones a las que encontraba
subordinada la operación, se perfeccionó la transferencia de la tenencia accionaria del 50% en Compañía
Inversora en Transmisión Eléctrica Citelec S.A. (Citelec) a Energía Argentina S.A. y a Electroingeniería
S.A., en partes iguales. La citada transacción se llevó a cabo en cumplimiento del compromiso de
desinversión asumido por Petrobras Energía ante el Gobierno Nacional en oportunidad de la aprobación por
parte del la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia de la compraventa de acciones que componen
el capital mayoritario de Petrobras Energía Participaciones S.A. por parte de Petrobras Participaciones S.L. La
venta se realizó por un precio fijo de U$S 54 millones, referencia monetaria a la cual se encontraba registrada
la inversión.
c) En julio de 2007, Petrobras Energía firmó con Electroingeniería S.A un contrato de compraventa de
acciones para la transferencia de la tenencia del 22,22% en Yacylec. La citada operación resultó autorizada
por el ENRE en diciembre de 2007. El precio de venta ascendió a U$S 6 millones y determinó una utilidad
por venta de Ps.16 millones.
d) En junio de 2007, Petrobras Energía firmó el contrato para la venta a Yacimientos Petrolíferos
Fiscales Bolivianos –YPFB, de su tenencia accionaria en Petrobras Bolivia Refinación S.A. El precio de venta
ascendió a U$S 55 millones, lo cual determinó una utilidad de Ps. 44 millones.
e) En enero de 2007, Petrobras Energía suscribió un contrato para la venta de su tenencia accionaria del
9,19% de Hidroneuquén S.A., sociedad tenedora del 59% del capital social de Hidroeléctrica Piedra del
Aguila S.A. El precio de venta ascendió a U$S 15 millones, lo cual determinó una utilidad de Ps. 23
millones.
9) Cambios en el portafolio de activos de E&P
a) Con fecha 24 de octubre de 2008, Petroecuador procedió a incorporar a Teikoku Oil Ecuador S.A.,
controlada de Teikoku Oil Co. Ltd, como socio en los convenios del Bloque 18, e inscribió la incorporación
en la Dirección Nacional de Hidrocarburos el 27 de octubre de 2008, resultando efectiva la cesión del 40% de
los derechos y obligaciones del contrato de participación del Bloque 18.
b) En marzo de 2008, una vez obtenidas las autorizaciones regulatorias a las que se encontraba
supeditada la transacción, resultó efectiva la adquisición a Energy Development Corporation (Argentina),
Inc., Sucursal Argentina de las participaciones del 13,72% en los activos de El Tordillo y La Tapera - Puesto
Quiroga por un precio de U$S 117,5 millones.
c) En septiembre de 2008, una vez obtenidas las autorizaciones regulatorias a las que se encontraba
supeditada la transacción, resultó efectiva la adquisición a ConocoPhillips de las participaciones del 25,67% y
52,37% en los activos de Sierra Chata y Parva Negra, respectivamente. El precio acordado por las partes
ascendió a U$S 77,6 millones, más ajustes, principalmente por las variaciones del capital de trabajo a la fecha
de efectivización del acuerdo.
d) En noviembre de 2007, Petrobras Energía vendió el 76,15% de los derechos y obligaciones en el área
Bajada del Palo, transfiriéndole la participación del 73,15% a Petrolera Entre Lomas S.A. y el 3% restante a
APCO. Esta operación representó una utilidad de Ps. 62 millones.
e) En octubre de 2006, Petrobras Energía vendió el 100% de los derechos y obligaciones
correspondientes a las concesiones de las áreas Refugio Tupungato y Atamisqui, reconociendo una ganancia
de Ps.85 millones.
10) Beneficios Fiscales en relación con Operaciones de Innova – FUNDOPEM
La Sociedad, a través de sus operaciones de Innova en Brasil, goza de un beneficio fiscal, según un programa
de incentivos otorgados por el Estado de Río Grande do Sul a las empresas radicadas en dicho estado. El
beneficio obtenido consiste en la reducción del 60% del ICMS (impuesto sobre la circulación de bienes y
servicios).
Con la construcción y puesta en funcionamiento de la nueva planta de etilbenceno, el beneficio Fundopem se
ha extendido hasta el año 2015.
Por la aplicación de este programa, la Sociedad reconoció utilidades por Ps.80 millones, Ps.70 millones y
Ps.46 millones en 2008, 2007 y 2006, respectivamente.
Análisis de los Resultados Consolidados
El siguiente cuadro expone los resultados de la Sociedad correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de
diciembre de 2008 y 2007 de conformidad con las normas contables profesionales y, comparativamente a los
efectos del presente análisis, los resultados pro forma que excluyen los efectos de la consolidación
proporcional de CIESA y de Distrilec, compañías bajo control conjunto compartido con terceros al Grupo de
Control. A los efectos de este último propósito, los resultados de CIESA y Distrilec, consolidados
proporcionalmente en los estados contables, son analizados conjuntamente en Resultados de Inversiones no
Corrientes.
Utilidad neta: La utilidad neta del ejercicio 2008 aumentó Ps.14 millones o 1,8% a Ps.776 millones de Ps.762
millones del ejercicio comparativo.
Ventas netas: Las ventas netas aumentaron Ps.1.717 millones o 12,8% a Ps.15.175 millones de Ps.13.458
millones del ejercicio comparativo. Las ventas del ejercicio 2008 incluyen Ps.639 millones y Ps.993 millones
correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente, neto de Ps.34 millones de
ventas intersegmento. Las ventas del ejercicio 2007 incluyen Ps.602 millones y Ps.894 millones
correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente, neto de Ps.35 millones de
ventas intersegmento.
Excluyendo los efectos de la consolidación proporcional, las ventas netas crecieron Ps.1.580 millones o
13,2% a Ps.13.577 millones de Ps.11.997 millones del ejercicio comparativo. Las ventas de los segmentos de
Refinación y Distribución, Petroquímica, Gas y Energía y Exploración y Producción de Petróleo y Gas
aumentaron Ps.1.116 millones, Ps.412 millones, Ps.185 millones y Ps.116 millones, respectivamente. Las
ventas intersegmentos ascendieron a Ps.3.009 millones en 2008 y Ps.2.761 millones en 2007, 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 aumentó Ps.828 millones o 24,7% a Ps.4.175 millones de
Ps.3.347 millones. La utilidad bruta del ejercicio 2008 incluye Ps.263 millones y Ps.250 millones
correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente. La utilidad bruta del ejercicio
2007 incluye Ps.287 millones y Ps.215 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec,
respectivamente.
Excluyendo los efectos de la consolidación proporcional, la utilidad bruta del ejercicio 2008 aumentó Ps.817
millones o 28,7%, a Ps.3.662 millones de Ps.2.845 millones. Esta variación se origina principalmente por un
aumento de Ps.326 millones en el segmento de Petroquímica, Ps.211 millones en Refinación y Distribución,
Ps.128 millones en Gas y Energía y Ps.120 millones en Exploración y Producción de Petróleo y Gas.
Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización crecieron
Ps.293 millones o 20% a Ps.1.756 millones de Ps.1.463 millones del ejercicio comparativo. El ejercicio 2008
incluye Ps.42 millones y Ps.158 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec,
respectivamente. El ejercicio 2007 incluye Ps.38 millones y Ps.116 millones correspondientes a las
participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente.
Excluyendo los efectos de la consolidación proporcional, los gastos de administración y comercialización se
incrementaron Ps.247 millones o 18,9% a Ps.1.556 millones de Ps.1.309 millones del ejercicio comparativo,
principalmente como consecuencia de los aumentos verificados en los negocios de Refinación y Distribución,
Petroquímica y Estructura Central.
Gastos de exploración: Los gastos de exploración aumentaron Ps.66 millones a Ps.238 millones de Ps.172
millones del ejercicio comparativo. Ver “Exploración y Producción de Petróleo y Gas”.
Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos totalizaron pérdidas de Ps.229 millones y Ps.176
millones, respectivamente. Los otros resultados operativos del ejercicio 2008 incluyen pérdidas de Ps.16
millones y Ps.17 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente. Los
otros resultados operativos del ejercicio 2007 incluyen ganancias de Ps.2 millones y Ps.77 millones
correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente.
Excluyendo los efectos de la consolidación proporcional, los otros resultados operativos totalizaron pérdidas
de Ps.196 millones y Ps.255 millones, principalmente como consecuencia de las mejoras verificadas en los
negocios de Refinación y Distribución y en Petroquímica.
Utilidad operativa: La utilidad operativa aumentó Ps.416 millones o 27,1% a Ps.1.952 millones de Ps.1.536
millones. El ejercicio 2008 incluye una ganancia de Ps.204 millones y Ps.76 correspondiente a las
participaciones en CIESA y Distrilec. El ejercicio 2007 incluye una ganancia de Ps.251 millones y Ps.176
millones correspondiente a las participaciones en CIESA y Distrilec.
Excluyendo los efectos de la consolidación proporcional, la utilidad operativa registró un aumento de Ps.563
millones o 50,8% a Ps.1.672 millones de Ps.1.109 millones del ejercicio comparativo. Esta variación se
origina principalmente por un aumento en los segmentos de Petroquímica, Refinación y Distribución, Gas y
Energía y Exploración y Producción de Petróleo y Gas, por Ps.247 millones, Ps.143 millones, Ps.114 millones
y Ps.100 millones, respectivamente.
Resultados de inversiones no corrientes: Los resultados por la participación en sociedades no corrientes
aumentaron Ps.129 millones o 73,3% a Ps.305 millones de Ps.176 millones del ejercicio comparativo.
Excluyendo los efectos de la consolidación proporcional de CIESA y Distrilec, los resultados de inversiones
no corrientes aumentaron Ps.77 millones o 32,9% a Ps.311 millones de Ps.234 millones del ejercicio
comparativo. Véase “Análisis de los Resultados de Inversiones no Corrientes”.
Resultados financieros y por tenencia: Las pérdidas financieras y por tenencia aumentaron Ps.291 millones o
58,8% a Ps.786 millones de Ps.495 millones del ejercicio comparativo. El ejercicio 2008 incluye pérdidas
financieras por Ps.175 millones y ganancias de Ps.11 millones correspondientes a las participaciones en
CIESA y Distrilec, respectivamente. El ejercicio 2007 incluye pérdidas financieras por Ps.139 millones y
Ps.30 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente
Excluyendo los efectos de la consolidación proporcional, las pérdidas financieras y por tenencia aumentaron
Ps.296 millones, o 90,8% a Ps.622 millones de Ps.326 millones. Determinan esta variación:
•
Mayores pérdidas por tenencia de inventarios de Ps.206 millones, una pérdida de Ps.119 millones en
el ejercicio 2008 en contraposición a una utilidad de Ps.87 millones en el ejercicio comparativo,
configurada en el marco del retroceso del precio del crudo y sus derivados en el cuarto trimestre de
2008, principalmente en petroquímicos.
•
Mayores pérdidas por diferencias de cambio de Ps.170 millones, una pérdida de Ps.146 millones en
el ejercicio 2008 en comparación a una utilidad de Ps.24 millones en el ejercicio comparativo,
determinada por la mayor depreciación del peso argentino con respecto al dólar estadounidense
(9,5% y 2,6% en los ejercicios 2008 y 2007, respectivamente), y por la depreciación del 37% del
real, en contraposición a una apreciación del 12% en 2007.
•
El cargo por intereses netos disminuyó un 6,8%, a Ps.340 millones de Ps.365 millones, reflejando la
disminución del 2% del endeudamiento promedio expresado en dólares estadounidenses, y en menor
medida por el incremento de ganancias derivadas de mayores colocaciones financieras en el ejercicio
2008.
Otros (egresos) ingresos, netos: Los otros (egresos) ingresos, netos totalizaron pérdidas de Ps.93 millones en
el ejercicio 2008, en contraposición a ganancias de Ps.131 millones del ejercicio 2007. El ejercicio 2008
incluye ganancias de Ps.56 millones correspondientes a las participación en CIESA. El ejercicio 2007 incluye
pérdidas de Ps.3 millones y Ps.6 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec,
respectivamente.
Excluyendo los efectos de la consolidación proporcional, los otros (egresos) ingresos, netos totalizaron
pérdidas de Ps.149 millones en el ejercicio 2008, en contraposición a ganancias de Ps.140 para el ejercicio
2007.
Los resultados del ejercicio 2008 incluyen principalmente:
•
•
•
•
Pérdida de Ps.154 millones por la desvalorización neta de activos en Venezuela.
Pérdida de Ps.31 millones por el Acta de Terminación del Contrato de Participación del Bloque 31.
Pérdida de Ps.29 millones por la venta del 40% del Bloque 18 en Ecuador.
Ganancia de Ps.121 millones por la reversión de la desvalorización de áreas petroleras de Argentina.
Los resultados del ejercicio 2007 incluyen principalmente:
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Ganancia de Ps.1.014 millones por la venta del 40% de PVIE.
Ganancia de Ps.62 millones por la venta de áreas petroleras en Argentina.
Ganancia de Ps.23 millones por la venta de Hidroneuquén S.A.
Ganancia de Ps.40 millones por la venta de Petroquímica Cuyo S.A.I.C.
Ganancia de Ps.44 millones por la venta de Petrobras Bolivia Refinación S.A.
Ganancia de Ps.16 millones por la venta de Yacylec S.A.
Pérdida de Ps.759 millones por la desvalorización neta de activos en Ecuador.
Pérdida de Ps.214 millones por la desvalorización neta de activos en Venezuela.
Pérdida de Ps.41 millones por la desvalorización de préstamos a socios de consorcios de Venezuela.
Impuesto a las ganancias: El cargo por impuesto a las ganancias representó pérdidas de Ps.529 millones y
Ps.494 millones en los ejercicios 2008 y 2007, respectivamente. El ejercicio 2008 incluye pérdidas de Ps.56
millones y Ps.34 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec. El ejercicio 2007
incluye pérdidas de Ps.57 millones y Ps.44 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y
Distrilec.
Excluyendo los efectos de la consolidación proporcional, el impuesto a las ganancias representó pérdidas de
Ps.439 millones y Ps.393 millones en los ejercicios 2008 y 2007, en línea con las mejores evidencias en los
resultados de las operaciones.
Análisis de la Utilidad Operativa
Exploración y Producción de Petróleo y Gas
Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento de negocios de Exploración y Producción de Petróleo
y Gas aumentó Ps.100 millones o 6,8% a Ps.1.580 millones de Ps.1.480 millones del ejercicio comparativo.
El siguiente cuadro expone la integración del resultado operativo del segmento de negocios:
(cifras en millones de pesos)
Ventas netas: Las ventas del segmento de negocios correspondientes al ejercicio 2008 aumentaron Ps.116
millones o 2,5% a Ps.4.740 millones de Ps.4.624 millones del ejercicio comparativo. Este crecimiento se
explica principalmente por el efecto de un incremento del precio promedio de venta por barril de crudo que,
incluyendo el efecto de las retenciones a las exportaciones en Argentina, aumentó un 18,7% a Ps.182,8 de
Ps.153,9. En sentido contrario se verificó una retracción del 9,6% en el volumen diario de petróleo y gas
comercializado.
El volumen diario de petróleo y gas comercializado declinó a 110,5 miles de barriles de petróleo equivalente
de 122,2 miles de barriles de petróleo equivalente, caída atribuida principalmente a: (i) venta de la
participación del 40% en el Lote X, en Perú, (ii) declinación de la producción en los campos maduros de
Argentina, y en menor medida (iii) por la liquidación de stocks verificada en el ejercicio 2007.
En 2008, el volumen comercializado de petróleo cayó 16% a 60,8 miles de barriles por día de 72,5 miles de
barriles por día. La producción diaria de petróleo se redujo a 61,9 miles de barriles de 69,4 miles de barriles
del ejercicio comparativo.
El volumen diario de gas comercializado declinó levemente en 2008 a 297,8 millones de pies cúbicos de
298,5 millones de pies cúbicos. Los volúmenes diarios producidos tuvieron un nivel similar en ambos
ejercicios, totalizando 301,1 millones de pies cúbicos diarios.
Argentina
Las ventas de las operaciones en Argentina crecieron Ps.14 millones, o 0,5%, a Ps.2.518 millones en el
ejercicio 2008 de Ps.2.504 millones en el ejercicio comparativo, como resultado neto de un incremento de los
precios medios de venta y una retracción del 3,4% en el volumen diario de venta conjunta de petróleo y gas, el
cual promedió 86,5 miles de barriles diarios de petróleo equivalente.
Las ventas de petróleo crudo reflejan una caída de Ps.71 millones o 3,4% a Ps.2.035 millones de Ps. 2.106
millones del ejercicio comparativo, configurada principalmente por una retracción del 10,2% en el volumen
comercializado, parcialmente compensado por un aumento del 7,4% del precio promedio de venta, a Ps.135,6
por barril de Ps. 126,3 por barril. La política de regulación de precios impuesta por el Gobierno Argentino
impidió trasladar al precio de venta del crudo el fuerte incremento del WTI verificado en el mercado
internacional durante los ejercicios 2007 y 2008. La reducción en el volumen comercializado a 41 mil barriles
de 45,7 miles de barriles, se corresponde con: (i) una caída del 7,6% en los niveles de producción, a 41,4
miles de barriles de 44,8 miles de barriles, principalmente debido a la declinación natural de los yacimientos
por tratarse de campos maduros, parcialmente compensada por el incremento en la participación en el área El
Tordillo a partir de marzo de 2008, y (ii) mayores ventas en 2007 por disminución de stocks.
Las ventas de gas crecieron Ps.59 millones, o 14,8%, a Ps.457 millones de Ps. 398 millones, principalmente
por el incremento del 10,6% del precio de venta y en menor medida por el aumento del 3,7% de los
volúmenes diarios comercializados. El precio promedio de venta aumentó a Ps.4,6 por millones de pies
cúbicos de Ps.4,1 por millones de pies cúbicos debido principalmente un cambio en el mix de ventas y a la
renegociación de contratos a industrias. Los volúmenes diarios de gas comercializados aumentaron a 273,1
millones de pies cúbicos de 263,3 millones de pies cúbicos, en correspondencia con un incremento del 2% en
los niveles de producción. En este sentido, y como resultado del aumento del grado de desarrollo de los
campos como consecuencia de las inversiones realizadas, impactó favorablemente la mayor producción
derivada de los yacimientos Estancia Agua Fresca y El Mangrullo. Adicionalmente, impactó favorablemente
el incremento de la participación contractual en el área Sierra Chata. El paro sindical llevado a cabo en el
cuarto trimestre de 2007 y en mayo de 2008, con consecuencias en la producción de los meses invernales,
limitó el ritmo de crecimiento de la producción promedio.
En el exterior
La venta conjunta de petróleo y gas de las operaciones del exterior aumentó Ps.102 millones o 4,8% a
Ps.2.222 millones de Ps. 2.120 millones, principalmente por el incremento del 42% en el precio promedio de
venta de crudo equivalente a Ps.176,1, parcialmente compensado por una retracción del 26,7% en el volumen
comercializado.
- Ecuador
Las ventas de petróleo de 2008 aumentaron 24,7% a Ps.1.089 millones de Ps.873 millones, impulsadas por las
mejoras evidenciadas en los precios de venta, parcialmente compensado por una reducción en los volúmenes
comercializados.
El precio de venta aumentó 46,7% a Ps.282,4 por barril de Ps.192,5 por barril, debido principalmente al
incremento del precio del referente internacional.
El volumen diario comercializado de petróleo disminuyó 15,3% a 10,5 mil barriles por día de 12,4 mil
barriles por día, principalmente debido a que el ejercicio comparativo incluye las ventas por diferimiento de
embarques de crudo acumulados a fines del ejercicio 2006, y en menor medida por la reducción de la
participación en el Bloque 18 como resultado de la venta del 40% de EcuadorTLC en diciembre de 2008. La
producción diaria del Bloque 18 se incrementó un 9,6%, a 11,4 miles de barriles en el ejercicio 2008, de 10,4
miles de barriles en 2007, ejercicio que resultó impactado negativamente por las medidas de fuerza llevadas a
cabo por pobladores de comunidades locales en el primer trimestre, las cuales impidieron el normal
funcionamiento de las operaciones, cuyo nivel normal de producción recién se recupero en el cuarto trimestre.
- Perú
Las ventas de petróleo y gas en 2008 disminuyeron 12,4% a Ps.965 millones de Ps.1.102 millones del
ejercicio comparativo, principalmente por la disminución en los volúmenes comercializados, parcialmente
compensado por la variación positiva del precio de venta del petróleo equivalente.
Los volúmenes diarios comercializados se redujeron un 32,7%, a 9,9 mil barriles de petróleo equivalente de
14,7 mil barriles de petróleo equivalente del ejercicio comparativo, como consecuencia de la venta de la
participación del 40% en el Lote X, en Perú, que en el ejercicio comparativo representó un promedio de 6,2
mil barriles de petróleo equivalente. Despejado el ajuste de portfolio, la producción de crudo creció un 7%
como consecuencia del éxito obtenido por las inversiones realizadas, principalmente en perforaciones y
reparaciones de pozos.
El precio promedio del petróleo crudo aumentó 35,5% a Ps.294,2 por barril de Ps. 217,1 por barril impulsado
principalmente por la mayor cotización del WTI. En relación al precio de gas, aumentó un 59,2%, a Ps.13,3
por millón de pie cúbico de Ps.8,4 por millón de pie cúbico del ejercicio comparativo.
- Bolivia
Las ventas de petróleo y gas en 2008 aumentaron 11,2% a Ps.139 millones de Ps. 125 millones del ejercicio
comparativo, debido principalmente al incremento del 54,2% registrado en los precios de venta de petróleo
equivalente, como consecuencia del incremento de los precios del fuel oil utilizado como base de cálculo para
la determinación del precio de venta, hecho que permitió revertir los efectos de las nuevas condiciones del
contrato de operación que, con vigencia a partir de mayo de 2007, implicaron una caída del 28,1% en la
asignación del volumen conjunto de petróleo y gas producido.
- México
Las ventas de otros servicios de 2008 ascendieron a Ps.26 millones, 30% superior a los Ps.20 millones del
ejercicio comparativo.
Utilidad bruta: La utilidad bruta del segmento de negocios en 2008 aumentó Ps.120 millones a Ps.2.262
millones de Ps.2.142 millones. El margen sobre ventas de los ejercicios 2008 y 2007 resultó del 47,7% y
46,3%, respectivamente. El incremento en la utilidad bruta está determinado principalmente por el aumento
del precio del crudo en todas sus referencias y por menores regalías y amortizaciones registradas en Ecuador.
El menor impacto de las regalías en Ecuador evidencia los términos del acuerdo alcanzado con Petroecuador
en cuanto a la aplicación de la Ley N° 42/2006, mientras que la reducción de las amortizaciones es
consecuencia del impairment registrado en 2007. Estos efectos han sido parcialmente compensados por la
venta del 40% en el Lote X, por la suba del lifting cost (“costo de extracción”), por el crecimiento de las
depreciaciones en Argentina, consecuencia de las inversiones emprendidas y por el aumento de las regalías en
Perú por aplicación de alícuotas progresivas derivado de los mejores precios. El lifting cost aumentó 9,9%, a
Ps.16,7 por barril de petróleo equivalente de Ps.15,2 por barril de petróleo, principalmente en Argentina, y en
menor medida, en Perú. Los mayores costos de Argentina se derivan de reconocimientos inflacionarios en las
tarifas de servicios petroleros y por la mayor demanda de servicios de pulling y workover, característica de los
campos maduros de Argentina.
Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización en 2008 se
redujeron 16,5%, o Ps.47 millones a Ps.237 millones de Ps.284 millones del ejercicio comparativo,
principalmente por el cambio en la asignación de la comercialización del petróleo producido en Argentina, el
cual a partir del presente ejercicio es comercializado por el segmento Refinación y Distribución.
Gastos de exploración: Los gastos de exploración totalizaron Ps.238 millones en 2008 y Ps. 172 millones en
2007. En el ejercicio 2008 el cargo está determinado principalmente por registración sísmica y perforación de
pozos, tanto onshore como offshore. En offshore se perforó el pozo Aurora x-1 en el bloque CGSJ Marina –
1, que resultó abandonado por alto porcentaje de agua. En el ejercicio comparativo el cargo está determinado
principalmente por trabajos de sísmica 3D en Argentina (zonas offshore, cuencas Austral y Neuquina) y
trabajos de sísmica 2D en Perú. La Sociedad registró cargos en concepto de pozos no exitosos por Ps.42
millones en 2008 y Ps.45 millones en el ejercicio comparativo.
Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos representaron pérdidas de Ps. 207 millones y
Ps.206 millones, respectivamente. Las pérdidas del presente ejercicio se corresponden principalmente con los
costos asociados a la capacidad de transporte no utilizada del contrato Ship or Pay con OCP en Ecuador por
Ps.174 millones. Las pérdidas del ejercicio 2007 se corresponden principalmente con los costos asociados a la
capacidad de transporte no utilizada del contrato Ship or Pay con OCP en Ecuador por Ps.155 millones y
pérdidas en Ecuador por Ps.47 millones derivadas de la Ley 42/2006.
Refinación y Distribución
A partir del presente ejercicio la Sociedad instrumentó una serie de cambios en la asignación de la
comercialización de sus productos entre las distintas unidades de negocio. Como consecuencia de ello, el
segmento Refinación y Distribución comercializa el petróleo producido en Argentina, el cual le es transferido
a precios de mercado desde el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas.
Resultado operativo: El resultado operativo del segmento de negocios de Refinación y Distribución totalizó
pérdidas de Ps.171 millones y Ps.314 millones en los ejercicios 2008 y 2007, respectivamente. Durante el
presente ejercicio se verificó una recuperación de los márgenes operativos alentada por una recomposición
parcial de los precios de venta. No obstante este comportamiento, en ambos ejercicios los márgenes
operativos resultaron significativamente afectados por la política de estabilización de precios vigente en
Argentina, que significativamente limita el traslado del incremento del precio del crudo y de la inflación local
a los precios finales.
El siguiente cuadro expone la integración del resultado operativo del segmento de negocios:
Ventas netas: Las ventas de productos refinados en el ejercicio 2008 aumentaron Ps.1.116 millones o 19,2%,
a Ps.6.942 millones de Ps.5.826 millones, impulsadas principalmente por una recuperación parcial de precios
verificada en el mercado local argentino, y en menor medida, por el comienzo de la comercialización de
petróleo crudo, que representó una venta adicional de Ps.374 millones en el ejercicio actual. Estos efectos
resultan parcialmente compensados por una reducción del 2,5% en los volúmenes comercializados y por los
efectos negativos de la Resolución N° 394/2007, por la cual se aplica un esquema de retenciones móviles a las
exportaciones de productos refinados a partir de noviembre de 2007.
La corrida de crudo de las refinerías registró una disminución del 5,7%, a 72,2 mil barriles/día en el ejercicio
2008 de 76,6 mil barriles/día en el ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de paradas de
planta por mantenimiento en ambas refinerías, en el marco de las obras realizadas bajo el plan que tiene como
objetivo aumentar la capacidad de refino y adecuar los productos a las futuras especificaciones de calidad, y
en menor medida por la reducción de la demanda interna operada a partir de octubre de 2008, que hizo
necesario disminuir la carga en las refinerías para alinearlas con su óptimo económico, y por los bloqueos
verificados en el segundo trimestre de 2008 en las vías de tránsito nacional sucedidos en el marco de las
medidas de protesta resueltas por el sector agropecuario argentino, los cuales afectaron la logística de
despacho.
En un contexto caracterizado por el crecimiento de la demanda local y una menor disponibilidad de producto
como consecuencia de la menor corrida de crudo indicada anteriormente, la Sociedad priorizó el
abastecimiento del mercado local en detrimento de las exportaciones.
Los volúmenes de venta de gas oil totalizaron 1,9 millones de metros cúbicos en 2008, un nivel similar al del
ejercicio comparativo. En ambos ejercicios el market share estimado de la Compañía promedió 14%.
Los volúmenes locales de venta de naftas acumularon un total de 767 mil metros cúbicos. Del total, 712 mil
metros cúbicos correspondieron a ventas en el mercado local, que registraron un aumento del 4,8% respecto
del año pasado, a causa del crecimiento de la demanda del mercado, impulsada por la expansión de la
actividad económica, en general, y por la mayor venta de autos nuevos, en particular. En consecuencia,
Petrobras Energía alcanzó el 13% del market share. En línea con la tendencia general, la Nafta Premium
sufrió un decrecimiento del 26,4% en comparación a 2007, llevando su participación en el mercado al 8,8%.
Los volúmenes comercializados totales de fuel oil e IFOs crecieron 8,6%, destinándose primariamente a
abastecer la mayor demanda de fuel oil para la generación eléctrica local.
Los volúmenes comercializados totales de otros derivados se redujeron un 16,6%, principalmente como
consecuencia de la contracción verificada en el mercado local de asfaltos, la primera registrada desde 2003.
Los precios promedios de ventas de las naftas, gasoil y fuel oil registraron mejoras del 32%, 30% y 21%,
respectivamente.
Utilidad bruta: La utilidad bruta representó ganancias de Ps.293 millones y Ps.82 millones en los ejercicios
2008 y 2007, con exiguos márgenes brutos del 4,2% y 1,4%, respectivamente. Los incrementos marginales de
precios locales y un escenario internacional con precios elevados durante gran parte del ejercicio permitieron
recomponer levemente el margen del negocio, absorbiendo los efectos negativos del aumento en el costo del
crudo y las pérdidas asociadas a la importación de gas oil.
Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización en el ejercicio
2008 se incrementaron un 27% a Ps.475 millones de Ps.374 millones, debido principalmente al aumento de
los costos por efectos de la inflación, en particular fletes y salarios, y por el incremento de impuestos en
correlación con el aumento de precios.
Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos representaron ganancias de Ps.11 millones en el
ejercicio actual y pérdidas de Ps.22 millones en el ejercicio comparativo.
Petroquímica
Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento de negocios Petroquímica en el ejercicio 2008
aumentó Ps.247 millones, o 268,5%, a Ps.339 millones de Ps.92 millones del ejercicio comparativo.
El siguiente cuadro expone la integración de la utilidad operativa del segmento de negocios:
Ventas netas: Las ventas netas se incrementaron Ps.412 millones o 13,5%, a Ps.3.475 millones en el ejercicio
2008 de Ps.3.063 millones en el ejercicio comparativo (neto de eliminaciones por operaciones de estirénicos
Argentina e Innova, por Ps.150 millones y Ps.187 millones), debido principalmente a los mayores precios de
venta en línea con el comportamiento de las respectivas referencias internacionales.
- Estirénicos Argentina:
Las ventas de productos estirénicos Argentina se incrementaron Ps.91 millones u 8,2%, a Ps.1.199 millones
de Ps.1.108 millones del ejercicio comparativo, consecuencia de una mejora del 26,3% en los precios
promedio de venta, parcialmente compensado por una reducción en los volúmenes comercializados.
En el ejercicio 2008, en línea con el crecimiento de las referencias internacionales y con mejoras en el mix de
ventas, los precios promedio de venta de las líneas de caucho, estireno y poliestireno expresaron incrementos
del 41,9%, 31% y 19,6%, respectivamente.
El total de volumen comercializado declinó 14,4%, impactado por la contracción de la demanda local como
consecuencia del conflicto agropecuario y de la crisis financiera internacional. Derivado de estas causas, en
2008 el mercado argentino de estireno y poliestireno, en su conjunto sufrió una caída del 13,9% respecto del
2007. Adicionalmente, con el inicio de las operaciones de la planta de etilbenceno de Innova, en septiembre
de 2008 se registraron menores exportaciones de este producto a Brasil.
En 2008 la Compañía alcanzó un market share integrado (estireno y poliestireno) de 89%, participación que
refleja un crecimiento del 1,4% sobre el total del mercado.
El comportamiento de los productos estirénicos fue el siguiente:
a) El volumen de ventas de estireno totalizó 50,9 mil toneladas, manteniéndose en línea con el volumen
comercializado durante el 2007.
b) El volumen de ventas de propano y propileno totalizó 17,8 mil toneladas, lo que representó una
disminución del 26,7% con respecto a 2007, como consecuencia principalmente de tres factores: el impacto
de la crisis financiera internacional del cuarto trimestre de 2008 que redujo la demanda local de estos
productos, el conflicto entre el Gobierno y el campo durante el primer período del año y la parada de planta
del principal cliente durante los meses de noviembre y diciembre de 2008.
c) El volumen de ventas de etilbenceno totalizó 22,1 mil toneladas, lo que representó una disminución del
29% con respecto a 2007. Este descenso se debió a la puesta en marcha de la nueva planta de etilbenceno de
Innova.
d) El volumen de ventas de poliestireno y bops se contrajo un 16,9% respecto del ejercicio 2007, totalizando
60,2 mil toneladas, como consecuencia de una menor demanda local, como consecuencia principalmente de
dos factores: el conflicto entre el Gobierno y el campo durante el primer período del año y la disminución
del crédito para bienes durables, como televisores y heladeras, durante el último trimestre del año,
comportamiento que se contrapone con el crecimiento sostenido de la economía evidenciado en el ejercicio
2007. En referencia al mercado de exportación, el volumen de ventas de poliestireno en la región fue de 9,9
mil toneladas, un 21% mayor al volumen vendido durante 2007. Esta cifra es producto del aumento de las
exportaciones a destinos como Uruguay, Bolivia y Paraguay.
e) El volumen de ventas de caucho se contrajo un 12,2%, a 48,1 mil toneladas, con una disminución tanto en
las ventas locales como en las exportaciones. En el mercado local, el volumen declinó debido al menor
nivel de actividad de la industria de neumáticos, auto-piezas y artículos técnicos vinculados al automóvil.
- Estirénicos Brasil - Innova:
Las ventas de Innova en el ejercicio 2008 aumentaron Ps.188 millones o 12,9%, a Ps.1.645 millones de
Ps.1.457 millones del ejercicio comparativo, debido principalmente a los mejores precios del ejercicio actual,
que registraron aumentos promedio del 13,7%, como consecuencia del incremento en las referencias
internacionales.
El volumen de venta de estireno se incrementó un 5,7%, a 145,6 mil toneladas, debido a la mayor demanda de
resinas acrílicas y poliéster derivadas del crecimiento de la industria automotriz y la construcción civil. En
sentido contrario, el volumen de poliestireno se redujo un 7,9%, a 111,7 mil toneladas, debido a una
reducción en las exportaciones.
- Fertilizantes:
Las ventas de fertilizantes en el ejercicio 2008 aumentaron Ps.96 millones o 14%, a Ps.781 millones de Ps.685
millones, debido principalmente a una mejora del 58,6% en los precios medios de venta, derivado de los
mayores precios de las referencias internacionales, principalmente urea y fosfatados, parcialmente
compensado por una reducción del 28,1% en los volúmenes comercializados, que totalizó 483 mil toneladas.
Se verificó en el ejercicio 2008 una significativa retracción de la demanda, a partir del efecto combinado del
conflicto agropecuario del primer semestre, seguido por una sequía histórica y finalizando con una fuerte
caída del precio de los granos debido a la crisis financiera internacional.
Utilidad bruta: La utilidad bruta aumentó Ps.326 millones u 84,2%, a Ps.713 millones de Ps.387 millones del
ejercicio comparativo, debido a las mejoras en los precios de venta en todos los productos y el margen bruto
de ventas aumentó a 20,5% de 12,6%, con la contribución principal de estirénicos Argentina y fertilizantes.
- Estirénicos Argentina:
La utilidad bruta aumentó Ps.105 millones u 81,4%, a Ps.234 millones de Ps.129 millones del ejercicio
comparativo, y el margen bruto sobre ventas aumentó a 19,5% de 11,6%, como consecuencia de las mejoras
indicadas en los precios de venta.
- Estirénicos Brasil:
La utilidad bruta creció en Ps.68 millones o 30,1%, a Ps.294 millones de Ps.226 millones de 2007 y el margen
bruto sobre ventas se incrementó a 17,9% de 15,5%, como consecuencia de las mejoras en los precios de
venta.
- Fertilizantes:
La utilidad bruta aumentó Ps.153 millones, a Ps.185 millones de Ps.32 millones de 2007, y el margen bruto
sobre ventas aumentó a 23,4% de 4,7%, como consecuencia del efecto combinado de una mejora en los
precios de venta y una reducción en los costos con respecto al ejercicio 2007. Los costos de producción del
ejercicio comparativo resultaron negativamente impactados por la necesidad de importación derivada de la
menor disponibilidad de insumos como consecuencia de las restricciones verificadas en el abastecimiento de
gas y por la parada de la planta de amoníaco por mantenimiento programado.
Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización en el ejercicio
2008 aumentaron Ps.88 millones o 25,1%, a Ps.439 millones de Ps.351 millones. El incremento se debe
principalmente a mayores comisiones e impuestos, derivados del crecimiento de las ventas, y al aumento de
los costos por efectos de la inflación, en particular de fletes.
Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos totalizaron ganancias de Ps.65 millones y Ps.56
millones en los ejercicios 2008 y 2007, respectivamente, correspondiendo principalmente a la percepción del
beneficio fiscal de FUNDOPEM.
Gas y Energía
Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento Gas y Energía en el ejercicio 2008 aumentó Ps.114
millones o 50,5%, a Ps.340 millones de Ps.226 millones.
El siguiente cuadro expone la integración de la utilidad operativa del segmento de negocios:
Generación de Electricidad
Utilidad operativa: En el ejercicio 2008 la utilidad operativa de las operaciones de generación de electricidad
aumentó Ps.96 millones o 57,8%, a Ps.262 millones de Ps.166 millones.
Ventas netas: Las ventas correspondientes a la generación de electricidad aumentaron Ps.179 millones o
34,6%, a Ps.697 millones de Ps.518 millones del ejercicio comparativo, por un efecto combinado de un
incremento en los volúmenes comercializados del 18,6% y una mejora del 13,4% en los precios medios de
venta, impulsados por la generación térmica.
Las ventas correspondientes a la Central Genelba aumentaron Ps.143 millones o 32%, a Ps.589 millones de
Ps.446 millones, debido a un efecto combinado de un incremento en el precio medio de venta y un aumento
en los volúmenes comercializados. El precio medio aumentó 16% a Ps.104,6 por MWh en el ejercicio 2008 de
Ps.90,2 por Mwh del ejercicio anterior, como resultado principalmente del aumento de la demanda, que
derivó en el ingreso a despacho de máquinas térmicas menos eficientes, y en menor medida por la renovación
de contratos a precios mayores y el reconocimiento a partir de noviembre de 2008 de mayores costos
derivados del incremento de los precios del gas. La energía comercializada registró en 2008 un crecimiento
del 13,8%, a 5.628 GWh de 4.944 GWh en 2007, período en el que ejecutaron tareas de mantenimiento
programado. En este contexto, la disponibilidad operativa de la Central aumentó a 92,6% del 84%, y el factor
de planta tuvo niveles del 94% y 80% para los ejercicios 2008 y 2007, respectivamente.
Las ventas correspondientes a Pichi Picún Leufú en el ejercicio 2008 se incrementaron Ps.36 millones o
50,2%, a Ps.108 millones de Ps.72 millones, principalmente como resultado de un incremento en el volumen
comercializado. Durante el ejercicio 2008 la energía entregada aumentó un 49,2% a 1.159 GWh de 777 GWh,
principalmente debido a la regularización de los niveles de generación, que en el ejercicio 2007 registraron los
valores mínimos históricos de la planta por la menor hidraulicidad en la Cuenca del Comahue. El precio
medio de venta registró niveles similares en ambos ejercicios, Ps.93,3 por MWh en 2008 y Ps. 92,7 por MWh
en el ejercicio anterior.
Utilidad bruta: La utilidad bruta de la actividad de generación en el ejercicio 2008 aumentó Ps.83 millones o
44,6%, a Ps.269 millones de Ps.186 millones y el margen respectivo se incrementó al 38,6% del 35,9%
debido básicamente al incremento en el volumen de las operaciones y a la mejora en los precios de la
generación térmica.
Comercialización y Transporte de Hidrocarburos
Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento de negocios de Transporte y Comercialización de
Hidrocarburos se incrementó Ps. 24 millones, a Ps.37 millones de Ps.13 millones del ejercicio comparativo.
Ventas netas: Los ingresos por ventas aumentaron Ps.63 millones o 7,6% a Ps.897 millones de Ps.834
millones, debido principalmente a las subas registradas en la comercialización de gas y en los servicios de
brokerage de gas y GLP, que totalizaron Ps.47 millones en el ejercicio 2008 y Ps.12 millones en el ejercicio
comparativo.
Los ingresos por la comercialización de gas se incrementaron en Ps.34 millones o 6,5%, a Ps.558 millones de
Ps.524 millones, debido principalmente a los mayores volúmenes comercializados, que registraron una suba
del 7,4%, a 323,7 millones de pies cúbicos diarios en 2008 de 301,3 millones de pies cúbicos diarios en 2007,
derivado principalmente del aumento de la demanda de gas y de los mayores compromisos asumidos para el
abastecimiento del mercado local.
Los ingresos por la comercialización de líquidos se redujeron en Ps.6 millones o 2%, a Ps.292 millones de
Ps.298 millones, por una reducción del 7,2% en los volúmenes comercializados, parcialmente compensado
por un incremento del 5,6% en los precios de venta, como consecuencia de los mayores valores de sus
referencias internacionales. Los volúmenes comercializados se redujeron a 230 mil toneladas en 2008 de 248
mil toneladas en 2007, debido principalmente al efecto de una menor producción de líquidos verificada en las
plantas que opera la Compañía, derivado de paradas por mantenimiento programadas de las dos refinerías y
por los paros gremiales del segundo trimestre de 2008 que afectaron la Planta Cóndor en el sur del país. En
sentido contrario, los volúmenes procesados en la Planta de TGS ubicada en General Cerri se incrementaron
en relación al 2007, ejercicio que resultó afectado por las mayores restricciones regulatorias que, como
consecuencia del incremento de la demanda domiciliaria por las bajas temperaturas, determinaron una menor
disponibilidad de gas.
Utilidad bruta: La utilidad bruta en el ejercicio 2008 aumentó Ps.43 millones o 79,6%, a Ps.97 millones de
Ps.54 millones y el margen bruto de ventas se incrementó a 10,8% de 6,5%, como consecuencia de las
mejoras obtenidas en los márgenes de comercialización.
Gastos de administración y comercialización: En el ejercicio 2008 los gastos de administración y
comercialización del segmento Gas y Energía aumentaron Ps.18 millones o 31,6%, a Ps.75 millones de Ps.57
millones, derivado principalmente del crecimiento de las ventas de gas.
Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos del segmento Gas y Energía totalizaron
ganancias de Ps.43 millones y Ps.39 millones para los ejercicios 2008 y 2007, respectivamente,
principalmente por los servicios de asistencia técnica a TGS.
Análisis de los Resultados de Inversiones no Corrientes
Los resultados por la participación en sociedades no corrientes se incrementaron Ps.129 millones, a Ps.305
millones de Ps.176 millones del ejercicio comparativo, como consecuencia de los mejores resultados de las
empresas mixtas de Venezuela, parcialmente compensado por los menores resultados en Refinor y por la no
registración de resultados por Petrobras Bolivia Refinación S.A. y Petroquímica Cuyo S.A.I.C., cuyas
tenencias se vendieron en el año 2007.
El siguiente cuadro expone el detalle de los resultados de inversiones no corrientes de la Sociedad, sociedades
controladas y sociedades bajo control conjunto correspondientes a los ejercicios 2008 y 2007. Del mismo
modo, para dichos ejercicios se exponen los resultados de inversiones no corrientes excluyendo los efectos de
la consolidación proporcional.
Empresas Mixtas de Venezuela: En el ejercicio 2008 las utilidades correspondientes a las participaciones de la
Sociedad en las empresas mixtas se incrementaron a Ps.290 millones de Ps 49 millones del ejercicio 2007,
principalmente como consecuencia de las mejoras verificadas en los precios medios de venta, en línea con el
incremento de las referencias internacionales.
En el ejercicio 2008 las ventas totales de las empresas mixtas en Venezuela se incrementaron un 35% con
respecto al ejercicio comparativo, como consecuencia principalmente de una mejora del 28% en los precios
medios de venta, y en menor medida por un incremento del 6% en los volúmenes comercializados. Las
ventas totales ascendieron a U$S.1.054 millones, U$S 335 millones, U$S 118 millones y U$S 45 millones
para Petroritupano S.A., Petrowayú S.A., Petrokariña S.A. y Petroven-Bras S.A., respectivamente. Los
precios de venta del ejercicio 2008 alcanzaron un promedio por barril de petróleo de U$S 73,5; U$S 83,4;
U$S 80,8 y U$S 78,1, para cada una de las empresas mixtas, respectivamente. Los volúmenes diarios
comercializados en el ejercicio 2008 totalizaron 39,3 miles de barriles, 11 mil barriles, 4 mil barriles y 2,7
miles de barriles para cada una de las empresas mixtas, respectivamente.
Compañía de Inversiones de Energía S.A (CIESA)/ Transportadora de Gas del Sur S.A (TGS): En el ejercicio
2008, el resultado correspondiente a las participaciones en CIESA registró una pérdida de Ps.20 millones, en
contraposición a una ganancia de Ps.7 millones del ejercicio comparativo.
Los ingresos por ventas totales se incrementaron aproximadamente un 13% o Ps.162 millones a Ps.1.419
millones, derivado principalmente de la mejora en los ingresos del segmento de producción y
comercialización de LGN, que aumentaron 21% o Ps.140 millones a Ps.807 millones. La mejora indicada se
materializó principalmente como consecuencia de un efecto combinado de un incremento en los precios de
venta, en línea con la suba de los precios internacionales de referencia del LGN, y de los mayores volúmenes
vendidos, debido a que el período comparativo, TGS, a causa de las inusuales bajas temperaturas registradas
en todo el país en el período invernal, se vió obligada a suspender la producción a fin de permitir un mayor
abastecimiento a los consumidores residenciales y usinas eléctricas.
En 2008, la utilidad operativa de CIESA se redujo Ps.58 millones o 12% a Ps.431 millones, principalmente
como consecuencia del impacto negativo de las mayores retenciones a las exportaciones de LGN,
consecuencia del aumento de las alícuotas que resultaron de la implementación del esquema de retenciones
móviles a partir de fines de 2007.
El efecto de la devaluación del peso respecto del dólar estadounidense determinó una pérdida neta de Ps. 169
millones, en comparación a Ps.61 millones en 2007.
Lo indicado anteriormente resultó parcialmente compensado por la ganancia de Ps.114 millones generada por
la cancelación anticipada de U$S 95 millones de la deuda financiera de TGS y por la reducción de los
intereses a partir de la consecuente disminución del nivel de endeudamiento.
Distrilec Inversora S.A. ( Distrilec) /Edesur S.A (Edesur): El resultado por la participación en los resultados
de Distrilec representó menores ganancias por Ps.25 millones, a Ps.26 millones en el ejercicio actual de Ps.51
millones del ejercicio comparativo.
Los ingresos por servicios durante 2008 aumentaron un 11,2% o Ps.206 millones a Ps.2.048 millones,
principalmente debido al incremento del 7,7% del precio promedio de venta de energía (incluyendo peaje),
como consecuencia de la aplicación de los nuevos cuadros tarifarios, y en menor medida al crecimiento del
1,9% de la demanda de energía eléctrica en comparación con el año anterior.
La utilidad operativa de Distrilec se redujo Ps. 236 millones o 60%, a Ps.158 millones en el ejercicio 2008,
principalmente debido a que el ejercicio comparativo contempla los efectos de la aplicación del nuevo cuadro
tarifario por los consumos devengados con anterioridad al ejercicio 2007 y, en menor medida, por el
incremento de los gastos de administración y comercialización durante el ejercicio actual debido al aumento
de salarios y de las tarifas de los servicios contratados.
Adicionalmente, durante el ejercicio 2008 Distrilec reconoció una pérdida de Ps.31 millones por actualización
financiera de multas del ENRE, según los términos del Acta Acuerdo.
Petrolera Entre Lomas S.A (PELSA).: La utilidad por la participación en los resultados de PELSA disminuyó
Ps.5 millones, a Ps.25 millones de Ps.30 millones, debido principalmente a una caída de la utilidad operativa,
y en menor medida por el incremento de las pérdidas por diferencias de cambio determinadas por la mayor
depreciación del peso argentino con respecto al dólar estadounidense y por el incremento de los cargos por
intereses como consecuencia del mayor endeudamiento destinado a financiar las inversiones realizadas.
La utilidad operativa de PELSA se redujo Ps.20 millones u 8,6% a Ps.213 millones, como consecuencia del
aumento de los costos de explotación por efectos de la inflación, por el incremento de los cargos por
depreciaciones resultantes de las mayores inversiones realizadas, y por el aumento de las retenciones a las
exportaciones de LPG a partir de fines de 2007. Estos efectos negativos resultaron parcialmente compensados
por un incremento en los ingresos por ventas, principalmente de petróleo crudo, resultantes de una mejora del
11% en los precios de venta y de un aumento del 6% en los volúmenes vendidos.
Refinería del Norte S.A. (Refinor): El resultado por la participación en Refinor representó una pérdida de Ps.6
millones en el ejercicio 2008, en contraposición a una ganancia de Ps.44 millones en el ejercicio comparativo.
Las ventas de Refinor disminuyeron 16,6% o Ps.247 millones, a Ps.1.238 millones de Ps.1.485 millones del
ejercicio comparativo, principalmente por el impacto negativo resultante de la aplicación del esquema de
retenciones móviles sobre las exportaciones a partir de noviembre de 2007.
Adicionalmente, impactó adversamente una significativa pérdida por tenencia de los inventarios de materia
prima y productos terminados como consecuencia de la importante caída de los precios de las referencias
internacionales en el cuarto trimestre de 2008, situación inversa a la producida en el ejercicio comparativo.
Liquidez y Recursos de Capital
Las posibilidades de acceso a los mercados financieros para las empresas argentinas son limitadas en términos
de montos, plazo, costos financieros y demás condiciones. El antecedente de la suspensión del pago de la
deuda soberana externa (default) del Gobierno Argentino hacia fines del 2001, como así también la severa
crisis financiera global, cuyas principales consecuencias, debacle bursátil internacional y la insolvencia de
importantes instituciones financieras, se exteriorizaron en el segundo semestre de 2008, constituyen
importantes restricciones para el acceso de las empresas argentinas a los mercados de crédito a un costo
razonable o bajo condiciones adecuadas.
Con estos condicionantes, la Sociedad lleva un estricto monitoreo de los niveles de liquidez a los efectos de
asegurar el cumplimiento de sus obligaciones y la viabilización de los objetivos de crecimiento. En tal
sentido, y como principio rector, la solvencia financiera es la plataforma 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, configurando un perfil de vencimientos de la
deuda compatible con la generación estimada de fondos.
•
Reducir paulatinamente el costo del 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.
Como hitos de la gestión financiera durante el ejercicio 2008 se destacan:
•
Estricto cumplimiento de las obligaciones financieras, con una reducción del 2% del endeudamiento
promedio anual, medido en dólares estadounidenses.
•
Continuidad del Plan de Inversiones de Capital.
En el corto plazo, los factores más significativos que en general afectan el flujo de fondos generados por las
operaciones son: (1) fluctuaciones en los precios del crudo, (2) fluctuaciones en los niveles de producción y la
demanda de los productos propios, (3) fluctuaciones en los márgenes de refinación y distribución y
petroquímicos, (4) cambios en las reglamentaciones, tales como impuestos, aranceles a las exportaciones,
modificaciones en los pagos de regalías y controles de precios y (5) variaciones en el tipo de cambio y tasas
de interés.
En el largo plazo, la capacidad de la Sociedad para reemplazar las reservas de petróleo y gas condicionará los
niveles de producción futuros y en consecuencia el flujo de fondos originado por las operaciones. No obstante
ello, la Sociedad considera que los riesgos relacionados con el incumplimiento o demora en la ejecución de un
determinado proyecto no tendrían un impacto significativo en los niveles de liquidez o en la capacidad de
generación de fondos, dado que la Sociedad cuenta con una cartera diversificada de proyectos de desarrollo y
oportunidades de exploración que contribuye a mitigar los riesgos propios de la explotación de hidrocarburos
y del flujo de fondos operativo relacionado.
Análisis de la Liquidez y Recursos de Capital
La Dirección de la Sociedad evalúa la gestión de sus negocios analizando por separado los resultados y la
situación patrimonial y financiera de CIESA y de Distrilec, compañías bajo control conjunto compartido con
terceros al Grupo de Control. En consecuencia, el análisis a continuación corresponde a la liquidez y recursos
de capital de la Sociedad sin considerar los efectos correspondientes a la consolidación proporcional de
CIESA y de Distrilec, y por lo tanto, no resulta directamente comparable con la información expuesta en los
estados contables.
El siguiente cuadro expone el estado de flujo de efectivo de la Sociedad correspondiente a los ejercicios
finalizados el 31 de diciembre de 2008 y 2007 de conformidad con las normas contables profesionales de
Argentina y comparativamente a los efectos del presente análisis, el estado pro forma que excluye los efectos
de la consolidación proporcional de las sociedades bajo control conjunto. Las cifras se exponen en millones
de pesos.
Fondos
Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, los fondos e inversiones equivalentes totalizaron Ps.1.095 millones y
Ps.898 millones, respectivamente.
Es política de la Sociedad mantener sus excedentes de liquidez primariamente en dólares estadounidenses y
en inversiones de corto plazo que aseguren niveles de liquidez apropiados. Los instrumentos utilizados
principalmente son fondos comunes de inversión de money market y colocaciones overnight.
Actividades operativas
Los fondos generados por las operaciones aumentaron en Ps.384 o 29%, a Ps.1.709 de Ps.1.325 millones en el
ejercicio comparativo, en correspondencia con la mejora evidenciada en la utilidad operativa.
Actividades de inversión
En el ejercicio 2008, los fondos aplicados a las actividades de inversión disminuyeron Ps.434 millones o
29,9%, a Ps. 1.016 de Ps.1.450 millones en el ejercicio comparativo.
En 2008, las inversiones netas de capital disminuyeron Ps.437 millones a Ps.1.049 millones de Ps.1.486
millones en 2007. Las inversiones de capital crecieron Ps.596 millones a Ps.2.488 millones. Por su parte, las
desinversiones representaron ingresos de fondos por Ps.1.439 millones y Ps.406 millones, respectivamente. El
origen indicado para 2008 se corresponde principalmente con la venta de la participación del 40% en PVIE.
El siguiente cuadro expone el total de inversiones de capital, netas en millones de pesos:
- Exploración y Producción de Petróleo y Gas
Las inversiones de capital en el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas totalizaron Ps.1.833
millones y Ps.1.359 millones en los ejercicios 2008 y 2007, respectivamente. En el ejercicio 2008 las
inversiones incluyen Ps. 665 millones correspondientes a la adquisición de participaciones adicionales en los
activos de El Tordillo, La Tapera - Puesto Quiroga, Sierra Chata y Parva Negra.
En 2008, las inversiones de capital se focalizaron principalmente a mejorar la curva básica de producción.
Las principales inversiones incluyeron la perforación de pozos, extensión de proyectos de recuperación
secundaria y ampliación de instalaciones de superficie. Adicionalmente, se incrementaron sustancialmente las
inversiones exploratorias, las cuales constituyen el principal vehículo de reposición de reservas y producción
de la compañía para el largo plazo. Las inversiones estuvieron focalizadas en Argentina, principalmente en
registración sísmica y perforación. Durante este ejercicio la Compañía perforó onshore 12 pozos exploratorios
(incluyendo 4 de avanzada), de los cuales 3 resultaron exitosos. El consorcio que opera el bloque CGSJ
Marina-1 en la Cuenca del Golfo San Jorge, el cual integra la Compañía con una participación del 33%,
realizó la perforación del primer pozo exploratorio offshore, el cual resultó abandonado por alto porcentaje de
agua. Adicionalmente, se registraron 415 kilómetros cuadrados de sísmica 3D y se adquirieron 10.500
kilómetros de sísmica 2D en el offshore argentino. Completando el programa de inversiones, se registraron
180 mil kilómetros de gravimetría, magnetometría y gradiometría aérea, de los cuales 160 mil corresponden a
la Cuenca Noroeste y el resto al bloque offshore Enarsa 3.
- Refinación y Distribución
Las inversiones de capital efectuadas en el negocio de Refinación y Distribución totalizaron Ps.235 millones y
Ps.141 millones en los ejercicios 2008 y 2007, respectivamente.
En 2008 el negocio continuó la ejecución de las obras previstas en el Plan Director de Refino. Se destacan en
particular, el comienzo en la Refinería de Bahía Blanca de las obras correspondientes al proyecto de
Adecuación de Calidad de Refino, el cual prevé la construcción de plantas de hidrotratamiento de diesel y
naftas, con el objetivo de adecuar la calidad de los combustibles a las exigencias legales que se aplicarán
según el cronograma de las normas vigentes en lo referente al contenido de azufre. Adicionalmente en 2008 se
efectivizó el pago correspondiente a la incorporación de un buque de doble casco, por un valor de U$S 25
millones. En Distribución, la Compañía continuó con la implantación selectiva de imagen en las estaciones de
servicio que aún no contaban con iconografía de Petrobras Energía.
- Petroquímica
En Petroquímica, las inversiones de capital efectuadas totalizaron Ps.144 millones y Ps. 305 millones en los
ejercicios 2008 y 2007, respectivamente.
En 2008, las inversiones del negocio estuvieron focalizadas en la construcción de la nueva planta de
etilbenceno de Innova, la cual comenzó sus operaciones en el mes de septiembre. La unidad es una de las más
modernas del mundo en términos tecnológicos, ambientales y de salud laboral y tiene una capacidad de
producción de 540.000 toneladas año.
- Gas y Energía
En Gas y Energía, las inversiones de capital efectuadas totalizaron Ps.265 millones y Ps. 61 millones en los
ejercicios 2008 y 2007, respectivamente.
En 2008, se continuaron las obras correspondientes a la construcción de la nueva Central Genelba Plus, de
164 MegaWatts, que se erige en el predio de la actual Central Genelba, proyecto que cuenta con la aprobación
del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, y cuyo inicio de operación comercial
se estima para el segundo trimestre de 2009. Adicionalmente se comenzaron las obras para la construcción de
la Central Ecoenergía, de 14 MegaWatts, ubicada en el Complejo General Cerri de TGS, en Bahía Blanca y
cuyo inicio de operación comercial se estima para fines del 2009.
Actividades de financiación
Los fondos netos aplicados a las actividades de financiación totalizaron Ps.574 millones y Ps.44 millones, en
Las cancelaciones de préstamos a largo plazo totalizaron Ps.11 millones y Ps.1.024 millones, en 2008 y 2007,
respectivamente.
•
En el ejercicio 2008, Petrobras Energía S.A canceló préstamos bancarios y líneas de crédito a largo
plazo por un total de Ps.11 millones.
•
En el ejercicio 2007, se canceló a su vencimiento la clase G y la Sexta Serie del Programa de
Obligaciones Negociables por U$S 2.500 millones, representando una erogación total de Ps.891
millones (U$S 283 millones). Adicionalmente, Petrobras Energía S.A. y Petrobras Energía Perú S.A
cancelaron préstamos bancarios y líneas de crédito a largo plazo por un total de Ps.29 millones y
Ps.104 millones, respectivamente.
Los fondos ingresados por financiamiento a largo plazo totalizaron Ps.136 millones y Ps.1.299 millones en
•
En 2008, Petrobras Energía S.A. e Innova S.A., tomaron fondos de fuentes de financiación bancaria
por Ps.79 millones y Ps. 57 millones, respectivamente.
•
En 2007, Petrobras Energía S.A. obtuvo Ps. 927 millones (U$S 300 millones) de la Clase S del
Programa de Obligaciones Negociables por U$S 2.500 millones. Adicionalmente, Innova S.A. y
Petrobras Energía Perú S.A., tomaron fondos de otras fuentes de financiación bancaria por Ps.30
millones y Ps. 342 millones, respectivamente.
En el ejercicio 2008, se canceló financiamiento a corto plazo por Ps. 384 millones. En el ejercicio 2007, el
financiamiento a corto plazo representó una erogación neta de Ps.133 millones.
Adicionalmente, conforme las disposiciones de las Asambleas Generales de Accionistas celebradas el 28 de
marzo de 2008 y el 30 de marzo de 2007, la Sociedad abonó en los ejercicios 2008 y 2007 un dividendo en
efectivo de Ps. 315 millones y Ps.186 millones, respectivamente.
Endeudamiento
La mayor parte de la deuda financiera de la Sociedad y una porción significativa de la deuda de las
principales sociedades relacionadas están denominadas en dólares estadounidenses.
Al 31 de diciembre de 2008, la deuda total de la Sociedad sin considerar la consolidación proporcional de
CIESA y de Distrilec, compañías bajo control conjunto compartido con terceros al Grupo de Control, totalizó
Ps.6.182 millones, de los cuales Ps.4.317 millones representan deuda a largo plazo, comparado a Ps.5.925
millones al 31 de diciembre de 2007, de los cuales Ps.4.482 correspondían a deuda a largo plazo. Al 31 de
diciembre de 2008, la deuda a corto plazo totalizaba Ps.1.865 millones, de los cuales Ps.697 millones
representan la porción corriente de las obligaciones a largo plazo y Ps.1.168 millones representan deuda a
corto plazo con instituciones financieras en virtud de diversos contratos de préstamo y financiación de
operaciones de comercio exterior.
Al 31 de diciembre de 2008 se encontraban en circulación obligaciones negociables por un total de U$S 1.119
millones, que fueron emitidas bajo el Programa Global cuyo vencimiento operó en mayo de 2008.
La Asamblea General Ordinaria de Accionistas de Petrobras Energía celebrada el 28 de marzo de 2008 aprobó
la constitución de un programa global de emisión de obligaciones negociables por hasta un monto máximo de
capital en circulación en cualquier momento de U$S 1.000 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 ha sido autorizada por la CNV por Resolución No. 15.947 de fecha 7 de agosto de
2008, que autoriza emisiones de Obligaciones Negociables durante el período de cinco años comprendido
entre el 2008 y el 2013
El perfil de vencimiento de la deuda al 31 de diciembre de 2008 es el siguiente:
Millones de Ps.
1 año
2 años
3 años
4 años
5 años
6 años o más
1.865
1.345
419
92
717
1.744
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 collateral 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 intersegmento o cualquier otro tipo de préstamo financiero externo.
Cláusulas de Cross Default
Las obligaciones negociables vigentes al 31 de diciembre de 2008 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, puede declarar vencido la totalidad de los importes adeudados en caso
que cualquier endeudamiento de Petrobras Energía o de sus subsidiarias significativas no sea cancelado al
vencimiento, siempre que dichos importes vencidos y no pagados excedan el mayor de U$S 25 millones o el
1% del patrimonio neto de Petrobras Energía al momento de dichos vencimientos, y siempre que el
incumplimiento no haya sido anulado o subsanado dentro de los 30 días de recibida la notificación de
incumplimiento.
A la fecha de emisión de los presentes estados contables Petrobras Energía ha cumplido con todas las
cláusulas y requisitos estipulados en los contratos de préstamo y obligaciones negociables.
Requerimientos Futuros de Capital
Petrobras Energía prevé concretar en el ejercicio 2009 inversiones por aproximadamente U$S 380 millones.
Adicionalmente, el Directorio de Petrobras Energía propone a la Asamblea General Ordinaria de Accionistas
la constitución de una reserva facultativa denominada Reserva para Futuros Dividendos por un monto total de
Ps.380 millones, y propone que dicha Asamblea delegue en el Directorio la determinación de la oportunidad
para su distribución, durante el lapso que medie entre la incorporación de los accionistas de Petrobras Energía
Participaciones como accionistas de Petrobras Energía (luego de inscripta la Fusión de Petrobras Energía y
Petrobras Energía Participaciones en el Registro Público de Comercio) y la fecha de la próxima Asamblea
Ordinaria de Accionistas que trate el ejercicio que cierre el 31 de diciembre de 2009, teniendo para ello en
cuenta la marcha de las operaciones, resultados operativos, programas de inversiones, condiciones financieras
y de disponibilidad de fondos, entre otros aspectos que considere relevantes para el desarrollo de los negocios
de la Sociedad.
Petrobras Energía considera que los requerimientos de capital relacionados con su programa de inversiones,
amortización de deuda financiera, necesidades de capital de trabajo y dividendos, si resultaran aprobados,
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 2009 está alineado con los objetivos de reposición de reservas y
producción, como condición vital para asegurar el crecimiento sustentable de la Sociedad.
Argentina. En la Cuenca Neuquina se continuará con el desarrollo de reservas de petróleo a través de la
perforación de pozos, extensión de proyectos de recuperación secundaria y ampliación de las instalaciones de
superficie correspondientes. En cuanto a la explotación de gas se prevé realizar campañas de perforación y
reparación de pozos. La Compañía continuará con el desarrollo del yacimiento El Mangrullo, y avanzará con
la ejecución del proyecto piloto con objetivo en reservorios de gas de baja permeabilidad (no convencionales)
de la Formación Punta Rosada en el yacimiento Río Neuquén. En la Cuenca Austral las inversiones estarán
destinadas a la perforación de pozos para desarrollo y delimitación de reservas, y al mantenimiento de la
curva de inyección a gasoducto.
Adicionalmente se dará continuidad al programa de inversiones en exploración, en particular las previstas en
el bloque offshore CGSJ Marina 1, en la Cuenca del Golfo de San Jorge.
Perú. Se prevé continuar con una importante actividad de perforación en el Lote X y, en materia de
exploración, se perforarán dos pozos en el Lote 58.
- Refinación y Distribución
En 2009, las inversiones se orientarán a la confiabilidad operativa y la optimización de producción de las
unidades de refinación, y al mantenimiento de la red de estaciones de servicio Petrobras.
- Petroquímica
En la planta de Puerto General San Martín, se continuarán realizando inversiones tendientes a lograr una
reducción de costos variables. Al mismo tiempo se invertirá en proyectos de confiabilidad, y mantenimiento
asociado con las paradas de planta programadas, con la finalidad de otorgar un mayor rendimiento y
seguridad de los procesos operativos.
En Fertilizantes se llevarán a cabo inversiones para confiabilidad operativa y optimización de producción.
En estirénicos Brasil, se prevé realizar una parada general de mantenimiento en las plantas de poliestireno y
de estireno.
- Gas & Energía
En 2009 se prevén inversiones destinadas a la finalización de la obra, puesta en marcha e inicio de operación
comercial de la Central Genelba Plus y se prevé finalizar la construcción de la Central Ecoenergía.
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 2008 se continuó trabajando en consolidar varias de las iniciativas implementadas a partir del
2004, tendientes a fortalecer las buenas prácticas de Gobierno Corporativo:
•
Se afianzó la gestión del Comité de Auditoría, observándose una fluida interacción con los distintos
sectores de la Organización y un mayor 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 el 2005, han permitido acercar las denuncias al Comité
de Auditoría, protegiendo la confidencialidad y anonimato de los denunciantes.
•
La Oficina de Ombudsman se consolidó como 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.
Asimismo, la Sociedad, a través de un equipo creado a tal efecto, ha analizado detalladamente las
recomendaciones incluidas en la Resolución General 516 de la CNV (Código de Gobierno Societario) y
evaluado su cumplimiento, con la consecuente elaboración de un informe que será oportunamente presentado
ante dicho organismo de contralor.
Por otra parte, desde el ejercicio 2006 la sociedad controlante, en su condición de empresa registrada en la
Bolsa de Valores de los Estados Unidos (Securities and Exchange Commission “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.
Dirección y Administración
Directorio
Con el agregado de las modificaciones estatutarias resueltas en la Asamblea del 30 de enero de 2009, el
estatuto de Petrobras Energía 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, cuya conformación resultó
aprobada por la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas de Petrobras Energía celebrada
el 30 de enero de 2009.
Nombre
Daniel Lima de Oliveira
Venina Velosa da Fonseca
Sidney Granja Affonso
Cedric Bridger
Roberto Monti
Roberto Fortunati
Decio Fabrício Oddone da Costa
Luis Miguel Sas
Alejandro Poletto
Cargo
Presidente
Vicepresidente
Director
Director
Director
Director
Director
Director
Director
Director Suplente
En cumplimiento de la Resolución N° 368 de la CNV, los señores Cedric Bridger, Roberto Monti y Roberto
Fortunati revisten el carácter de directores independientes. Conforme a dicha norma, los demás miembros del
Directorio revisten el carácter de no independientes.
Según los términos del Compromiso Previo de Fusión suscripto entre Petrobras Energía y Petrobras Energía
Participaciones, aprobado por los Directorios de ambas compañías en sus reuniones del 2 de septiembre de
2008 y por las respectivas Asambleas Extraordinarias de Accionistas celebradas el 30 de enero de 2009, a
partir de la Fecha Efectiva de Reorganización, 1 de enero de 2009, y hasta la inscripción del respectivo
Acuerdo Definitivo de Fusión en el Registro Público de Comercio dependiente de la Inspección General de
Justicia y la disolución sin liquidación de Petrobras Energía Participaciones, el Directorio de Petrobras
Energía tomó a su cargo la administración y representación de Petrobras Energía Participaciones con las
mismas facultades otorgadas oportunamente a los miembros del Directorio de dicha compañía, los que han
sido suspendidos en su cargo.
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 técnicos 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.
Principales Ejecutivos
El cuadro a continuación establece los nombres y cargos de los funcionarios ejecutivos de Petrobras Energía:
Nombre
Cargo
Decio Fabricio Oddone da Costa
Luis Miguel Sas
Carlos A. da Costa (*)
Clóvis Corrêa de Queiroz
Adalberto Santiago Barbalho
Claudio Fontes Nunes
Miguel Ángel Bibbó
Héctor Daniel Casal
Juan Martín D´Agostino
Pablo María Puiggari
Alfredo Guia y Diaz
Juan Kranner
Director General Ejecutivo
Director de Administración y Finanzas
Director de Exploración y Producción de Petróleo y Gas
Director de Comercial Downstream
Director de Refinación y Petroquímica
Director de Gas y Energía
Director de Servicios
Director de Legales
Gerente Ejecutivo de Calidad, Seguridad, Medio Ambiente y Salud
Gerente Ejecutivo de Comunicaciones
Gerente Ejecutivo de Planeamiento y Control de Gestión
Gerente Ejecutivo de Recursos Humanos
(*) Carlos Alberto da Costa ocupa la posición de Director Exploración y Producción de Petróleo y Gas a partir
del 1° de Enero de 2009.
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 Energía 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, almuerzo, y plan de pensión complementario.
Organización de la Toma de Decisiones y Sistema de Control Interno
Petrobras Energía está organizada operativamente por Unidades de Negocio, apoyadas por una Estructura
Central que agrupa a diferentes funciones.
En la toma de decisiones, Petrobras Energía es conducida por un Comité de Dirección que está integrado por
siete miembros: el Director General Ejecutivo, el Director de Administración y Finanzas, cuatro Directores de
Negocios (Exploración y Producción de Petróleo y de Gas, Refinación y Petroquímica, Gas y Energía y
Comercial Downstream) y el Director del Área de Servicios.
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.
Petrobras Energía, junto con Petrobras, ha estado trabajando en un Programa de Procesos de Integración
Internacional - ProAni -, cuyo propósito es generar un modelo único de gestión por procesos para el área
internacional de Petrobras. Como resultado de este Programa, en el año 2008 la Sociedad implementó
cambios y mejoras significativas en sus procesos y controles, incluyendo su sistema de información.
Comité de Auditoría
De conformidad con lo previsto en el Régimen de Transparencia de la Oferta Pública aprobado por Decreto
N° 677/2001 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 No. 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 su estatuto.
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.
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
contables, (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.
Conforme a que según los términos del Compromiso Previo de Fusión, Petrobras Energía iniciará los trámites
necesarios a los efectos de solicitar la cotización de las acciones que constituyen su capital social en el New
York Stock Exchange mediante un programa de American Depositary Shares, en iguales condiciones a las
que actualmente poseen las acciones de Petrobras Energía Participaciones, y en consecuencia quedará sujeta a
las disposiciones emanadas de dicha entidad como así también de la Securities and Exchange Commission, en
la reunión celebrada el 16 de diciembre de 2008 el Directorio Petrobras Energía decidió reemplazar al
miembro no independiente de su Comité de Auditoría, el Sr. Daniel Lima de Oliveira, por uno independiente,
el Sr. Cedric Bridger, quedando de esta manera compuesto íntegramente por Directores independientes.
Consecuentemente, el Comité queda integrado por los señores Cedric Bridger, Roberto Monti, y Roberto
Fortunati como Directores 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)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
Supervisar el funcionamiento de los sistemas de control interno y del sistema administrativocontable, 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 las entidades autorreguladas en cumplimiento del
régimen informativo aplicable.
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.
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 entidades autónomas según lo exigido por la CNV.
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.
Emitir opinión sobre la razonabilidad de las propuestas de honorarios y de planes de opciones sobre
acciones que el Directorio formule a la Asamblea de Accionistas.
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.
Emitir como mínimo en ocasión de la presentación de los estados contables anuales un informe
dando cuenta del tratamiento dado durante el ejercicio a las cuestiones de su competencia.
Emitir opinión a la Asamblea de Accionistas sobre la propuesta elevada por el Directorio para la
designación (o revocación) del Auditor Independiente.
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 preaprobar 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.
Comité de Remuneraciones
A los efectos de una mejor supervisión de los aspectos salariales y de remuneraciones, el Directorio de
Petrobras Energía creó un Comité de Remuneraciones en la reunión celebrada el 6 de octubre de 2006. La
misión del Comité de Remuneraciones es hacer 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. Dicho comité está integrado por los señores miembros de este Directorio: Roberto Monti,
José Fernando de Freitas y Decio Fabricio Oddone da Costa.
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 de Accionistas celebrada el 28 de Marzo de 2008.
Nombre
Cargo
Juan Carlos Cincotta
Justo Federico Norman
Rogelio Norberto Maciel
Olga M. Morrone de Quintana
Mariana Paula Ardizzone
María Laura Maciel
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 de la Compañía 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 una asamblea ordinaria
de accionistas, un informe sobre los informes del Directorio y los estados contables 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.
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 suscripto; 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 este posea.
De acuerdo con la Ley N° 25.063, los dividendos que distribuya Petrobras Energía, 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 treinta y cinco por ciento 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.
Síntesis de la Estructura Patrimonial y de Resultados
Véase nuestro informe de fecha:
10 de febrero de 2009
SIBILLE
Reg. de Asoc. Prof. CPCECABA Tº 2 Fº 6
Gabriel E. Soifer
Socio
Contador Público (UBA)
CPCECABA Tº CXXVIII Fº 109
Cotización de la Acción de la Sociedad
Datos Estadísticos
La información que se presenta a continuación correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
2004 no contiene los efectos de la fusión de Petrobras Energía con Petrobras Argentina S.A.; Petrolera Santa
Fe S.A.; y EG3 S.A.
Propuesta del Directorio
El destino propuesto para las utilidades acumuladas al 31 de diciembre de 2008 es el siguiente: (información
expresada en millones de pesos)
A Reserva para futuros dividendos
A nuevo ejercicio
380
4.833
El Directorio propone a la Asamblea General Ordinaria de Accionistas la constitución de una reserva
facultativa denominada Reserva para Futuros Dividendos por un monto total de Ps.380 millones, y propone
que dicha Asamblea delegue en el Directorio la determinación de la oportunidad para su distribución, durante
el lapso que medie entre la incorporación de los accionistas de Petrobras Energía Participaciones como
accionistas de Petrobras Energía (luego de inscripta la Fusión de Petrobras Energía y Petrobras Energía
Participaciones en el Registro Público de Comercio) y la fecha de la próxima Asamblea Ordinaria de
Accionistas que trate el ejercicio que cierre el 31 de diciembre de 2009, teniendo para ello en cuenta la
marcha de las operaciones, resultados operativos, programas de inversiones, condiciones financieras y de
disponibilidad de fondos, entre otros aspectos que considere relevantes para el desarrollo de los negocios de la
Sociedad.
Presidente
INDICE
BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS .................................................................................................................................. 4
ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS ............................................................................................................................. 5
ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADOS ................................................................................................................. 6
NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS ................................................................................................. 7
1. Estados contables consolidados ................................................................................................................................................ 7
a) Bases de presentación y sociedades consolidadas.................................................................................................................... 7
b) Estados contables utilizados .................................................................................................................................................... 8
c) Criterios de valuación .............................................................................................................................................................. 8
2. Inversiones, resultados de inversiones no corrientes y dividendos cobrados........................................................................ 9
a) Inversiones:.............................................................................................................................................................................. 9
b) Resultado de inversiones no corrientes.................................................................................................................................. 10
c) Dividendos cobrados.............................................................................................................................................................. 10
I. Petrobras Bolivia Refinación S.A........................................................................................................................................ 10
3. Participación en áreas de petróleo y gas................................................................................................................................ 11
Compromisos de inversión ...................................................................................................................................................... 11
Costos de abandono y taponamiento de pozos....................................................................................................................... 12
Pozos exploratorios .................................................................................................................................................................. 12
Reservas petroleras y gasíferas ............................................................................................................................................... 13
Cambios en las participaciones en áreas de petróleo y gas................................................................................................... 13
Operaciones en Ecuador.......................................................................................................................................................... 14
Operaciones en Venezuela....................................................................................................................................................... 16
4. Financiación.............................................................................................................................................................................. 17
Endeudamiento de Edesur ...................................................................................................................................................... 17
Endeudamiento de CIESA y TGS .......................................................................................................................................... 18
Detalle de la deuda a largo plazo ............................................................................................................................................ 20
5. Otros créditos, bienes de cambio, otros pasivos, otros resultados operativos, otros (egresos) ingresos netos e
información suplementaria al estado de flujo de efectivo ......................................................................................................... 21
6. Impuesto a las ganancias e impuesto diferido ........................................................................................................................ 24
7. Saldos y operaciones con sociedades pertenecientes al mismo grupo económico................................................................ 26
8. Compromisos contractuales, avales, fianzas y garantías otorgadas ..................................................................................... 28
9. Información por segmento de negocios................................................................................................................................... 29
10.Información geográfica........................................................................................................................................................... 34
BIENES DE USO ............................................................................................................................................................................. 35
INVERSIONES EN ACCIONES ...................................................................................................................................................... 36
PREVISIONES ................................................................................................................................................................................ 37
COSTO DE VENTAS ...................................................................................................................................................................... 38
ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDA EXTRANJERA .................................................................................................................... 39
INFORMACIÓN REQUERIDA POR EL ART. 64, APARTADO I, INC. b) DE LA LEY 19.550 ........................................................ 40
INFORMACIÓN CONSOLIDADA SOBRE PARTICIPACIÓN EN SOCIEDADES RELACIONADAS AL 31 DE DICIEMBRE
DE 2008 ........................................................................................................................................................................................... 41
PARTICIPACIÓN EN NEGOCIOS CONJUNTOS ........................................................................................................................... 42
BALANCES GENERALES .............................................................................................................................................................. 43
ESTADOS DE RESULTADOS ......................................................................................................................................................... 44
ESTADOS DE EVOLUCIÓN DEL PATRIMONIO NETO ............................................................................................................... 45
ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO ............................................................................................................................................ 46
NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES ................................................................................................................................ 47
1. La Sociedad............................................................................................................................................................................... 47
2. Bases de presentación de los estados contables ...................................................................................................................... 48
-1-
I. Consideración de los efectos de la inflación........................................................................................................................... 48
II. Contabilización de instrumentos financieros derivados ........................................................................................................ 49
III. Criterios de valuación .......................................................................................................................................................... 49
IV. Conversión de operaciones en el exterior ............................................................................................................................ 57
V. Contabilización de las operaciones en consorcios hidrocarburíferos y sucursales ................................................................ 57
VI. Cambios en las normas contables profesionales .................................................................................................................. 57
VII - Cambios en los criterios de presentación respecto a los aplicados en los ejercicios anteriores ......................................... 58
3. Participación en áreas de petróleo y gas................................................................................................................................ 59
Compromisos de inversión ...................................................................................................................................................... 59
Cambios en las participaciones en áreas de petróleo y gas................................................................................................... 60
4. Créditos por ventas y ventas netas......................................................................................................................................... 60
5. Bienes de cambio ..................................................................................................................................................................... 61
6. Inversiones, resultados de inversiones no corrientes y dividendos cobrados...................................................................... 62
a) Inversiones............................................................................................................................................................................. 62
b) Resultado de inversiones no corrientes.................................................................................................................................. 63
c) Dividendos cobrados.............................................................................................................................................................. 63
I. Participación en sociedades en las que se ejerce control conjunto o influencia significativa con restricciones sobre
su disponibilidad ...................................................................................................................................................................... 64
II. Situación tarifaria de las empresas de servicios públicos ................................................................................................ 64
III. Venta de participaciones accionarias: ............................................................................................................................. 67
7. Financiación.............................................................................................................................................................................. 68
I. Programas globales de obligaciones negociables ............................................................................................................... 69
II. Cláusulas de cross default .................................................................................................................................................. 70
8. Fondo para las Inversiones Necesarias que permitan Incrementar la Oferta de Energía Eléctrica en el Mercado
Eléctrico Mayorista (FONINVEMEM) ..................................................................................................................................... 70
9. Previsiones ............................................................................................................................................................................... 71
a) Medio ambiente ..................................................................................................................................................................... 72
b) Otras cuestiones..................................................................................................................................................................... 72
10. Capital social........................................................................................................................................................................... 72
11. Otros créditos, otros pasivos, otros resultados operativos y otros (egresos) ingresos, netos ............................................ 73
12. Impuesto a las ganancias e impuesto diferido ...................................................................................................................... 74
13. Beneficios sociales y otros beneficios para el personal ........................................................................................................ 76
14. Saldos y operaciones con sociedades pertenecientes al mismo grupo económico.............................................................. 80
15. Grupo de Control ................................................................................................................................................................... 82
16. Hechos posteriores.................................................................................................................................................................. 82
BIENES DE USO ............................................................................................................................................................................. 83
INVERSIONES EN ACCIONES ...................................................................................................................................................... 84
COSTOS DE VENTAS .................................................................................................................................................................... 85
ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDA EXTRANJERA .................................................................................................................... 86
INFORMACIÓN REQUERIDA POR EL ART. 64, APARTADO I, INC. b) DE LA LEY N° 19.550.................................................... 87
APERTURA DE COLOCACIONES DE FONDOS, CREDITOS, PRESTAMOS Y OTRAS DEUDAS AL 31 DE DICIEMBRE
DE 2008 ........................................................................................................................................................................................... 88
PARTICIPACIÓN EN AREAS DE PETROLEO Y GAS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2008 ............................................................... 89
PARTICIPACIÓN EN NEGOCIOS CONJUNTOS ........................................................................................................................... 90
-2-
Maipú 1 - Piso 22 – Ciudad Autónoma de Buenos Aires
EJERCICIO ECONOMICO Nº 63
ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2008
Sociedad no adherida al Régimen estatutario optativo de oferta pública de adquisición obligatoria.
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: 17 de noviembre de 1947.
Fecha de finalización del contrato social: 18 de junio de 2046.
Fecha de inscripción de la última modificación de los estatutos: 26 de enero de 2009.
Sociedad controlante: Petrobras Energía Participaciones S.A.
Actividad principal de la sociedad controlante: Inversora y financiera.
Participación de la sociedad controlante en el capital social y en los votos: 75,8%
COMPOSICION DEL CAPITAL (1)
- Expresado en pesos -
(1) Ver nota 10 a los estados contables individuales.
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
Por Comisión Fiscalizadora
CPCECABA Tº45 Fº 71
-3-
Presidente
CUADRO I
1 de 3
PETROBRAS ENERGÍA S.A. Y SOCIEDADES CONTROLADAS Y BAJO CONTROL CONJUNTO
BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2008, 2007 Y 2006
(Expresados en millones de pesos)
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
-4-
Presidente
CUADRO I
2 de 3
ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS
POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2008, 2007 Y 2006
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
-5-
Presidente
CUADRO I
3 de 3
ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADOS
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
-6-
Presidente
Y SOCIEDADES CONTROLADAS Y BAJO CONTROL CONJUNTO
NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2008
(Cifras expresadas en millones de pesos, excepto donde se indica en forma expresa)
1. Estados contables consolidados
En virtud de lo dispuesto por la Resolución N° 368/01 de la Comisión Nacional de Valores (“CNV”), la
presentación de los estados contables consolidados debe efectuarse precediendo a los estados contables
individuales de la emisora. Esta disposición sólo implica un cambio de ubicación de la información
consolidada, no modificando el carácter de información principal de los estados contables individuales y el de
complementarios de los estados contables consolidados, de acuerdo con lo establecido por la Ley de
Sociedades Comerciales y las normas profesionales vigentes. Por tal motivo y para su correcta interpretación,
los presentes estados contables consolidados deben ser leídos junto con los estados contables individuales,
que se presentan a continuación de la presente información consolidada.
a) Bases de presentación y sociedades consolidadas
De acuerdo con el procedimiento establecido en la Resolución Técnica (“RT”) Nº 21 de la Federación
Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”), Petrobras Energía S.A., en
adelante “Petrobras Energía” o “la Sociedad”, ha consolidado línea por línea sus estados contables con los
respectivos estados contables de las sociedades en las que ejerce el control societario y el control conjunto de
las mismas. Se verifica una situación de control conjunto cuando la totalidad de los socios, o bien los que
posean la mayoría de los votos, en virtud de acuerdos escritos, han resuelto compartir el poder de definir y
dirigir las políticas operativas y financieras de una sociedad. La Sociedad ejerce el control conjunto en
Distrilec Inversora S.A. (“Distrilec”), en Compañía de Inversiones de Energía S.A. (“CIESA”) y en Petrobras
de Valores Internacional de España S.L. (PVIE), esta última a partir del 31 de diciembre de 2007.
En la consolidación de las sociedades en las que se ejerce el control societario, 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 minoritaria de terceros 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.
En la consolidación de sociedades en las que se ejerce el control conjunto, los importes de la inversión en la
sociedad bajo control conjunto y la participación en sus resultados y flujos de efectivo, se reemplazan por la
proporción que le corresponde a la Sociedad de acuerdo con su tenencia accionaria en sus activos, pasivos,
resultados y flujos de efectivo. Los créditos y deudas y las operaciones entre miembros del grupo consolidado
y las sociedades bajo control conjunto se eliminan en la consolidación en proporción a la tenencia accionaria
de la sociedad controlante.
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Conforme a que el ejercicio del control conjunto en PVIE se materializó a partir de la venta de la
participación del 40% de dicha sociedad celebrada en diciembre de 2007 (ver nota 6.III a los estados
contables individuales), la información comparativa al 31 de diciembre de 2007 y 2006 expone la
participación en los resultados y en los flujos de efectivo en PVIE de acuerdo con el procedimiento indicado
para la consolidación de las sociedades en las que se ejerce el control societario.
La información sobre las participaciones en otras sociedades relacionadas se expone en el Anexo I.
b) Estados contables utilizados
Para la consolidación se han utilizado los estados contables de las sociedades controladas y bajo control
conjunto al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006, o bien la mejor información contable disponible a tales
fechas, adaptados a igual período de tiempo respecto de los estados contables de la Sociedad. Asimismo, han
sido considerados los ajustes para adaptar los criterios de valuación a los de la Sociedad.
c) Criterios de valuación
Los estados contables de las sociedades controladas y bajo control conjunto han sido confeccionados sobre la
base de o adaptados a criterios de valuación y de exposición homogéneos a los de la Sociedad.
En cumplimiento a lo indicado en los estados contables individuales, los principales criterios de valuación
utilizados en los estados contables consolidados son los siguientes:
- Bienes de uso:
El costo de los bienes de uso correspondientes a Transportadora de Gas del Sur S.A. (“TGS”) fue determinado
en función al precio efectivamente pagado por el 70% del capital accionario de TGS en el momento de la
respectiva privatización. Dicho precio sirvió de base para determinar el total del capital accionario, al cual se
le adicionó el importe de las deudas iniciales asumidas en el Contrato de Transferencia para determinar el
valor inicial de los bienes de uso. Dicho costo fue reexpresado en moneda homogénea según Nota 2.I a los
estados contables individuales.
- Reconocimiento de ingresos:
Los ingresos por ventas generados por el transporte en firme de gas natural se reconocen por la reserva
devengada de capacidad de transporte contratada, independientemente de los volúmenes transportados. Los
ingresos generados por el transporte interrumpible de gas y por ciertos contratos de producción y
comercialización de líquidos del gas natural (LGN), se reconocen en el momento de la entrega del gas natural
y de los líquidos a los clientes, respectivamente. Para otros contratos de producción de LGN y otros servicios,
los ingresos se reconocen cuando se prestan los servicios.
Los ingresos por ventas derivados de la distribución de energía se reconocen con la prestación efectiva del
servicio, considerando la porción facturada que surge de la lectura periódica de medidores y un estimado
devengado y no facturado por los servicios consumidos entre la última fecha de lectura y el cierre del
ejercicio. Los servicios devengados y no facturados al cierre de cada ejercicio se estiman en función al
consumo diario estimado de energía para los días posteriores a la última lectura de los medidores, basándose
en el consumo histórico de los clientes y ajustados por factores meteorológicos u otros factores mensurables
que puedan afectar dicho consumo.
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2. Inversiones, resultados de inversiones no corrientes y dividendos cobrados
La composición de las inversiones corrientes y no corrientes, los resultados de inversiones no corrientes y
los dividendos cobrados se detallan a continuación:
a)
Inversiones:
(1) Nota 6.III a los estados contables individuales.
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b) Resultado de inversiones no corrientes
(1) Nota 6.III a los estados contables individuales.
c)
I.
Dividendos cobrados
Petrobras Bolivia Refinación S.A.
En mayo de 2006 el Gobierno de Bolivia sancionó el Decreto Supremo No. 28.701 disponiendo a partir del
1 de mayo de 2006 la nacionalización de los recursos hidrocarburíferos del país. Asimismo, a través del
mismo decreto se legisló que el Estado Boliviano recuperara su plena participación en toda la cadena
productiva del sector de hidrocarburos, a cuyos efectos se estableció la nacionalización de las acciones que
sean necesarias para que YPFB controle como mínimo el 50% más 1 acción del capital social de un
conjunto de empresas, entre otras Petrobras Bolivia Refinación S.A.
En este nuevo entorno de negocios, con fecha 25 de junio de 2007, Petrobras Energía, a través de su
controlada Petrobras Energía Internacional S.A., firmó el contrato para la venta a YPFB de su tenencia
accionaria en Petrobras Bolivia Refinación S.A. El precio de venta ascendió a U$S 55 millones, lo cual
determinó una utilidad de 44, incluida en Otros (egresos) ingresos, netos (Nota 5.e).
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3. Participación en áreas de petróleo y gas
Las áreas de producción en Perú son contratos de producción bajo la forma de concesión, con libre
disponibilidad del crudo. Por la producción de petróleo crudo se abonan regalías que se determinan de
conformidad con el precio de una canasta de crudos, partiendo de una alícuota del 13% para precios de hasta
U$S 23,90 por barril. Al 31 de diciembre de 2008 la alícuota aplicable es del 18,7%. Asimismo, por la
producción de gas natural, se abona una regalía fija del 24,5%.
En Ecuador, los contratos de explotación del Bloque 18 prevén la libre disponibilidad del crudo producido y
contemplan porcentajes de producción a favor del Estado Ecuatoriano del 40% en el campo Pata y del 60%
en el campo Palo Azul. Adicionalmente, y conforme a la Ley de Equidad Tributaria, el Estado Ecuatoriano
recibe el 70% de los ingresos por sobre un precio base de U$S 45,43 por barril.
En Venezuela, las empresas mixtas (ver “Operaciones en Venezuela”) están sujetas al pago del 33,33% en
concepto de regalías y ventajas especiales, y adicionalmente, deben abonar, en caso de existir, un importe
equivalente al defecto del 50% del valor de las ventas de hidrocarburos durante cada año calendario respecto
de la suma de los pagos efectuados por concepto de regalías, impuesto sobre la renta y cualquier otro
impuesto o tributo calculado sobre la base de sus ingresos por ventas. Las empresas mixtas deben vender a
Petróleos de Venezuela S.A. (“PDVSA”) todos los hidrocarburos líquidos que produzcan en el área
delimitada y el gas natural asociado (cuando así lo contemple el contrato), de acuerdo con una fórmula de
precios asociada a marcadores internacionales como el WTS y WTI.
Adicionalmente, a partir de abril de 2008, y con la sanción de la Ley de Contribución Especial sobre Precios
Extraordinarios del Mercado Internacional de Hidrocarburos, resulta aplicable una contribución especial
pagadera por quienes exporten o transporten al exterior hidrocarburos líquidos y productos derivados,
cuando, con relación a cualquier mes, el precio promedio del crudo correspondiente a la cesta venezolana
exceda U$S 70 por barril. El monto por barril de esta contribución especial será de 50% de la diferencia
entre el promedio mensual antes referido y el precio umbral de U$S 70. Adicionalmente, cuando el referido
promedio exceda de U$S 100, el monto por barril de esta contribución especial, que será aplicable a
cualquier diferencia en exceso del precio umbral de U$S 100, será de 60%.
Compromisos de inversión
En Colombia Petrobras Energía participa con el 30% en el Consorcio Tibú, el cual tiene inversiones
comprometidas hasta diciembre de 2009 para el desarrollo del campo Tibú por US$ 13 millones.
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Costos de abandono y taponamiento de pozos
A continuación se expone la evolución de los pasivos por costos de abandono y taponamiento de pozos por
los ejercicios terminados al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006.
Pozos exploratorios
La evolución del costo de los pozos exploratorios durante los ejercicios terminados el 31 de diciembre de
2008, 2007 y 2006 es la siguiente:
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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 2008:
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 2008 y 2007 fueron auditadas por DeGolyer and
MacNaughton y al 31 de diciembre de 2006 por Gaffney, Cline & Associates Inc. Las revisiones técnicas
efectuadas por los mencionados consultores técnicos internacionales cubrieron aproximadamente el 70%,
71% y 93% de las reservas estimadas por la Sociedad al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006,
respectivamente.
Cambios en las participaciones en áreas de petróleo y gas
El 11 de enero del 2007 el Ministerio de Energía y Minas de Ecuador aprobó el acuerdo previo suscripto en
enero de 2005 con Teikoku Oil Co. Ltd. para la cesión del 40% de los derechos y obligaciones del contrato de
participación del Bloque 18. Con fecha 24 de octubre de 2008, Petroecuador procedió a incorporar a Teikoku
Oil Ecuador, controlada de Teikoku Oil Co. Ltd, como socio en los convenios del Bloque 18, e inscribió el
Contrato de Cesión en la Dirección Nacional de Hidrocarburos el 27 de octubre de 2008. A la fecha de los
presentes estados contables, las partes se encuentran negociando los términos económicos definitivos de los
respectivos contratos de cesión de participaciones. Los estados contables al 31 de diciembre de 2008 incluyen
una pérdida estimada de 28 derivada de esta transacción, expuesta en Otros (egresos) ingresos netos (Nota
5.e)
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Finalmente no habiéndose obtenido resultados exploratorios positivos, en el primer trimestre de 2008 se
procedió a restituir el área exploratoria Tierra Negra a la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia.
Operaciones en Ecuador
Contratos Modificatorios del Contrato de Participación del Bloque 18
El 31 de octubre de 2008, EcuadorTLC S.A., Teikoku Oil Ecuador y Petroecuador, entre otros, suscribieron
los contratos modificatorios que, entre otras cosas, regularán por el término de un año la explotación del
Bloque 18, período en el cual se negociará la migración o no a una nueva modalidad contractual. A través
de los indicados contratos modificatorios, la participación del Estado ecuatoriano en la producción de los
campos Pata y Palo Azul se incrementó al 40% y 60%, respectivamente. Adicionalmente, a partir de la
firma de los citados contratos resulta de aplicación la Ley de Equidad Tributaria.
Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos
En abril de 2006 el Estado Ecuatoriano aprobó la Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos
(Ley No. 42/2006) en la cual se reconoce a favor del Estado una participación de al menos el 50% de los
ingresos extraordinarios que se generen por aumentos del precio de venta del crudo ecuatoriano (precio
promedio mensual efectivo de venta FOB) respecto del promedio mensual de venta de dicho crudo a la fecha
de suscripción de los respectivos contratos, expresado en valores constantes del mes de la liquidación.
El 18 de octubre de 2007 el Presidente Constitucional de la República de Ecuador expidió la Reforma al
Reglamento de Aplicación de la Ley No. 42/2006, por la cual a partir de esa fecha elevó la participación del
Estado en los excedentes extraordinarios del precio de crudo al 99 %, reduciendo la correspondiente
participación de las compañías petroleras al 1%.
Desde su sanción, EcuadorTLC S.A. y Petroecuador han sostenido importantes diferencias interpretativas
respecto a la pertinencia y alcance de la aplicación de la Ley No. 42/2006 respecto a los ingresos del convenio
operacional del campo Palo Azul, para el cual ya se preveía la participación del Estado en los excedentes
determinados por el incremento del precio del petróleo crudo. En opinión de la Sociedad la aplicación de la
ley bajo los supuestos de Petroecuador, resultaba confiscatoria de la inversión, y comprometía su viabilidad
económica. A partir del mes de enero de 2008 EcuadorTLC S.A no registró contablemente las liquidaciones
efectuadas por Petroecuador bajo la Ley No. 42/2006, ni realizó los pagos correspondientes.
En el marco de los las negociaciones sostenidas con el Gobierno Ecuatoriano, que dieron como resultado la
firma de los contratos modificatorios del Contrato de Participación en el Bloque 18, y considerando el
criterio emitido por el Procurador General del Estado, las partes acordaron el alcance de la Ley No.42/2006.
A partir del acuerdo alcanzado, EcuadorTLC S.A. realizó un pago por un monto de U$S 44 millones, el cual
se considera como pago definitivo de cualquier diferencia que pudiera surgir por la aplicación de la citada
ley hasta la fecha de firma de los mencionados contratos modificatorios, hito a partir del cual entró en
aplicación la Ley de Equidad Tributaria.
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Recuperabilidad de las Inversiones
A partir de 2006, y con especial énfasis durante el año 2007, el Gobierno ecuatoriano ha impulsado
profundas reformas tributarias y regulatorias, las cuales en particular se han focalizado en la industria de los
hidrocarburos. Entre ellas, la sanción de la Ley No. 42/2006.
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 actuales proyectos, con el consecuente impacto negativo en la evaluación de su recuperabilidad. En
función a ello, en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007 la Sociedad registró una previsión de
759 para adecuar el valor contable de los activos en Ecuador a su probable valor recuperable. En la
estimación del respectivo valor recuperable, la Sociedad incluyó la incidencia del déficit neto de producción
estimado respecto de la capacidad de transporte contratada con Oleoducto de Crudos Pesados Ltd.
Bloque 31
Terminación del Contrato de Participación del Bloque 31, por la cual se materializó la reversión del Bloque
31 al Estado Ecuatoriano, generando una pérdida de 31, incluida en Otros (egresos) ingresos netos (Nota
5.e).
Contrato de transporte de crudo con Oleoducto de Crudos Pesados Ltd. (OCP)
La Sociedad ha celebrado un contrato con OCP, en virtud del cual se ha asegurado una 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. Al 31 de diciembre de 2008 dicha tarifa ascendía a U$S 2,075
por barril.
Los costos por capacidad de transporte son facturados por OCP y cargados a gastos mensualmente. Al
respecto, los costos correspondientes al volumen de crudo efectivamente transportado se imputan a la línea
de “Gastos de administración y comercialización”, mientras que la porción correspondiente a la capacidad
de transporte contratada y no utilizada, se expone en la línea “Otros resultados operativos” (Nota 5.d).
La Sociedad estima que durante la vigencia del contrato de transporte “Ship or Pay” se configurarán
sucesivos déficits en el crudo producido respecto a la capacidad de transporte total contratada. Esta
presunción está basada en la estimación actual de las reservas de la Compañía en Ecuador y en la
gradualidad estimada para su desarrollo. En consideración a esta situación, y con la finalidad de mitigar los
efectos derivados de la situación descripta, la Sociedad negocia periódicamente la venta de capacidad de
transporte contratada. Con fecha 31 de diciembre de 2008, la Sociedad suscribió con Petroecuador el
“Convenio de uso de capacidad garantizada de transporte de petróleo por el Oleoducto de Crudos Pesados ”,
por el cual el Estado Ecuatoriano asumió el compromiso que el crudo disponible de su propiedad, que
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transporte por el OCP, a partir del 1 de enero de 2009 se hará con cargo a la capacidad de transporte de
petróleo contratada por la Sociedad, hasta un volumen máximo de 70.000 barriles por día. Adicionalmente,
al 31 de diciembre de 2008 la Sociedad ha vendido una capacidad de transporte de aproximadamente 8.000
barriles diarios de petróleo para el período julio de 2004 a enero 2012. El déficit neto de producción
estimado respecto de la capacidad de transporte contratada es considerado a los efectos de analizar la
recuperabilidad de los activos en Ecuador.
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 2008, la Sociedad mantiene cartas de crédito por un total aproximado de U$S 100 millones. A
medida que las cartas de crédito venzan, la Sociedad deberá renovarlas, reemplazarlas o en su defecto
dichos montos deberán ser integrados en efectivo.
Operaciones en Venezuela
En abril de 2005 el Ministerio de Energía y Petróleo de Venezuela (MEP) instruyó a Petróleos de Venezuela
S.A. (PDVSA) a revisar los 32 convenios operativos celebrados por filiales de PDVSA con empresas
petroleras entre 1992 y 1997, entre los cuales se incluían los contratos firmados con Petrobras Energía, a
través de sus sociedades controladas y vinculadas en Venezuela, para la explotación de las Áreas de
Oritupano Leona, La Concepción, Acema y Mata. La instrucción del MEP estableció que PDVSA debería
tomar todas las medidas necesarias para convertir los convenios operativos a la modalidad de empresas
mixtas, en las que al Estado Venezolano, a través de PDVSA, le correspondería una participación mayor al
50%.
En agosto de 2006, se firmaron los respectivos contratos de conversión de los convenios operativos a la
modalidad de empresas mixtas, a través de los cuales se estableció que la participación de los privados en
las mismas fuera del 40%, correspondiéndole al estado venezolano la participación del 60%. Como
consecuencia de lo indicado, las participaciones directas e indirectas de Petrobras Energía en las empresas
mixtas que operan las áreas de Oritupano Leona, La Concepción, Acema y Mata (Petroritupano S.A.,
Petrowayú S.A., Petroven-Bras S.A. y Petrokariña S.A., respectivamente) quedaron determinadas en 22%,
36%, 34,5% y 34,5% respectivamente. Adicionalmente, CVP reconoció un crédito divisible y transferible a
favor de las empresas privadas que integran las empresas mixtas, por un monto en participación de
Petrobras Energía de U$S 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 se habían cumplimentado los hitos a los
cuales se encontraba subordinado su reconocimiento por parte de PDVSA, al 31 de diciembre de 2006 la
Sociedad contabilizó el crédito mencionado a su valor recuperable estimado, el cual totalizaba 180.
Conforme la estructura societaria y de gobernanza definida para las empresas mixtas, a partir del 1 de abril
de 2006 la Sociedad discontinuó la consolidación línea por línea de los activos, pasivos, resultados y flujos
de efectivo de las mencionadas operaciones, presentando su participación en el patrimonio neto y los
resultados netos relacionados en las líneas de inversiones no corrientes y resultados por inversiones,
respectivamente.
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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. Como consecuencia de los cambios operados en las variables relacionadas, en
los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 la Sociedad registró previsiones por 154,
33 y 186, respectivamente. Adicionalmente, y debido a que al 31 de diciembre de 2007 no se habían
concretado proyectos para la utilización del crédito reconocido por CVP, como así tampoco resultaron
exitosas las gestiones para su transferencia a terceros y no se vislumbran otras alternativas de aplicación, la
Sociedad previsionó integramente el valor contable del mismo.
Al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 valor contable de las participaciones directas e indirectas en las
compañías mixtas neto de previsiones es de 2.751, 2.564 y 2.633, respectivamente.
4. Financiación
El detalle de los préstamos al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 es el siguiente:
Endeudamiento de Edesur
Edesur mantiene un programa global de obligaciones negociables con una vigencia de 5 años a contar
desde el 14 de octubre de 2003, o el plazo máximo que pueda ser fijado por la futura regulación que
resultare aplicable, por hasta un monto máximo de capital en circulación en cualquier momento de U$S 450
millones o su equivalente en otras monedas.
Al 31 de diciembre de 2008, bajo el programa global se encuentra en circulación la Clase 7, por un valor
nominal de 165, con cinco amortizaciones semestrales de capital de 33 a partir de junio de 2010, a una tasa
de interés anual del 11,75%. El destino de los fondos ingresados ha sido la refinanciación de pasivos y la
recomposición del capital de trabajo.
Adicionalmente, Edesur mantiene contratos de préstamos con instituciones bancarias, algunos de los
cuales contienen cláusulas de incumplimiento cruzado o “cross default”, según las cuales los bancos
acreedores pueden declarar vencida y exigible la totalidad de los importes adeudados, en caso de que
cualquier endeudamiento no sea cancelado oportunamente, siempre que dichos importes vencidos y no
pagados excedan los montos estipulados en los contratos.
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Parte de estos contratos cuentan, asimismo, con cláusulas de aceleración cruzada o “cross acceleration”,
que consisten en que los bancos acreedores pueden declarar vencida y exigible la totalidad de los importes
a ellos adeudados, en caso que le sea requerida a Edesur la precancelación de cualquier otro endeudamiento
en hipótesis previstas en esos contratos.
A la fecha de emisión de los presentes estados contables Edesur ha cumplido con todas las cláusulas y
requisitos estipulados en los contratos de préstamo.
Endeudamiento de CIESA y TGS
Como consecuencia del nuevo escenario macroeconómico configurado en la Argentina a partir de la
sanción de la Ley de Emergencia Pública (ver Nota 6.II a los estados contables individuales), CIESA no
pagó a su vencimiento, en abril de 2002, el capital y la última cuota de intereses, así como tampoco
acuerdos de cap y collar de tasa de interés. Como consecuencia de ello, el endeudamiento de CIESA en
cesación de pagos por un total de U$S 296 millones ha sido incorporado a través de la consolidación
proporcional y ha sido reclasificado al rubro Préstamos corrientes.
En abril de 2004, los Accionistas de CIESA celebraron un Acuerdo Marco de Conciliación y Renuncias
Mutuas (Acuerdo Marco) por el cual Petrobras Energía y Enron se otorgaron recíprocamente dispensas con
respecto a todo reclamo que pudiera surgir en virtud de o en relación con determinados contratos
celebrados por dichos grupos en relación con sus inversiones en CIESA y TGS. Los términos del Acuerdo
Marco incluyeron la transferencia del Contrato de Asistencia Técnica a favor de Petrobras Energía, la cual
se perfeccionó en julio de 2004. Adicionalmente, y a fin de proveer la flexibilidad necesaria para avanzar
en la reestructuración de la deuda financiera de CIESA, el Acuerdo Marco previó la realización de ciertas
transferencias accionarias en dos etapas sucesivas.
En primera instancia, y luego de obtenidas las aprobaciones regulatorias pertinentes, el 29 de agosto de
2005 Enron transfirió a un fideicomiso el 40% de las acciones emitidas por CIESA y simultáneamente
Petrobras Energía y su controlada Petrobras Hispano Argentina S.A. transfirieron a Enron acciones
ordinarias clase B emitidas por TGS representativas del 7,35% del capital social de esta sociedad. La
Sociedad computó el valor contable de estas acciones transferidas como parte de la valuación de su
participación en CIESA en el rubro inversiones no corrientes.
En una segunda etapa, conforme a los términos del Acuerdo de Reestructuración de la Deuda Financiera
celebrado el 1 de septiembre de 2005 entre CIESA, Petrobras Energía S.A., Petrobras Hispano Argentina
S.A., Enron Pipeline Company Argentina S.A., ABN AMRO BANK N.V. Sucursal Argentina y los
acreedores financieros, CIESA refinanció deuda por un monto aproximado de U$S 23 millones a un plazo
de 10 años. Una vez que se obtuvieran las aprobaciones pertinentes del Ente Nacional Regulador del Gas y
de la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia, CIESA debía entregar a sus acreedores financieros
aproximadamente el 4,3% de Acciones Ordinarias Clase B de TGS en cancelación parcial de la deuda
financiera, las cuales debían ser transferidas a Enron a cambio del 10% remanente del capital accionario
que ésta posee en CIESA, capitalizando los acreedores el saldo de la deuda financiera.
Una vez completada la reestructuración de la deuda, y considerando que de manera simultánea a las
transferencias accionarias indicadas precedentemente, se transferiría a favor de Petrobras Energía y de
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Petrobras Hispano Argentina S.A. la titularidad de las acciones de CIESA cuya propiedad fiduciaria detenta
el fideicomiso y se procedería a la emisión de nuevas acciones de CIESA a favor de los acreedores, el
capital social de CIESA quedaría compuesto por: (i) acciones Clase A en poder directo e indirecto de
Petrobras Energía representativas del 50% del capital social y de los votos de CIESA y (ii) acciones Clase
B en poder de los acreedores financieros de CIESA representativas del restante 50% del capital social y de
los votos de CIESA.
El Acuerdo de Reestructuración, luego de sucesivas modificaciones, estableció un plazo de vigencia hasta
el 31 de diciembre de 2008, fecha a partir de la cual cualquiera de las partes podía darlo por terminado
unilateralmente.
El plazo de vigencia establecido en el Acuerdo de Reestructuración se cumplió sin que se obtuvieran las
aprobaciones gubernamentales a las que estaba sujeta su instrumentación, y el 9 de enero de 2009 Ashmore
Energy International Limited (actualmente denominada AEI) –quien manifiesta ser el único tenedor de las
Obligaciones Negociables emitidas por CIESA en 1997- notificó su decisión de terminar el Acuerdo de
Reestructuración.
CIESA, por su parte, inició el 28 de enero de 2009 una acción judicial ante los Tribunales del Estado de
Nueva York, USA, tendiente a que se declare que cualquier acción de AEI contra CIESA respecto de las
Obligaciones Negociables no puede prosperar debido a que las mismas se encuentran prescritpas.
CIESA ha preparado sus estados contables utilizando principios contables aplicables a una empresa en
marcha y, por lo tanto, dichos estados contables no incluyen ningún ajuste que pudiera derivar de la
resolución de las incertidumbres vinculadas al proceso de reestructuración de su deuda.
Entre mayo y junio de 2007, TGS logró completar exitosamente la refinanciación de su deuda mediante la
emisión de obligaciones negociables por U$S 500 millones bajo el Programa Global 2007, y la cancelación
anticipada de su deuda anterior, a través de una oferta de compra de obligaciones negociables, del rescate
de las obligaciones negociables que no participaron de la oferta de compra y de la precancelación
anticipada de los préstamos con el Banco Interamericano de Desarrollo.
Las obligaciones negociables vencen el 14 de mayo de 2017 y devengan intereses a una tasa fija del
7,875% anual. El capital se amortiza en cuatro cuotas anuales, iguales y consecutivas de U$S 125 millones
cada una, a partir del 14 de mayo de 2014. Durante 2008, TGS canceló anticipadamente obligaciones
negociables por un valor nominal de U$S 95 millones, lo cual determinó una utilidad de 57 incluida en
Otros (egresos) ingresos, netos (Nota 5.e).
Al 31 de diciembre de 2008, la deuda financiera de TGS corresponde principalmente a la emisión de
obligaciones negociables por US$ 405 millones bajo el Programa Global 2007, por hasta un monto máximo
de US$ 650 millones, autorizado por la CNV el 18 de enero de 2007.
Las obligaciones financieras imponen a TGS el cumplimiento de una serie de restricciones, que incluyen,
entre otras, límites para la emisión de deuda, venta de activos, transacciones con partes relacionadas y
distribución de dividendos. A la fecha de presentación de los presentes estados contables, TGS ha dado
cumplimiento a las mismas.
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Detalle de la deuda a largo plazo
El pasivo por préstamos no corrientes al 31 de diciembre de 2008 se compone de la siguiente manera:
Los vencimientos de los préstamos no corrientes al 31 de diciembre de 2008 son los siguientes:
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5. Otros créditos, bienes de cambio, otros pasivos, otros resultados operativos, otros (egresos) ingresos
netos e información suplementaria al estado de flujo de efectivo
(a) Nota 6.III a los estados contables individuales
(b) Nota 3 - Operaciones en Venezuela
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(1) Beneficio fiscal percibido por Innova S.A., consistente en una reducción parcial de determinados
impuestos, según un programa de incentivos otorgados por el Estado de Río Grande du Sul, en Brasil,
a las empresas allí radicadas.
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-22-
(a) Nota 6.III a los estados contables individuales.
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-23-
6. Impuesto a las ganancias e impuesto diferido
A continuación se detalla la composición del impuesto a las ganancias incluido en el estado de resultados y la
composición del impuesto diferido:
(1) 258 incluidos en Otros créditos no corrientes y 1.500 expuestos en Cargas fiscales no corrientes.
(4) 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.
(5) La variación del ejercicio 2008 incluye 11 derivados de la adquisición de las participaciones en Sierra Chata y Parva
Negra (Nota 3 a los estados contables individuales) y 20 por la revaluación de pasivos por impuesto diferido de
sociedades del exterior imputados en Resultados diferidos. Por este último concepto no resultaron significativas las
variaciones correspondientes a los ejercicios 2007 y 2006 y por lo tanto no fueron desagregadas.
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-24-
Seguidamente, se muestra la conciliación entre el impuesto a las ganancias incluido en el estado de resultados y
el que resultaría de aplicar a la ganancia contable (antes del impuesto y la participación de terceros en el resultado
de las sociedades controladas) la tasa impositiva vigente del 35%:
Los quebrantos pueden ser utilizados hasta las fechas indicadas a continuación:
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-25-
7. Saldos y operaciones con sociedades pertenecientes al mismo grupo económico
Los saldos al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 por operaciones con dichas sociedades son los
siguientes:
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-26-
Las principales operaciones por los ejercicios económicos terminados el 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006
con dichas sociedades son las siguientes:
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-27-
8. Compromisos contractuales, avales, fianzas y garantías otorgadas
Los avales, fianzas y garantías al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 no expuestos en las restantes notas
ascienden a 79, 61 y 41, respectivamente.
Innova S.A. mantiene acuerdos con determinadas instituciones financieras en virtud de los cuales puede
solicitar anticipos de cobranzas por ventas a clientes que cumplan cierta condición crediticia por hasta un
monto aproximado de U$S 40 millones. De conformidad con los términos de los acuerdos, Innova S.A.
mantiene el riesgo crediticio de los anticipos cedidos y en la eventualidad de que la entidad financiera no
pueda efectivizar la cobranza del crédito correspondiente, el importe debe ser cancelado por Innova S.A. Al
31 de diciembre de 2008, el total de los anticipos solicitados asciende a U$S 18 millones.
Asimismo, al 31 de diciembre de 2008, la Sociedad mantenía los siguientes compromisos contractuales:
(1) Neto de la capacidad de transporte vendida a terceros (Nota 3)
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-28-
9. Información por segmento de negocios
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. y en Oleoducto de Crudos Pesados Ltd.
b) Refinación y Distribución, integrado por las operaciones propias en las Refinerías de San Lorenzo y
Bahía Blanca y red de estaciones de servicio, por la participación en Refinería del Norte S.A. y en
Petrobras Bolivia Refinación S.A. (ver Nota 2.I) y, a partir del presente ejercicio, por la
comercialización del petróleo producido en Argentina.
c)
Petroquímica, integrado por las operaciones propias de fertilizantes y estirénicos desarrolladas en las
plantas de Argentina y Brasil y por la participación en Petroquímica Cuyo S.A.I.C. (ver Nota 6.III a los
estados contables individuales).
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 Transportadora de Gas del Sur S.A., por las actividades
de generación de electricidad de la Central Térmica Genelba y de la represa hidroeléctrica Pichi Picún
Leufú y por las participaciones accionarias en Edesur S.A., Enecor S.A., Citelec y Yacylec S.A. (ver
Nota 6.III a los estados contables individuales).
Los activos y los resultados operativos correspondientes a la Estructura Central, los no identificables a algún
segmento de negocios y las eliminaciones inter-segmentos se exponen conjuntamente.
Los criterios de valuación aplicables para reportar la información por segmentos de negocios son los
descriptos en la Nota 2.II a los estados contables individuales y en la Nota 1.c) de los presentes estados
contables consolidados. Los precios de transferencia de las operaciones inter-segmentos se celebran a sus
respectivos precios de mercado.
A partir del presente ejercicio la Sociedad instrumentó una serie de cambios en la asignación de la
comercialización de sus productos entre las distintas unidades de negocio. Como consecuencia de ello, el
segmento Refinación y Distribución comercializa el petróleo producido en Argentina, el cual es transferido
a precios de mercado desde el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas.
Se expone a continuación información para cada uno de los segmentos de negocios identificados por la
Dirección de la Sociedad:
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-29-
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-30-
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-31-
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-32-
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-33-
10.Información geográfica
La siguiente información expone el activo total, las ventas netas y el resultado operativo agrupados por área
geográfica:
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
-34-
Presidente
CUADRO I
ANEXO A
ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2008, 2007 Y 2006
BIENES DE USO
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
-35-
Presidente
CUADRO I
ANEXO C
INVERSIONES EN ACCIONES
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
-36-
Presidente
CUADRO I
ANEXO E
PREVISIONES
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
-37-
Presidente
CUADRO I
ANEXO F
COSTO DE VENTAS
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
-38-
Presidente
CUADRO I
ANEXO G
ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDA EXTRANJERA
U$S
BS
Rs
Millones de Dólares Estadounidenses
Millones de Bolívares
Millones de Reales
Sol
EU
Millones de Soles
Millones de Euros
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
-39-
Presidente
CUADRO I
ANEXO H
INFORMACIÓN REQUERIDA POR EL ART. 64, APARTADO I, INC. b) DE LA LEY 19.550
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
-40-
Presidente
CUADRO I
ANEXO I
INFORMACIÓN CONSOLIDADA SOBRE PARTICIPACIÓN EN SOCIEDADES RELACIONADAS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2008
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
-41-
Presidente
CUADRO I
ANEXO K
PARTICIPACIÓN EN NEGOCIOS CONJUNTOS
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
-42-
Presidente
PETROBRAS ENERGÍA S.A.
BALANCES GENERALES
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2008, 2007 Y 2006
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
-43-
Presidente
ESTADOS DE RESULTADOS
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
-44-
Presidente
ESTADOS DE EVOLUCIÓN DEL PATRIMONIO NETO
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
-45-
Presidente
ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
-46-
Presidente
NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES
AL 31 DE DICIEMBRE DE 2008
(Cifras expresadas en millones de pesos, excepto donde se indica en forma expresa)
1. La Sociedad
a. Operaciones de la sociedad
Los negocios de Petrobras Energía 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 Energía se extienden a la Argentina,
Bolivia, Brasil, Ecuador, Perú, Venezuela, México y Colombia. El ejercicio social de la Sociedad cierra el 31 de
diciembre de cada año.
b. Reorganización societaria de Petrobras Energía y Petrobras Energía Participaciones
El 2 de septiembre de 2008 los Directorios de Petrobras Energía y de Petrobras Energía Participaciones
aprobaron el compromiso previo de fusión entre ambas sociedades, en virtud del cual Petrobras Energía
(sociedad incorporante) absorberá a Petrobras Energía Participaciones (sociedad incorporada), subsistiendo
Petrobras Energía como persona jurídica. Se estableció el 1° de enero de 2009 como fecha efectiva de la
reorganización. Según los términos del Compromiso Previo de Fusión, a partir de la fecha efectiva de
reorganización y hasta la inscripción del respectivo Acuerdo Definitivo de Fusión en el Registro Público de
Comercio dependiente de la Inspección General de Justicia y la disolución sin liquidación de Petrobras Energía
Participaciones, el Directorio de PESA tomará a su cargo la administración de los activos y pasivos de Petrobras
Energía Participaciones, con suspensión de quienes hasta entonces la ejercitaban.
Las Asambleas Extraordinarias de Accionistas de Petrobras Energía y de Petrobras Energía Participaciones
celebradas el 30 de enero de 2009 aprobaron la fusión entre ambas sociedades.
Como resultado de la reorganización societaria, una vez inscripta la fusión en el Registro Público de Comercio,
cada accionista de Petrobras Energía Participaciones recibirá 0,359015136 acción ordinaria escritural Clase B de
Petrobras Energía por cada acción ordinaria escritural Clase B de Petrobras Energía Participaciones.
Como consecuencia de la relación de canje indicada, se resolvió aumentar el capital social de Petrobras Energía
en $765.435.847, mediante la emisión de igual cantidad de acciones ordinarias escriturales Clase B, que serán
incorporadas en su totalidad al régimen de oferta pública en Argentina y entregadas a los accionistas de
Petrobras Energía Participaciones en canje de sus acciones de Petrobras Energía Participaciones.
Inmediatamente después del citado aumento se procederá a la cancelación de las 765.435.847 acciones
ordinarias escriturales Clase B de Petrobras Energía que constituyen el principal activo de Petrobras Energía
Participaciones, manteniéndose la estricta igualdad entre los accionistas.
Petrobras Energía iniciará los trámites necesarios a los efectos de solicitar la cotización de las acciones que
constituyen su capital social en el New York Stock Exchange mediante un programa de American Depositary
Shares, en iguales condiciones a las que actualmente poseen las acciones de Petrobras Energía Participaciones.
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-47-
2. Bases de presentación de los estados contables
Los presentes estados contables han sido preparados de acuerdo con las normas relativas a la forma de
presentación y criterios de valuación de estados contables previsto en el Régimen Informativo Periódico de la
CNV, el cual difiere con las normas contables profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires
en lo siguiente:
a)
la diferente fecha de vigencia de la discontinuación del método de ajuste por inflación establecido en la
RT N° 6 de la FACPCE, según se describe en el acápite I. de la presente nota;
b) no es admisible la posibilidad de activación de los costos financieros provenientes de la financiación con
capital propio invertido, y
c)
considera obligatorio el tratamiento previsto como alternativo en las normas contables profesionales
relacionado con la activación de costos financieros de determinados bienes.
I. Consideración de los efectos de la inflación
La Sociedad presenta sus estados contables en moneda constante, siguiendo el método de reexpresión
establecido en la Resolución Técnica N° 6 de la FACPCE y de acuerdo con las modalidades establecidas por las
Resoluciones Generales N° 415 y 441 de la CNV.
De acuerdo con dicho método, los estados contables reconocen los efectos de las variaciones en el poder
adquisitivo de la moneda en forma integral hasta el 31 de agosto de 1995. A partir del 1° de septiembre de 1995,
de acuerdo a lo requerido por la Resolución General N° 272 de la CNV, la Sociedad discontinuó la aplicación
del método, manteniendo las reexpresiones registradas hasta dicha fecha. Este criterio ha sido aceptado por las
normas contables profesionales hasta el 31 de diciembre de 2001.
Con fecha 6 de marzo de 2002 el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de
Buenos Aires (“CPCECABA”) aprobó la Resolución M.D. N° 3/2002, que estableció, entre otros aspectos, la
reanudación del ajuste por inflación en los ejercicios o períodos intermedios cerrados a partir del 31 de marzo de
2002, inclusive, admitiendo que las mediciones contables reexpresadas por el cambio en el poder adquisitivo de
la moneda hasta el momento de interrupción de los ajustes, como las que tengan fecha de origen en el período de
estabilidad, se consideren expresadas en moneda de diciembre de 2001. La CNV, a través de la Resolución
General N° 415 de fecha 25 de julio de 2002, requirió la presentación de información ajustada por inflación para
los estados contables que se presenten con posterioridad a la fecha de entrada en vigencia de dicha norma.
El método de reexpresión en moneda constante es aplicado a los valores de costos contables inmediatamente
anteriores a la activación de las diferencias de cambio, las que por representar un adelantamiento de los efectos
de las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda, son absorbidas por el efecto de la citada reexpresión.
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-48-
Con fecha 25 de marzo de 2003, el Poder Ejecutivo Nacional emitió el Decreto N° 664 estableciendo que los
estados contables de ejercicios que cierran a partir de dicha fecha sean expresados en moneda nominal. En
consecuencia, y de acuerdo con la Resolución N° 441 emitida por la CNV, la Sociedad discontinuó la
reexpresión de los estados contables a partir del 1 de marzo de 2003. Este criterio no está de acuerdo con normas
contables profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, que a través de la Resolución
N° 287/03 del CPCECABA, estableció la discontinuación en la aplicación del método de reexpresión de los
estados contables a partir del 1 de octubre de 2003. Sus efectos no afectan significativamente la situación
patrimonial de la Sociedad.
II. Contabilización de instrumentos financieros derivados
Los instrumentos financieros derivados son contabilizados a su valor corriente, 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 neto en
el rubro Resultados diferidos. 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, en el rubro, Resultados
financieros y por tenencia.
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 rubro Diferencias transitorias de medición de instrumentos derivados determinados como una
cobertura eficaz, 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 2008 y 2007 la Sociedad no mantiene posiciones de instrumentos financieros derivados.
Al 31 de diciembre 2006, la Sociedad mantenía contratos de ventas a término de dólares estadounidenses contra
pesos, por un valor nominal de U$S 18 millones, al tipo de cambio promedio de 3,26 pesos por dólar.
III. Criterios de valuación
Los principales criterios de valuación utilizados para la preparación de los estados contables son los siguientes:
- Activos y pasivos en moneda extranjera:
Se convirtieron a los tipos de cambio vigentes al cierre de cada ejercicio para la liquidación de las operaciones.
El resumen de los saldos en moneda extranjera se expone en el Anexo G.
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-49-
- Bienes de cambio:
Stock de petróleo crudo: al costo de reproducción.
Materias primas y materiales: de consumo habitual, a su costo de reposición; de baja rotación, al último precio
de compra reexpresado en moneda constante, según se indica en nota 2.I.
Productos en proceso y terminados correspondientes a las actividades de Refinación y Distribución,
Petroquímica y Gas y Energía: a su costo de reposición o de reproducción, según corresponda, y en el caso de
los bienes en proceso proporcionado en función al grado de avance del mismo.
Anticipos a proveedores: en función a las sumas de dinero entregadas.
Los valores obtenidos se computan con el límite del valor recuperable de estos activos.
- Inversiones:
Títulos públicos con cotización: a las cotizaciones vigentes al cierre de cada ejercicio, imputándose los
resultados generados por las variaciones en la cotización en el rubro Resultados financieros y por tenencia.
Certificados de depósito, préstamos a socios y colocaciones en sociedades integrantes del grupo económico: a
su valor nominal más el interés devengado al cierre de cada ejercicio, según las cláusulas específicas de cada
operación, ajustado a su valor recuperable en caso que se exceda dicho valor.
Fondos comunes de inversión: al valor de las cuotas parte al cierre de cada ejercicio.
Acciones - Participación en sociedades sobre las que se ejerce control, control conjunto o influencia
significativa: a su valor patrimonial proporcional. Para la determinación de dicho valor se han utilizado estados
contables de dichas sociedades al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006, o bien la mejor información contable
disponible a tales fechas, adaptada a igual período de tiempo.
En la determinación del valor patrimonial proporcional han sido considerados los ajustes para adaptar los
criterios de valuación a los de la Sociedad, los aportes irrevocables efectuados por terceros, la eliminación de
participaciones recíprocas, los resultados no trascendidos a terceros y los mayores o menores valores de
adquisición respecto al valor patrimonial al momento de la compra.
El valor patrimonial proporcional es ajustado a su valor recuperable en caso que exceda dicho valor.
Acciones - Participación en sociedades en las que no se ejerce control, control conjunto o influencia
significativa: al costo de adquisición reexpresado en moneda homogénea, según se indica en nota 2.I.
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-50-
- Créditos por ventas y deudas comerciales
Los créditos por ventas y las deudas comerciales han sido valuados al precio de contado estimado al momento
de la transacción, más los componentes financieros devengados, neto de las cobranzas o pagos efectuados,
respectivamente. De no encontrarse disponible el precio de contado, al precio nominal menos los intereses
implícitos calculados con la tasa efectiva de la fecha original de la transacción.
Los créditos por servicios incluyen los servicios facturados y no cobrados y aquellos devengados y no
facturados a la fecha de cierre de cada ejercicio.
El monto total de los créditos por ventas se encuentra, de corresponder, neto de una previsión para deudores de
dudoso cobro. 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.
- Créditos y deudas financieras
Los créditos y las deudas financieras han sido valuados de acuerdo con la suma de dinero neta entregada y
recibida, respectivamente, más los resultados financieros devengados sobre la base de la tasa explícita o a la
estimada en dicha oportunidad, neto de las cobranzas o pagos efectuados.
- Otros créditos y deudas
Los restantes créditos y deudas han sido valuados en base a la mejor estimación posible de la suma a cobrar y a
pagar, respectivamente, descontada utilizando la tasa estimada en el momento de su incorporación al activo y
pasivo, respectivamente, excepto por los activos y pasivos por impuestos diferidos que están expresados a
valores nominales.
- Bienes de uso:
Los bienes de uso, con las excepciones indicadas a continuación, han sido valuados al costo de adquisición
reexpresado en moneda homogénea, según se indica en nota 2.I, menos las correspondientes depreciaciones
acumuladas. 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.
Los bienes de uso 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, conforme al
método de conversión de operaciones en el exterior descripto en la Nota 2.IV.
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-51-
La Sociedad utiliza el método del esfuerzo exitoso para contabilizar las operaciones relacionadas con las
actividades de exploración y producción de petróleo y gas conforme a los lineamientos del Statement of
Financial Accounting Standard No. 19 (SFAS N°19) emitido por el Financial Accounting Standard Board de
los Estados Unidos. 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 SFAS 19, 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.
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.
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.
Los costos futuros estimados de abandono y taponamiento de pozos en las áreas de hidrocarburos, descontados
a una tasa estimada en el momento de su medición inicial, 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.
Para la depreciación del resto de los bienes de uso se utiliza el método de la línea recta, en función de la vida
útil estimada de los mismos.
El valor registrado de los bienes de uso no supera el valor recuperable de los mismos. La Dirección de la
Sociedad evalúa la recuperabilidad de los bienes de uso 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 un
grupo de activos puede ser no recuperable. El valor contable de un activo es ajustado a su valor recuperable en
caso que exceda dicho valor.
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-52-
Normativamente, se entiende como valor recuperable al mayor importe entre el valor neto de realización y el
valor de uso descontado, 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 ejercicios 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 grupo de activos se eleva al menor importe entre: a) la medición
contable que el activo o grupo de activos hubiera tenido si nunca se hubiese reconocido la pérdida por
desvalorización; y b) su valor recuperable.
- 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 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.
- Impuesto a las ganancias, a la ganancia mínima presunta, regalías hidroeléctricas y regímenes de retención a
las exportaciones de hidrocarburos:
La Sociedad y sus sociedades relacionadas estiman sobre bases individuales el impuesto a las ganancias
utilizando el criterio del impuesto diferido.
Para contabilizar el impuesto diferido se utiliza el método del pasivo, que establece la determinación de activos
o pasivos impositivos diferidos netos basados en las diferencias temporarias determinadas entre las mediciones
contables de activos y pasivos y sus correspondientes valuaciones impositivas. 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 por impuesto diferido han sido valuados a su valor nominal.
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-53-
Las tasas del impuesto a las ganancias vigentes al cierre del ejercicio en Argentina, Venezuela, Brasil, Perú,
Ecuador, Bolivia, Austria, Colombia y España son del 35%, 50%, 34%, 30%, 36,25%, 25%, 25%, 33% y 35%,
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%.
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. El crédito por impuesto a la ganancia mínima presunta ha sido valuado a su valor descontado.
Por la explotación del Complejo Hidroeléctrico Pichi Picún Leufú, a partir del año 2002, la Sociedad abona
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.
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.
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 U$S 60,90 por barril, para las exportaciones de
petróleo crudo se fija una alícuota de retenciones creciente que determina para una calidad de crudo estándar un
ingreso tope de U$S 42 por barril. Si el precio internacional varía entre U$S 45 y U$S 60,90 por barril, la
retención aplicable es del 45%. En el caso que el precio internacional esté por debajo de los U$S 45 por barril,
las autoridades deberán definir nuevas alícuotas en un plazo de 90 días. El mismo criterio se aplica a las
exportaciones de los productos derivados, tales como naftas, fuel oil y aceites lubricantes, para los que se
definieron distintos valores de corte y de referencia.
Con anterioridad, las alícuotas aplicables eran del 5% para los productos refinados, 20% para el GLP, y un
régimen especial para el petróleo crudo, con una base del 25% si el precio del barril de petróleo crudo era igual
o inferior a U$S 32 y retenciones adicionales crecientes en un rango entre el 3% y el 20%, según el precio por
barril de petróleo crudo varíaba entre U$S 32,01 y U$S 45, con una retención máxima del 45% cuando el
precio superaba los U$S 45.
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Gabriel E. Soifer
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-54-
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, 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.
- Pasivos por costos laborales:
Los pasivos por costos laborales se devengan en los ejercicios en los cuales 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 Energía.
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 es la suma
del valor presente de la obligación, neto de cualquier resultado actuarial no reconocido y del valor corriente de
los activos del plan, con los cuales se cancelarán directamente las obligaciones.
- Contingencias desfavorables:
Son situaciones existentes al cierre de cada ejercicio que pueden resultar en una pérdida, cuya materialización
depende de que uno o más eventos futuros ocurran o dejen de ocurrir. La evaluación de los pasivos contingentes
es realizada por la Dirección de la Sociedad en base a la opinión de los asesores legales y de los restantes
elementos de juicio disponibles.
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.
Si en la evaluación de la contingencia existe la probabilidad de que se materialice una pérdida y el monto puede
ser estimado, un pasivo es contabilizado en el rubro previsiones. 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 es expuesta en nota a los estados contables. Las
contingencias consideradas remotas no son expuestas, a menos que involucren garantías, en cuyo caso se
incluye en nota a los estados contables la naturaleza de las garantías.
El movimiento de las contingencias se exponen en la Nota 9.
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Gabriel E. Soifer
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-55-
- Resultados por acción básico y diluido:
El resultado por acción por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 fue calculado en
base a la cantidad de acciones en circulación durante cada ejercicio. Dado que la Sociedad no posee acciones
preferidas ni deuda convertible en acciones, el resultado por acción básico es igual al resultado por acción
diluido.
- Cuentas de patrimonio neto:
Se reexpresaron en moneda homogénea según se indica en la nota 2.I, excepto la cuenta Capital social, la cual
representa el capital suscripto e integrado. El ajuste derivado de su reexpresión se expone en la cuenta Ajuste
del capital.
La cuenta Costo de acciones de la sociedad controlante en cartera corresponde a las compras de acciones de
PEPSA por parte de Petrobras Energía, y se deducen del patrimonio neto al costo de adquisición, presentándose
en una línea por separado en el estado de evolución del patrimonio neto. Corresponde a 9.431.210 acciones
clase B de valor nominal $1, con un valor de costo y de libros de 33 y un valor de cotización de 21.
En la cuenta Resultados diferidos se agrupan las diferencias transitorias por la conversión de las operaciones del
exterior, netos de las diferencias de cambio originadas por el endeudamiento de la Sociedad denominado en
moneda extranjera designado como cobertura de la inversión neta en el exterior (ver nota 2.IV).
- Reconocimiento de ingresos:
Los ingresos por ventas de crudo, gas natural, productos petroquímicos y refinados se reconocen con la
transferencia del dominio de acuerdo a los términos de los contratos relacionados, lo cual se sustancia cuando el
cliente toma propiedad del producto, asumiendo sus riesgos y beneficios, los precios han sido determinados y la
cobrabilidad ha sido razonablemente asegurada.
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 2008, 2007 y 2006, la Sociedad mantiene registrado pasivos en concepto de desbalanceos de gas por un
importe de 6, 5 y 5, respectivamente, que corresponden a 135, 118 y 124 millones de metros cúbicos,
respectivamente.
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-56-
IV. Conversión de operaciones en el exterior
Para la conversión de los estados contables de las sociedades sobre las cuales participa, sucursales y consorcios en
el exterior, la Sociedad aplica el método de conversión previsto en la RT N° 18 de la FACPCE.
A criterio de la Dirección de la Sociedad, las operaciones realizadas en el exterior han sido clasificadas como no
integradas debido a que no constituyen una extensión de las operaciones propias de la Sociedad.
Al aplicar el método de conversión, las operaciones del exterior que tienen como moneda funcional al dólar
estadounidense son convertidas a dicha moneda de la siguiente manera:
-
Los activos y pasivos expresados a valores corrientes son convertidos a los tipos de cambio de cierre.
Los activos y pasivos medidos en valores históricos y los resultados son convertidos a los tipos de cambio
históricos.
Los resultados por conversión de las operaciones del exterior son reconocidos en el estado de resultados en la
cuenta Resultados financieros y por tenencia.
Con posterioridad, los activos, pasivos y resultados son trasladados a pesos de la siguiente manera:
-
Los activos y pasivos son trasladados a los tipos de cambio de cierre.
Los resultados son trasladados a los tipos de cambio históricos.
Los resultados por la traslación de las operaciones del exterior se presentan en el patrimonio neto en la cuenta
Resultados diferidos.
Las diferencias de cambio originadas por el endeudamiento nominado en moneda extranjera designado como
cobertura de la inversión neta en el exterior son igualmente imputadas en el patrimonio neto en la cuenta
Resultados diferidos.
V. Contabilización de las operaciones en consorcios hidrocarburíferos y sucursales
La Sociedad utiliza el método de consolidación proporcional para sus participaciones en los diferentes consorcios
de exploración y producción de hidrocarburos. Dicho método implica reconocer su porcentaje de participación
sobre los activos, pasivos, ingresos, costos y gastos en cada uno de los rubros de los estados contables.
Las sucursales han sido consolidadas línea por línea.
VI. Cambios en las normas contables profesionales
El 10 de agosto de 2005, el Consejo Directivo del CPCECABA aprobó la Resolución CD N° 93/2005, por medio
de la cual incorporó una serie de cambios en las normas contables profesionales, los cuales fueron aprobados por
la CNV a través de las Resoluciones Generales No. 485 y No. 487, con vigencia para los ejercicios iniciados a
partir del 1° de enero de 2006.
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-57-
A continuación se detallan los efectos de estos cambios en el patrimonio neto de la Sociedad al 31 de diciembre
de 2005:
(i) Para calcular la recuperabilidad de los bienes de uso y de ciertos activos intangibles se considera
como valor recuperable el mayor importe entre el valor neto de realización y el valor descontado de
los flujos de fondos esperados, eliminándose la primera comparación con el valor nominal de los
flujos netos de fondos esperados.
(ii) La diferencia entre el valor contable ajustado por inflación de los bienes de uso y otros activos no
monetarios y su base fiscal se considera como una diferencia temporaria que da lugar al
reconocimiento de un pasivo diferido, cuyos efectos de acuerdo a lo indicado por la R.G.N° 487 de
la CNV pueden contabilizarse o exponerse en nota a los estados contables. La Dirección de la
Sociedad optó por la registración contable de este efecto en línea con lo establecido por las normas
internacionales de contabilidad (IFRS).
(iii) Los resultados por la medición de instrumentos financieros derivados determinados como una
cobertura eficaz y los resultados por la traslación de las operaciones en el exterior neto de las
diferencias de cambio originadas por el endeudamiento denominado en moneda extranjera
designado como cobertura de la inversión neta en el exterior, dejan de exponerse como una partida
intermedia entre el pasivo y el patrimonio neto y se exponen al patrimonio neto.
VII - Cambios en los criterios de presentación respecto a los aplicados en los ejercicios anteriores
A los efectos de la presentación comparativa, se efectuaron las reclasificaciones necesarias sobre los estados
contables de los ejercicios anteriores para exponerlos sobre bases uniformes. La modificación de la información
comparativa no implica cambios en las decisiones tomadas en base a ella.
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-58-
3. Participación en áreas de petróleo y gas
Al 31 de diciembre de 2008, Petrobras Energía y sus sociedades relacionadas integran las áreas, uniones
transitorias de empresas y consorcios de petróleo y gas que se indican en el Anexo J. A dicha fecha, la
participación de las sociedades en los activos, pasivos, ingresos y gastos de los negocios conjuntos que integran, y
que se incluyen en los presentes estados contables, se expone en el Anexo K.
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 No. 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.
En diciembre de 2008 la Sociedad suscribió el Acta Acuerdo para extender por el término de diez años la vigencia
de las concesiones de explotación de Aguada de la Arena, Río Neuquén, Veta Escondida y Rincón de Aranda,
todas ellas localizadas en la provincia de Neuquén, con un pago relacionado de 56 (Nota 11.b).
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 del área de Colpa 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.
Compromisos de inversión
En Argentina, por su participación en los consorcios que tienen a su cargo la exploración de las áreas petroleras
Chirete, Hickmann, Río Colorado y Río Atuel, la Sociedad mantiene compromisos de inversión por
aproximadamente U$S 58 millones, los cuales incluyen principalmente la ejecución de trabajos de prospección
sísmica y la perforación de pozos exploratorios.
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-59-
Cambios en las participaciones en áreas de petróleo y gas
En febrero de 2007, Petrobras Energía a través de su sociedad controlada Petrobras Bolivia Internacional S.A.,
adquirió a ConocoPhillips las participaciones del 25,67% y 52,37% en los activos de Sierra Chata y Parva Negra,
respectivamente. La adquisición se estructuró a través de la compra de la compañía Burlington Resources Argentina
Holdings Limited, titular indirecta de las referidas participaciones. El precio acordado por las partes ascendió a U$S
77,6 millones, más ajustes, principalmente por las variaciones del capital de trabajo a la fecha de efectivización del
acuerdo. En septiembre de 2008 las autoridades regulatorias de aplicación otorgaron las autorizaciones a las cuales
se encontraba supeditada la citada operación.
En marzo de 2008, una vez obtenidas las autorizaciones regulatorias a las que se encontraba supeditada la
transacción, resultó efectiva la adquisición a Energy Development Corporation (Argentina), Inc., Sucursal
Argentina de las participaciones del 13,72% en los activos de El Tordillo y La Tapera - Puesto Quiroga por un
precio de U$S 117,5 millones.
En diciembre de 2008 la Sociedad ingresó con una participación del 33% en una asociación con Repsol-YPF en el
bloque CGSJ Marina-1 en la Cuenca del Golfo San Jorge. Adicionalmente ingresó con una participación del 33% en
otra asociación con Repsol YPF y Pan American en los bloques exploratorios CAA-40 y CAA-46 en la Cuenca
Malvinas.
En noviembre de 2007, Petrobras Energía vendió el 76,15% de los derechos y obligaciones que poseía en el área
Bajada del Palo, operación que implicó el reconocimiento de una utilidad de 62, expuesta en Otros (egresos)
ingresos netos (Nota 11.d).
En octubre de 2006 Petrobras Energía vendió el 100% de los derechos y obligaciones correspondientes a las
concesiones de las áreas Refugio Tupungato y Ataminsqui reconociendo una ganancia de 85 expuesta en Otros
(egresos) ingresos, netos (Nota 11.d).
4. Créditos por ventas y ventas netas
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-60-
Riesgo crediticio
La Sociedad, en el curso habitual de sus negocios, otorga crédito a una gran base de clientes, incluyendo
refinadoras, exportadoras de crudo, compañías petroquímicas, distribuidores de derivados del petróleo, compañías
generadoras de energía eléctrica, clientes minoristas, distribuidores de gas natural, grandes usuarios de
electricidad y distribuidores de energía eléctrica, entre otros.
Como consecuencia de la diversificación de la base de clientes y de las áreas geográficas de ventas, la Dirección
de la Sociedad considera que el riesgo crediticio es moderado. La Sociedad realiza permanentemente evaluaciones
crediticias de la capacidad financiera de sus clientes, lo cual minimiza el riesgo potencial de pérdidas por
incobrabilidad.
5. Bienes de cambio
La composición de los bienes de cambio corrientes y no corrientes se detalla a continuación:
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-61-
6. Inversiones, resultados de inversiones no corrientes y dividendos cobrados
La composición de las inversiones corrientes y no corrientes, los resultados de inversiones no corrientes y los
dividendos cobrados se detallan a continuación:
a) Inversiones
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-62-
b) Resultado de inversiones no corrientes
c) Dividendos cobrados
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-63-
I. Participación en sociedades en las que se ejerce control conjunto o influencia significativa con
restricciones sobre su disponibilidad
a) Distrilec:
Petrobras Energía mantiene una participación indirecta en Distrilec del 48,50%, a través de Petrobras Finance
Bermudas y Petrobras Electricidad de Argentina S.A. (“PEDASA”).
Distrilec puede modificar su participación y vender sus acciones en Edesur S.A. (“Edesur”) sólo con la previa
aprobación del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).
Asimismo, las acciones Clase “A” de Edesur se mantendrán prendadas durante todo el plazo de concesión,
como garantía de cumplimiento de las obligaciones asumidas en el Contrato de Concesión. Esta prenda no
interfiere en los derechos políticos o patrimoniales asociados a las acciones de Edesur.
Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, la valuación de la participación directa en PEDASA es de 394 y 371,
respectivamente, que incluye 122 y 132 correspondiente a ajustes incorporados para eliminar los resultados no
trascendidos a terceros. Asimismo, la Sociedad mantiene una participación indirecta en PEDASA por 36 y 34.
b) CIESA:
Los accionistas de CIESA, sociedad controlante de Transportadora de Gas del Sur S.A. (“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.
II. Situación tarifaria de las empresas de servicios públicos
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. En particular, la magnitud del impacto
devaluatorio, en un contexto de ingresos fijos, consecuencia de la pesificación de las tarifas, ha afectado 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, 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.
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-64-
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 Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos (“UNIREN”) bajo el ámbito
conjunto de los Ministerios de Economía y Producción y de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios.
La UNIREN tiene 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.
El 9 de octubre de 2008, y luego de que la UNIREN remitiera a TGS distintas propuestas en vista a lograr la
readecuación tarifaria del contrato de concesión, las cuales oportunamente habían sido evaluadas como
insuficientes, TGS suscribió con la UNIREN un acuerdo transitorio que establece un aumento tarifario del 20%
con efecto retroactivo a partir del 1 de septiembre 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. El aumento
tarifario entrará en vigencia una vez que el acuerdo transitorio sea ratificado por un decreto del Poder Ejecutivo
Nacional. La vigencia del acuerdo transitorio se extenderá hasta la fecha de entrada en vigencia del acuerdo de
renegociación integral de la licencia de transporte a suscribir con el Gobierno Nacional. En este sentido, 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%), cuyo propósito es la renegociación de los términos de la
licencia y la iniciación de un proceso de revisión tarifaria integral. A la fecha de emisión de los presentes estados
contables, TGS está evaluando dicha propuesta. 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.
En diciembre de 2008 se sancionó la Ley N° 26.456, la cual extendió hasta el 31 de diciembre de 2009 el plazo
para renegociar los contratos de obras y servicios públicos.
En junio de 2005, Edesur suscribió con la UNIREN una Carta de Entendimiento en el marco del proceso de
renegociación del Contrato de Concesión. Con base en dicha Carta de Entendimiento, en agosto de 2005 las partes
suscribieron un Acta Acuerdo que contiene, entre otras cuestiones, los términos y condiciones que, una vez
cumplidos los procedimientos previstos en la formativa aplicable, constituirán la base para la adecuación del
contrato de concesión. El documento preveía que entre la firma de la Carta de Entendimiento y el 30 de junio de
2006 se realizaría una revisión tarifaria integral (RTI) que permitiría fijar un nuevo régimen tarifario con vigencia a
partir del 1° de agosto de 2006 y para los siguientes 5 años. Asimismo, se preveía un período de transición para el
cual se acordó: (i) un régimen tarifario de transición a partir del 1° de noviembre de 2005 con un aumento en la
tarifa media del servicio no superior al 15%, aplicable a toda la categoría tarifaria con excepción de las tarifas
residenciales, (ii) un mecanismo de monitoreo de costos que habilita la revisión del ajuste tarifario, (iii)
limitaciones a la retribución del capital propio y de terceros durante el año 2006, (iv) compromisos de inversiones
para el año 2006, (v) estándares de calidad de prestación de servicio y (vi) limitaciones para que Distrilec
modifique su participación o venda sus acciones en Edesur. Con posterioridad la Resolución N° 864/2008 de la
Secretaría de Energía prorrogó la entrada en vigencia del regimen tarifario antes mencionado hasta el mes de
febrero de 2009.
Como condición previa a la ratificación del Acta Acuerdo por parte del PEN, Edesur y sus accionistas
suspendieron el trámite de todos los reclamos entablados o en curso, que se encontraran fundados en las medidas
dispuestas a partir de la situación de emergencia establecida por la Ley de Emergencia Pública respecto del
contrato de concesión.
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-65-
El Acta Acuerdo ha sido ratificada por el PEN el 28 de diciembre de 2006. El 5 de febrero de 2007 el ENRE
publicó en el Boletín Oficial la Resolución Nº 50/2007 aprobando los valores del Cuadro Tarifario de Edesur
vigentes desde el 1° de febrero de 2007, que se derivan del Régimen Tarifario de Transición previsto en el Acta
Acuerdo.
Al pasar a ser plenamente operativos los términos y condiciones del Acta Acuerdo referidos al Régimen Tarifario
de Transición, se efectivizó un aumento del 23% sobre los costos propios de distribución (que no afecta a las
tarifas residenciales T1R1 y T1R2), los costos de conexión y el servicio de rehabilitación que percibe Edesur, así
como un aumento adicional promedio del 5% sobre los mencionados costos propios de distribución destinado a la
ejecución de un plan de obras. Asimismo, el ENRE autorizó a aplicar a los costos ya referidos, y desde el 1° de
mayo de 2006, la variación positiva del 9,962% de los índices del mecanismo de monitoreo de costos dispuesto en
el Acta Acuerdo.
Con posterioridad, se emitieron las Resoluciones N° 1.838/2007 de la Secretaría de Energía y N° 867/2007 del
ENRE que aprobaron un ajuste por el mecanismo de monitoreo de costos establecido en el Acta Acuerdo, de
9,75% para el período transcurrido entre mayo de 2006 y abril de 2007, aplicable a partir de mayo de 2007.
Con fecha 31 de julio de 2008 el ENRE emitió la Resolución N° 324/2008, que en el marco del Régimen Tarifario
de Transición, aprueba para Edesur un nuevo cuadro tarifario con vigencia a partir del 1° de julio de 2008, el cual
determina aumentos escalonados de entre 10% y 30% a los usuarios residenciales con consumos mayores a 650
kilowatts bimestrales y del 10% a usuarios comerciales e industriales. Adicionalmente, contempla el traslado a
tarifa del Programa de Uso Racional de la Energía y el reconocimiento parcial del mecanismo de monitoreo de
costos por períodos posteriores.
Al 31 de diciembre de 2008 la valuación de las participaciones en CIESA y en Distrilec es de 198 y 585,
respectivamente, (incluyendo (216) y (82), correspondientes a ajustes incorporados para adaptar los criterios de
valuación de CIESA y Distrilec, a los de la Sociedad y 43 correspondientes al mayor valor de adquisición
registrado por la Sociedad respecto al valor patrimonial de Distrilec al momento de su compra).
Al 31 de diciembre de 2008,2007 y 2006, la valuación de CIESA incluye 110 por la transferencia a Enron de las
acciones de TGS.
La valuación contable de dichas participaciones no excede su valor recuperable.
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-66-
III. Venta de participaciones accionarias:
- Hidroneuquén S.A.
Con fecha 17 de enero de 2007, Petrobras Energía suscribió con el consorcio integrado por Merril Lynch, Pierce,
Fenner & Smith Inc. y Sociedad Argentina de Energía S.A., un contrato para la venta de su tenencia accionaria del
9,19% de Hidroneuquén S.A., sociedad tenedora del 59% del capital social de Hidroeléctrica Piedra del Aguila
S.A. El precio de venta ascendió a U$S 15 millones, lo cual determinó una utilidad de 23, incluida en Otros
(egresos) ingresos, netos (Nota 11.d).
- Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica Citelec S.A. (Citelec)
En cumplimiento del compromiso de desinversión en Citelec asumido por Petrobras Energía S.A. ante el
Gobierno Nacional en oportunidad de la aprobación por parte del la Comisión Nacional de Defensa de la
Competencia de la compraventa de acciones que componen el capital mayoritario de Petrobras Energía
Participaciones S.A. por parte de Petrobras Participaciones S.L., con fecha 19 de julio de 2007, Petrobras Energía
suscribió un contrato para la transferencia de su tenencia accionaria del 50% en Citelec a Energía Argentina S.A.
(“Enarsa”) y Electroingeniería S.A. en partes iguales. En diciembre de 2007 se obtuvieron las aprobaciones de los
organismos regulatorios y de las autoridades correspondientes y se cumplieron las demás condiciones a las que
estaba subordinada la transacción.
La venta se realizó por un precio de U$S 54 millones y no generó resultados significativos.
Al 31 de diciembre de 2006 la valuación de la participación en Citelec, neta de una previsión por desvalorización
de 35, era de 167 e incluía (86) de ajustes incorporados para adaptar los criterios de valuación a los de la
Sociedad.
- Yacylec S.A. (Yacylec)
El 19 de julio de 2007, Petrobras Energía firmó con Electroingeniería S.A un contrato de compraventa de acciones
para la transferencia de su tenencia del 22,22% en Yacylec. La citada operación resultó autorizada por el ENRE en
diciembre de 2007. El precio de venta ascendió a U$S 6 millones y determinó una utilidad de 16, incluida en
Otros (egresos) ingresos netos (Nota 11.d).
- Petroquímica Cuyo S.A.I.C.
Con fecha 31 de diciembre de 2007, Petrobras Energía suscribió con Admire Trading Company S.A. y con Grupo
Inversor Petroquímica S.L., un contrato de compraventa de acciones para la transferencia de su tenencia del 40%
de Petroquímica Cuyo S.A.I.C. El precio de venta ascendió a U$S 32 millones, lo cual determinó una utilidad de
40, incluida en Otros (egresos) ingresos netos (Nota 11.d).
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- Petrobras de Valores Internacional de España S.L.
En diciembre de 2007 Petrobras Energía vendió a Petrobras Internacional – Braspetro B.V. el 40% de su
participación accionaria en PVIE, empresa holding cuyo activo principal es la tenencia del 99,79% del capital
social de Petrobras Energía Perú S.A.
El precio pactado ascendió a U$S 423,3 millones, más una compensación contingente, a ser definida entre las
partes en la eventualidad de un descubrimiento comercial en el prospecto Kinteroni del Lote 57. La transacción
representó una utilidad de 1.014, incluida en Otros (egresos) ingresos netos (Nota 11.d).
En enero de 2008, Petrobras Energía anunció un descubrimiento de gas y condensado en el prospecto Kinteroni, el
cual se encuentra aún en etapa de evaluación. Actualmente el operador realiza distintos estudios de reservorios y
trabajos de preparación para actividades futuras, con el objetivo de definir el potencial hidrocarburífero del lote.
De acuerdo con lo previsto en los términos y condiciones del respectivo contrato de compraventa de acciones, las
partes acordaron compartir el poder de definir y dirigir las políticas operativas y financieras de PVIE (Nota 1.a
a los estados contables consolidados).
7. Financiación
El detalle de los préstamos al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 es el siguiente:
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Gabriel E. Soifer
Socio
-68-
I. Programas globales de obligaciones negociables
Programa global de U$S 2.500 millones:
Al 31 de diciembre de 2008, bajo este programa, cuyo vencimiento operó el 4 de mayo de 2008, se encuentran en
circulación:
- Clase H, por un valor nominal de U$S 181,5 millones, con vencimiento en mayo de 2009, a una tasa de
interés del 9% anual.
- Clase I, por un valor nominal de U$S 349,2 millones, con vencimiento en julio de 2010, a una tasa de interés
del 8,125% anual.
- Clase N, por un valor nominal de U$S 97 millones, con dos amortizaciones de capital, una del 9,9099% del
valor nominal cancelada en la fecha de emisión, 24 de enero de 2003, y el remanente en junio de 2011, a una
tasa de interés anual de Libo de seis meses más un spread del 1%.
- Clase R; por un valor nominal de U$S 200 millones, con vencimiento en octubre de 2013, a una tasa de
interés anual del 9,375% anual.
- Clase S, por un valor de U$S 300 millones, con vencimiento en mayo de 2017, a una tasa de interés del
5,875% anual. La Clase S cuenta con el respaldo de un contrato de compra Standby Purchase Agreement
provisto por Petrobras, según el cual, en caso de falta de pago del capital, intereses y cualquier otro monto
adeudado por la Sociedad respecto de la Clase S, Petrobras estará obligada a comprar los derechos de los
tenedores de las Obligaciones Negociables de recibir dichos pagos.
El destino de los fondos ingresados por la emisión de obligaciones negociables ha sido la refinanciación de pasivos,
la recomposición del capital de trabajo, inversiones en activos físicos situados en Argentina, o aportes de capital en
sociedades, con aplicación de los fondos a los fines descriptos anteriormente.
Las deudas originadas por las emisiones vigentes se exponen netas de la porción a devengar de los descuentos de
emisión y de los costos incurridos por dichas emisiones.
Programa global de U$S 1.000 millones:
La Asamblea General Ordinaria de Accionistas de Petrobras Energía celebrada el 28 de marzo de 2008 aprobó la
constitución de un programa global de emisión de obligaciones negociables por hasta un monto máximo de capital en
circulación en cualquier momento de U$S 1.000 millones o su equivalente en otras monedas, con una vigencia de 5
años, o el plazo máximo que pueda ser fijado por la futura regulación que resulte aplicable, con idénticos términos y
condiciones que el programa global de U$S 2.500 millones. La creación del Programa fue autorizada por Resolución
N° 15.947 de la CNV de fecha 7 de agosto de 2008.
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-69-
II. Cláusulas de cross default
Las obligaciones negociables 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,
puede declarar vencido la totalidad de los importes adeudados, en caso que cualquier endeudamiento de la Sociedad o
de sus subsidiarias significativas no sea cancelado al vencimiento, siempre que dichos importes vencidos y no
pagados excedan el mayor de U$S 25 millones o el 1% del patrimonio neto de Petrobras Energía al momento de
dichos vencimientos, y siempre que el incumplimiento no haya sido anulado o subsanado dentro de los 30 días de
recibida la notificación de incumplimiento.
A la fecha de emisión de los presentes estados contables Petrobras Energía ha cumplido con todas las cláusulas y
requisitos relacionados con su endeudamiento financiero.
8. Fondo para las Inversiones Necesarias que permitan Incrementar la Oferta de Energía Eléctrica en el
Mercado Eléctrico Mayorista (FONINVEMEM)
A través de la Resolución N° 712/04, la Secretaría de Energía creó un fondo de inversión denominado
FONINVEMEM I, con el propósito de alentar a los acreedores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a participar
en inversiones orientadas a aumentar la oferta disponible de generación eléctrica en Argentina. En 2007, a través de
la Resolución N° 564/07, la Secretaría de Energía convocó a los agentes del MEM para participar en un nuevo
llamado del FONINVEMEM II, cuyo objetivo ha sido complementar el financiamiento del FONINVEMEM I.
El financiamiento del FONINVEMEM I y II se realizó a través de los aportes del 65% y del 50% de las acreencias
que se configuraron en los períodos 2004-2006 y en el año 2007, respectivamente, respecto del margen entre el
precio de venta de la energía y el costo variable de su generación. Los fondos aportados por todos los acreedores
privados del MEM totalizaron aproximadamente U$S 816 millones, de los cuales Petrobras Energía aportó U$S 55
millones, U$S 39 millones correspondientes al FONINVEMEM I y U$S 16 millones al FONINVEMEM II.
El 17 de octubre de 2005 y bajo los términos de la Resolución N° 1.193 de la Secretaría de Energía, Petrobras
Energía conjuntamente con otros acreedores del MEM manifestaron formalmente su decisión de gestionar la
construcción, operación y mantenimiento de dos centrales de al menos 800 MW cada una. El costo estimado para la
construcción de ambas centrales es de aproximadamente U$S 1.300 millones, el cual se financiará con los aportes al
FONINVEMEM I y II, y el saldo restante con un cargo adicional a la demanda y con aportes del Estado Nacional.
Para la compra de equipos y la construcción, operación y mantenimiento de las centrales se crearon dos fideicomisos
en el ámbito de CAMMESA. Los fondos correspondientes al FONINVEMEM y el cargo específico serán
depositados en los 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 actúan por cuenta y orden de los respectivos fideicomisos. Estas centrales tendrán
un contrato de suministro de energía eléctrica por 10 años con CAMMESA por el 80% de la energía generada, con un
precio que le permita cubrir todos sus costos y el pago de las liquidaciones del FONINVEMEM, pudiendo las
sociedades disponer libremente del 20% restante de la energía generada. Al finalizar el contrato de suministro, se
transferirá a las sociedades generadoras la titularidad de los activos fideicomitidos.
Al 31 de diciembre de 2008 están habilitadas comercialmente y operando las turbinas de gas de las Centrales
Termoeléctricas Manuel Belgrano y José de San Martín. Se estima que ambas centrales operarán a ciclo combinado
en el primer semestre de 2009.
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Gabriel E. Soifer
Socio
-70-
Petrobras Energía, al igual que los otros acreedores del MEM, recuperará los fondos aportados en el FONINVEMEM
I, convertidos a U$S y ajustados con una tasa de interés libo + 1% anual, en 120 cuotas mensuales con los fondos
percibidos por los fideicomisos durante la vigencia del contrato de suministro de energía eléctrica con CAMMESA,
mientras que los fondos aportados al FONINVEMEM II serán recuperados mediante su aplicación a proyectos de
generación de energía adicional según lo establece la Resolución N° 1.281/2006 de la Secretaría de Energía, a
condición de, como mínimo, cuadruplicar dicho aporte con la nueva inversión. Con fecha 18 de abril de 2008, la
Secretaría de Energía calificó bajo los términos de dicha resolución el proyecto de construcción de una nueva central
termoeléctrica de 170 mega watts a erigirse en un predio próximo a la actual Central Genelba. La Secretaría de
Energía instruyó a CAMMESA para que reintegre a Petrobras Energía los fondos aportados al FONINVEMEM II
conforme lo normado en la Resolución N° 564/07, en virtud de lo cual al 31 de diciembre de 2008 Petrobras Energía
recibió U$S 4,5 millones.
9. Previsiones
El movimiento de las previsiones en los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 se expone a
continuación:
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Gabriel E. Soifer
Socio
-71-
a) 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 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.
b) 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. Adicionalmente, la Sociedad mantiene litigios
no significativos referidos a cuestiones ambientales. 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 en los resultados de las operaciones de la Sociedad.
10. Capital social
Al 31 de diciembre de 2008, el capital de la Sociedad asciende a 1.010, se encuentra totalmente suscripto,
integrado y autorizado a oferta pública.
Evolución del capital social en los últimos tres ejercicios sociales:
Acciones ordinarias de V/N $ 1 y de 1 voto
31/12/08
31/12/07
31/12/06
1.010
1.010
1.010
Por resolución de las Asambleas Especiales Extraordinarias de Accionistas de las Clases A y B del 28 de marzo de
2008, las acciones “Clase A” se convirtieron en acciones “Clase B”, por lo cual, a partir de esa fecha, el capital
social de la Sociedad está representado por una sola clase de acciones (Acciones Clase B).
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Gabriel E. Soifer
Socio
-72-
11. Otros créditos, otros pasivos, otros resultados operativos y otros (egresos) ingresos, netos
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-73-
(1) Nota 3 a los estados contables consolidados.
12. Impuesto a las ganancias e impuesto diferido
A continuación, se detalla la composición del impuesto a las ganancias incluido en el estado de resultados y la
composición del impuesto diferido:
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Gabriel E. Soifer
Socio
-74-
(1) 175 incluidos en Otros créditos no corrientes y 694 en Cargas fiscales no corrientes
(4) 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.
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-75-
Seguidamente, se muestra la conciliación entre el impuesto a las ganancias incluido en el estado de resultados y el
que resultaría de aplicar a la ganancia contable (antes del impuesto a las ganancias) la tasa impositiva vigente del
35%:
Los quebrantos pueden ser utilizados hasta las fechas indicadas a continuación:
13. Beneficios sociales y otros beneficios para el personal
Plan de contribuciones definidas:
•
Plan Complementario de Pensión para el Personal
En noviembre de 2005 el Directorio de Petrobras Energía 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 Energía realiza aportes a un fideicomiso en una cuantía
equivalente a las contribuciones 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.
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-76-
En los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006, Petrobras Energía contabilizó bajo tal
plan pérdidas de 8, 7 y 3, respectivamente.
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, 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 Energía 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.
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. En función a ello,
los fondos se invierten principalmente en bonos del gobierno americano, papeles comerciales con calificación
de riesgo A1 o P1, fondos comunes de inversión con calificación de riesgo AAAm y depósitos a plazo fijo en
entidades de Estados Unidos de América con calificación de riesgo A+ o superior. El Bank of New York
Mellon es el agente fiduciario, siendo Watson Wyatt 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 Energía podrá optar por disponer del mismo,
para lo cual deberá efectuar la comunicación correspondiente al agente fiduciario.
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-77-
Al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006, la información actuarial más relevante relacionada con los planes de
pensión de beneficios definidos descriptos es la siguiente:
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-78-
Plan de opciones de acciones
Con el objeto de lograr un mayor grado de alineación entre los intereses de los ejecutivos y de los accionistas, la
Sociedad mantuvo un Programa de incentivos a largo plazo.
En el marco de este Programa, el Directorio de Petrobras Energía aprobó los planes para los años 2001 (“Plan
2001”) y 2000 (“Plan 2000”), dirigidos a altos ejecutivos de Petrobras Energía. Ambos planes consistían en la
entrega del derecho al ejercicio de opciones a recibir acciones de Petrobras Energía Participaciones S.A. o su
equivalente en efectivo, conforme se especifica a continuación:
Plan 2001
i) 5.364.125 opciones para recibir el valor resultante de la diferencia positiva entre el valor promedio de
cotización de la acción en Nueva York en los veinte días anteriores a la fecha de ejercicio de la opción y 1,64
pesos por acción, por dicha cantidad de opciones (“derecho de apreciación”).
ii) 596.014 opciones para recibir igual número de acciones sin costo para los beneficiarios, pudiendo ser
ejercidas a partir del 5 de marzo de 2005 (“valor pleno”).
El 5 de marzo de 2007 expiró la fecha de ejercicio de ambas clases de opciones, habiéndose ejercido derechos
de apreciación por 5.163.657 y opciones de valor pleno por 569.124, canceladas en ambos casos primariamente
en efectivo.
Plan 2000
i) 3.171.137 opciones para recibir el valor resultante de la diferencia positiva entre el valor promedio de
cotización de la acción en Nueva York en los veinte días anteriores a la fecha de ejercicio de la opción y 1,48
pesos por acción, por dicha cantidad de opciones (“derecho de apreciación”).
ii) 352.347 opciones para recibir igual número de acciones sin costo para los beneficiarios, pudiendo ser
ejercidas a partir del 29 de mayo de 2004 (“valor pleno”).
El 29 de mayo de 2006 expiró la fecha de ejercicio de ambas clases de opciones, habiéndose ejercido
derechos de apreciación por 2.873.037 y opciones de valor pleno por 343.596, canceladas en ambos casos
primariamente en efectivo.
El costo de estos planes ha sido reconocido periódicamente de acuerdo al devengamiento del derecho de su
ejercicio y ajustado sobre la base de la evolución de la cotización de la acción. En los ejercicios terminados el
31 de diciembre de 2007 y 2006, el cargo a resultados correspondiente ascendió a 1 y 3, respectivamente.
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-79-
La información correspondiente a los planes de acciones de la sociedad es el siguiente:
14. Saldos y operaciones con sociedades pertenecientes al mismo grupo económico
Los saldos al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 por operaciones con sociedades controladas y vinculadas son
los siguientes:
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-80-
Las principales operaciones por los ejercicios económicos terminados el 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006
con dichas sociedades son las siguientes:
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-81-
15. Grupo de Control
Petrobras Energía Participaciones es la sociedad controlante de Petrobras Energía, con una participación accionaria
del 75,8%. Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS (“Petrobras”), a través de Petrobras Participaciones, S.L., una
subsidiaria de su total propiedad, es el accionista controlante de Petrobras Energía Participaciones, con una
participación accionaria del 58,6%.
Adicionalmente, Petrobras Participaciones S.L. posee acciones representativas del 22,8% del capital social de la
Sociedad.
Petrobras es una compañía brasilera cuyos negocios se concentran en exploración, producción, refinación,
comercialización y transporte de petróleo y sus derivados en el Brasil y en el exterior.
16. Hechos posteriores
Excepto por lo mencionado en las restantes notas, 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 2008, ni los resultados de sus operaciones por el ejercicio
finalizado en esa fecha.
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
Contador Público U.B.A.
-82-
Presidente
ANEXO A
BALANCES GENERALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2008, 2007 Y 2006
BIENES DE USO
(1) Expuesto neto de una previsión por desvalorización de 151 y 170 al 31 de diciembre de 2007 y 2006,
respectivamente (Nota 9).
(2) Anexo H.
(3) Ver nota 2.III
(4) Incluye 121 por la reversión de desvalorización de activos en Argentina, imputados en Otros (egresos) ingresos,
netos (Nota 11.d)
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
-83-
Presidente
ANEXO C
BALANCES GENERALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2008, 2007 Y 2006
INVERSIONES EN ACCIONES
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
-84-
Presidente
ANEXO F
ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2008, 2007 Y 2006
COSTOS DE VENTAS
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
-85-
Presidente
ANEXO G
ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDA EXTRANJERA
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
-86-
Presidente
ANEXO H
INFORMACIÓN REQUERIDA POR EL ART. 64, APARTADO I, INC. b) DE LA LEY N° 19.550
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
-87-
Presidente
ANEXO I
APERTURA DE COLOCACIONES DE FONDOS, CREDITOS, PRESTAMOS Y OTRAS DEUDAS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2008
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
-88-
Presidente
ANEXO J
PARTICIPACIÓN EN AREAS DE PETROLEO Y GAS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2008
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
-89-
Presidente
ANEXO K
PARTICIPACIÓN EN NEGOCIOS CONJUNTOS
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
JUAN C. CINCOTTA
-90-
Presidente
INFORMACION ADICIONAL A LAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES
ART. N° 68 DEL REGLAMENTO DE LA
BOLSA DE COMERCIO DE BUENOS AIRES
BALANCE GENERAL AL 31 DE DICIEMBRE DE 2008
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 nota 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
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-1-
5) Las participaciones en sociedades del artículo 33 de la Ley N° 19.550 se exponen en el Cuadro I Anexo
“I” a los estados contables consolidados.
El detalle de los saldos deudores y acreedores por sociedad se expone en Nota 14 a los estados contables
individuales y su clasificación por vencimiento y por los efectos financieros que su mantenimiento produce es
la siguiente:
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-2-
- Clasificación según los efectos financieros que produce su mantenimiento:
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-3-
6) No existen ni hubo durante el período 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 la determinación del costo de reposición de los bienes de cambio, en aquellos items de consumo
habitual y de mayor significatividad, la Sociedad se basa en listas de precios de los proveedores y/o
facturas de compras cercanas al cierre. Para los demás bienes se utiliza el costo de última compra. Para el
caso del stock de petróleo, la Sociedad calcula el costo de reproducción en base al costo de reposición del
último mes.
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.
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-4-
12) El valor recuperable considerado para los bienes de cambio, bienes de uso y otros activos 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 del valor de utilización económica, tomando para ello el
valor neto de los ingresos y costos futuros.
13) Los seguros vigentes al cierre del período se detallan a continuación:
Riesgo cubierto
Suma asegurada
Valor contable
7.676
4.170
Incendio
Edificio, instalaciones,
Plantas de generación de
Electricidad, Plantas de
refinación y petroquímicas,
yacimientos y contenido
El Directorio considera que los riesgos corrientes se encuentran suficientemente cubiertos.
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 la Nota 9 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.
16) No existen adelantos irrevocables a cuenta de futuras suscripciones.
17) No existen dividendos acumulativos impagos de acciones preferidas.
18) No existen restricciones a la distribución de utilidades.
Buenos Aires, 10 de febrero de 2009
Juan C. Cincotta
CPCECABA T° 45 F°71
Presidente
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
-5-
INFORME DE LOS AUDITORES SOBRE ESTADOS CONTABLES
A los señores Accionistas, Presidente y Directores de
Petrobras Energía S.A.
Domicilio legal: Maipú 1, piso 22
Ciudad Autónoma de Buenos Aires
C.U.I.T. 30-50407707-8
1.
Hemos examinado el balance general de Petrobras Energía S.A. (“PESA”) al 31 de diciembre de 2008, 2007 y
2006, los correspondientes estados de resultados, de evolución del patrimonio neto y de flujo de efectivo por los
ejercicios finalizados en esas fechas, sus notas 1 a 16 y anexos A, C, F, G, H, I, J y K. Asimismo, hemos
examinado el balance general consolidado de la Sociedad y sus sociedades controladas y bajo control conjunto
al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006, los correspondientes estados consolidados de resultados y de flujo de
efectivo por los ejercicios finalizados en esas fechas, sus notas 1 a 10 y anexos A, C, E, F, G, H, I y K,
presentados como información complementaria.
2.
El Directorio y la Gerencia son responsables por la preparación y adecuada presentación de dichos estados
contables de acuerdo con las normas contables vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, República
Argentina, y las normas pertinentes de la Comisión Nacional de Valores para la preparación de estados
contables. Esta responsabilidad incluye: (a) el diseño, implementación y mantenimiento de un control interno
apropiado de manera que los estados contables no contengan distorsiones significativas debidas a errores o
irregularidades; (b) la selección de políticas contables apropiadas, y (c) la preparación de estimaciones
contables razonables en las circunstancias. Nuestra responsabilidad es expresar una opinión sobre los estados
contables basada en nuestra auditoría.
3.
Excepto por lo mencionado en el párrafo 4., realizamos nuestra auditoría de acuerdo con normas de auditoría
vigentes en la República Argentina. Dichas normas requieren que planifiquemos y ejecutemos la auditoría para
obtener una seguridad razonable de que los estados contables no contienen errores significativos. Una auditoría
implica realizar procedimientos sobre bases selectivas para obtener elementos de juicio sobre las cifras y
aseveraciones expuestas en los estados contables. Los procedimientos seleccionados dependen de nuestro juicio
profesional, incluyendo la evaluación del riesgo de que los estados contables contengan distorsiones
significativas debidas a errores o irregularidades. Al realizar esta evaluación del riesgo, consideramos el control
interno existente en la Sociedad relativo a la preparación y adecuada presentación de los estados contables con
la finalidad de seleccionar los procedimientos de auditoría apropiados en las circunstancias, pero no con el
propósito de expresar una opinión sobre la efectividad del control interno de la Sociedad. Como parte de la
auditoría se evalúan asimismo las normas contables utilizadas, las estimaciones significativas hechas por la
Gerencia y la presentación de los estados contables en su conjunto. Consideramos que la evidencia de auditoría
que hemos obtenido, junto con el informe de los otros auditores que se menciona en el párrafo 8., es suficiente y
apropiada para sustentar nuestra opinión profesional.
4.
No hemos podido obtener estados contables auditados que sustenten el valor registrado por las inversiones
directas e indirectas en las sociedades mixtas Petroritupano S.A., Petrowayú S.A., Petrokariña S.A. y PetrovenBras S.A. (operadoras de determinadas áreas de hidrocarburos en Venezuela) que asciende a un monto neto de
previsiones de $ 1.466.000.000 en los estados contables individuales y consolidados al 31 de diciembre de
2008, o la participación de PESA en la utilidad de dichas sociedades por un monto neto de $ 338.000.000
incluida en los resultados individuales y consolidados de la Sociedad por el ejercicio finalizado en esa fecha.
Tampoco hemos podido satisfacernos por otros procedimientos de auditoría acerca del valor registrado de las
inversiones en las referidas sociedades mixtas o de la participación en el resultado de las mismas.
5.
Conforme se indica bajo el título Operaciones en Venezuela en la nota 3 a los estados contables consolidados, la
Sociedad ha estimado sobre la base de la mejor información disponible a cada fecha el valor recuperable al 31
de diciembre de 2008, 2007 y 2006 de: (i) sus inversiones directas e indirectas en las sociedades mixtas
referidas en el párrafo 4., y (ii) los otros créditos que podría utilizar 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. La materialización de ciertas estimaciones realizadas por la Sociedad depende de hechos y acciones
1
futuras, algunos de los cuales están fuera de su control directo y, por lo tanto, generan incertidumbre acerca de
su concreción futura. La resolución de dicha incertidumbre podría afectar el valor registrado de estos activos.
6.
De acuerdo con lo mencionado bajo el título Operaciones en Ecuador en la nota 3 a los estados contables
consolidados, a partir de 2006, y con especial énfasis durante el año 2007, el Gobierno Ecuatoriano ha
impulsado reformas tributarias y regulatorias focalizadas particularmente en la industria de los hidrocarburos. El
conjunto de estos cambios modificó las condiciones establecidas en oportunidad del otorgamiento de los
contratos de participación, afectando las previsiones de rentabilidad de los proyectos, con el consecuente
impacto en la evaluación de su recuperabilidad. La Sociedad ha estimado el valor recuperable de sus activos en
Ecuador al 31 de diciembre de 2008 y 2007 sobre la base de la mejor información disponible a dichas fechas.
La materialización de ciertas estimaciones realizadas por la Sociedad depende de hechos y acciones futuras,
algunos de los cuales están fuera de su control directo y, por lo tanto, generan incertidumbre acerca de su
concreción futura. La resolución de dicha incertidumbre podría afectar el valor registrado de estos activos.
7.
Según se describe en la nota 6 a los estados contables individuales, Compañía de Inversiones de Energía S.A.
(“CIESA”) y su sociedad controlada Transportadora de Gas del Sur S.A. (“TGS”) han sido afectadas
negativamente por la adopción por parte del Gobierno Argentino de varias medidas económicas, incluyendo la
pesificación de sus tarifas, la renegociación de la licencia (la cual se encuentra en proceso) y la devaluación del
peso. Adicionalmente, CIESA ha suspendido el pago de sus deudas financieras, y el acuerdo de refinanciación
de las mismas celebrado en septiembre de 2005 venció el 31 de diciembre de 2008, habiendo los acreedores
financieros manifestado en enero de 2009 su decisión de terminar con el mismo. Incluso cuando, según se
menciona en la nota 4 a los estados contables consolidados, entre mayo y junio de 2007 TGS logró culminar
exitosamente un proceso de refinanciación de su deuda a fin de mejorar su perfil de endeudamiento, la situación
descripta más arriba acerca de TGS genera incertidumbre respecto del desarrollo futuro de los negocios
regulados de esta compañía y consecuentemente sobre los flujos de fondos y resultados futuros de CIESA, los
cuales dependen de los ingresos provenientes de su inversión en su compañía controlada TGS. Los estados
contables de CIESA al 31 de diciembre de 2008 y 2007, utilizados por PESA para: (i) valuar su inversión en
aquélla mediante el método del valor patrimonial proporcional en sus respectivos estados contables individuales
a esas fechas, y (ii) incorporarlos por el método de consolidación proporcional en los respectivos estados
contables consolidados de PESA, fueron preparados por dicha sociedad utilizando principios contables
aplicables a una empresa en marcha. Por lo tanto, dichos estados contables no incluyen los efectos de los
eventuales ajustes y reclasificaciones, si los hubiere, que podrían requerirse de no resolverse favorablemente las
situaciones descriptas anteriormente. Asimismo, la resolución de las incertidumbres antes mencionadas podría
determinar que las premisas utilizadas por la sociedad CIESA para elaborar las proyecciones relacionadas con
la determinación del valor recuperable de sus activos no corrientes no se concreten en el futuro. Los estados
contables individuales y consolidados de PESA al 31 de diciembre de 2008 y 2007 no incluyen ningún ajuste o
reclasificación que podrían resultar de la resolución de estas incertidumbres.
Los montos de la participación directa e indirecta de PESA en el patrimonio neto de CIESA al 31 de diciembre
de 2008 y 2007 considerados por aquélla en sus estados contables individuales antes de dar efectos a los ajustes
descriptos en la nota 6 a los estados contables individuales ascienden a $ 305.220.000 y $ 334.305.000
respectivamente, mientras que los montos de la participación de PESA en las pérdidas de CIESA por los
ejercicios finalizados en las referidas fechas ascienden, respectivamente, a $ 29.111.000 y $ 6.850.000.
Asimismo, los activos y las ventas netas de CIESA incorporados por el método de consolidación proporcional
en los estados contables consolidados de PESA representan, luego de dar efecto a los ajustes que se mencionan
en la señalada nota 6, aproximadamente el 11% y el 4% de los respectivos totales consolidados al 31 de
diciembre de 2008 y por el ejercicio finalizado en esa fecha, y aproximadamente el 12% y el 4% de los
respectivos totales consolidados al 31 de diciembre de 2007 y por el ejercicio finalizado en esa fecha.
8.
Los estados contables de CIESA al 31 de diciembre de 2006 fueron auditados por otros profesionales cuyo
informe de auditoría de fecha 5 de febrero de 2007 nos ha sido proporcionado. Nuestra opinión vertida en el
párrafo 10, en lo que se refiere a las cifras incluidas para CIESA antes de dar efecto a los ajustes introducidos
por la Sociedad mencionados en la nota 6 a los estados contables individuales, se basa en los informes de
auditoría de los referidos profesionales.
2
El informe de auditoría de los otros profesionales contenía: (a) una salvedad determinada por la falta de
reconocimiento de los efectos de las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda originados entre el 1° de
marzo y el 30 de septiembre de 2003, cuestión que en opinión de los otros auditores de CIESA era requerida por
las normas contables profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires pero no aceptadas por las
normas pertinentes de la Comisión Nacional de Valores, y (b) salvedades indeterminadas derivadas de las
incertidumbres descriptas en el párrafo 7. Los estados contables individuales y consolidados de PESA al 31 de
diciembre de 2006 presentado a efectos comparativos no incluyen ningún ajuste o reclasificación que podrían
resultar de la resolución de estas incertidumbres.
El monto de las participaciones directas e indirectas de PESA al 31 de diciembre de 2006 en el patrimonio y en
la ganancia del ejercicio de CIESA a dicha fecha considerado por aquélla en sus estados contables individuales
antes de dar efectos a los ajustes señalados anteriormente asciende, respectivamente, a un total de $ 341.105.000
y a un total de $ 60.481.000. Asimismo, las participaciones de la Sociedad en los activos y ventas netas que
surgen de los estados contables de CIESA incorporados por el método de consolidación proporcional en los
estados contables consolidados de PESA a la fecha señalada y antes de los ajustes indicados precedentemente
representan aproximadamente el 13% y 6%, de los respectivos totales consolidados al 31 de diciembre de 2006
y por el ejercicio finalizado a dicha fecha.
9.
Con fecha 12 de febrero de 2008 hemos emitido nuestra opinión sobre los estados contables individuales y
consolidados de Petrobras Energía S.A. por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2007 y 2006 y sus
respectivas notas y anexos que se presentan para fines comparativos. Nuestro informe incluyó, entre otras, una
salvedad determinada por limitación en el alcance por no haber contado con estados contables auditados al 31
de diciembre de 2007 ni haber podido examinar a esa fecha evidencia relacionada con el valor registrado de las
inversiones en las sociedades relacionadas Petrobras de Electricidad de Argentina S.A. (“PEDASA”) y
Refinería del Norte S.A. (“Refinor”), con la participación en los resultados de dichas inversiones y con los
valores incorporados por consolidación proporcional con relación a Distrilec Inversora S.A. (“Distrilec”).
Con posterioridad a la emisión de nuestro informe antes mencionado, los informes de auditoría sobre los
estados contables al 31 de diciembre de 2007 de PEDASA, Refinor y Distrilec fueron emitidos por otros
profesionales y los mismos nos han sido proporcionados. Los referidos informes de auditoría de los otros
profesionales fueron emitidos con opiniones favorables sin salvedades. La emisión de los estados contables
auditados de las mencionadas sociedades relacionadas no generó modificaciones a los saldos oportunamente
registrados e incorporados en los correspondientes estados contables de PESA individuales y consolidados al 31
de diciembre de 2007.
10. En nuestra opinión, basada en nuestro examen y, con relación a los estados contables al 31 de diciembre de
2006, en el informe de auditoría de los otros profesionales referidos en el párrafo 8, excepto por los eventuales
ajustes que podrían existir de haber podido examinar evidencia relacionada con las inversiones en las
sociedades mixtas en Venezuela al 31 de diciembre de 2008 conforme se indica en el párrafo 4., y sujeto al
efecto de los eventuales ajustes que podrían haberse requerido sobre los estados contables al 31 de diciembre de
2008, 2007 y 2006 de conocerse la resolución de las situaciones de incertidumbre referidas en los párrafos 5. y
7. y sobre los estados contables al 31 de diciembre de 2008 y 2007 de conocerse la resolución de la situación de
incertidumbre mencionada en el párrafo 6., los estados contables mencionados en el párrafo 1. de este informe
presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación patrimonial y financiera de la
Sociedad al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006, los resultados de sus operaciones, las variaciones en su
patrimonio neto y el flujo de efectivo por los ejercicios finalizados en esas fechas, así como la situación
patrimonial y financiera consolidada de la Sociedad y sus sociedades controladas y bajo control conjunto al 31
de diciembre de 2008, 2007 y 2006, los resultados consolidados de sus operaciones y el flujo de efectivo
consolidado por los ejercicios finalizados en esas fechas, de acuerdo con normas contables profesionales
vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
3
11. En cumplimiento de disposiciones vigentes, informamos que:
a.
los estados contables referidos en el párrafo 1. se ajustan a las disposiciones de la Ley de Sociedades
Comerciales y las normas sobre documentación contable de la Comisión Nacional de Valores, 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. Los
sistemas de información utilizados para generar la información incluida en los estados contables mantienen
las condiciones de seguridad e integridad en base a las cuales fueron oportunamente autorizados;
b.
hemos leído la sección “Síntesis de la Estructura Patrimonial y de Resultados” de la reseña informativa y la
información adicional a las notas a los estados contables requerida por el artículo 68 del Reglamento de la
Bolsa de Comercio de Buenos Aires correspondientes a los estados contables al 31 de diciembre de 2008,
sobre las cuales, en lo que es materia de nuestra competencia, no tenemos otras observaciones que formular
que las mencionadas en los párrafos 4. a 7. La información contable incluida en la sección “Síntesis de la
Estructura Patrimonial y de Resultados” de la reseña informativa correspondiente: (a) a los ejercicios
finalizados el 31 de diciembre de 2007 y 2006 fue cubierta por nosotros en nuestros informes de auditoría
de fechas 12 de febrero de 2008 y 8 de febrero de 2007 respectivamente, y (b) a los ejercicios finalizados el
31 de diciembre de 2005 y 2004 ha sido cubierta por otros profesionales, quienes han emitido sus informes
especiales sobre las mismas de fechas 15 de febrero de 2006 y 18 de febrero de 2005, respectivamente. Nos
remitimos a los mencionados informes de auditoría y a los informes especiales, los cuales deben leerse en
conjunto con el presente informe;
c.
al 31 de diciembre de 2008, la deuda devengada en concepto de aportes y contribuciones con destino al
Sistema Integrado de Jubilaciones y Pensiones que surge de los registros contables ascendía a
$ 15.004.086, no existiendo deudas exigibles a dicha fecha, y
d.
durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008, hemos facturado honorarios por servicios de
auditoría prestados a la Sociedad que representan 76% del total facturado a la Sociedad por todo concepto,
el 74% del total de los honorarios por servicios de auditoría facturados a la Sociedad y sus sociedades
controladas y vinculadas, y el 57% del total facturado a la Sociedad y sus sociedades controladas y
vinculadas por todo concepto.
Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 10 de febrero de 2009
SIBILLE
Gabriel E. Soifer
Socio
Contador Público (U.B.A.)
C.P.C.E.C.A.B.A. Tº CXXVIII Fº 109
4
INFORME DE LA COMISIÓN FISCALIZADORA
A los Señores Accionistas de
Petrobras Energía S.A.
Domicilio legal: Maipú 1, piso 22,
Ciudad Autónoma de Buenos Aires
C.U.I.T.: 30-50407707-8
De nuestra consideración:
1. En nuestro carácter de síndicos de Petrobras Energía S. A. (“PESA” ó “la Sociedad”), de
acuerdo con lo requerido por el inciso 5) del artículo 294 de la Ley de Sociedades
Comerciales n° 19550 (LSC) y por las normas de la Comisión Nacional de Valores (CNV)
y de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires (BCBA), hemos examinado el balance
general de Petrobras Energía S.A. al 31 de diciembre de 2008 y los correspondientes
estados de resultados, de evolución del patrimonio neto y de flujo de efectivo por el
ejercicio terminado en esa fecha y el inventario y la Memoria del Directorio
correspondientes al referido ejercicio económico. Los documentos examinados son
responsabilidad del Directorio de la Sociedad en ejercicio de sus funciones exclusivas.
Nuestra responsabilidad es informar sobre dichos documentos basados en el trabajo que
se menciona en el párrafo 2.
2. Excepto por lo mencionado en el párrafo 3, nuestro examen fue realizado de acuerdo
con las normas de sindicatura vigentes. Dichas normas requieren que el examen de los
estados contables 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 el párrafo 1. hemos revisado el trabajo efectuado por el auditor externo de la
Sociedad, la firma Sibille, el que fue llevado a cabo de acuerdo con las normas vigentes
para la auditoría de estados contables. Nuestra labor incluyó la verificación 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. Una
auditoría requiere que el auditor planifique y desarrolle su tarea con el objetivo de
obtener un grado razonable de seguridad acerca de la inexistencia de manifestaciones
no veraces o errores significativos en los estados contables. Una auditoría incluye
examinar, sobre bases selectivas, los elementos de juicio que respaldan la información
expuesta en los estados contables, así como evaluar las normas contables utilizadas, las
estimaciones significativas efectuadas por el Directorio de la sociedad y la presentación
de los estados contables tomados en conjunto. Consideramos que nuestro trabajo y el
informe del auditor externo de la sociedad, nos brindan una base razonable para
fundamentar nuestro informe. 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.
3. No se han podido obtener estados contables auditados que sustenten el valor registrado
por las inversiones directas e indirectas en las sociedades mixtas Petroritupano S.A.,
Petrowayú S.A., Petrokariña S.A. y Petroven-Bras S.A. (operadoras de determinadas
áreas de hidrocarburos en Venezuela) que asciende a un monto neto de previsiones de
$ 1.466.000.000 en los estados contables individuales y consolidados al 31 de diciembre
de 2008, o la participación de PESA en la utilidad de dichas sociedades por un monto
neto de $ 338.000.000 incluida en los resultados individuales y consolidados de la
Sociedad por el ejercicio finalizado en esa fecha. Tampoco hemos podido satisfacernos
1
por otros procedimientos de auditoría acerca del valor registrado de las inversiones en
las referidas sociedades mixtas o de la participación en el resultado de las mismas.
4. Conforme se indica bajo el título Operaciones en Venezuela en la nota 3 a los estados
contables consolidados, la Sociedad ha estimado sobre la base de la mejor información
disponible el valor recuperable al 31 de diciembre de 2008, de: (i) sus inversiones
directas e indirectas en las sociedades mixtas referidas en el párrafo 3, y (ii) los otros
créditos que podría utilizar 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. La materialización de ciertas
estimaciones realizadas por la Sociedad depende de hechos y acciones futuros, algunos
de los cuales están fuera de su control directo y, por lo tanto, generan incertidumbre
acerca de su concreción futura. La resolución de dicha incertidumbre podría afectar el
valor registrado de estos activos.
5. De acuerdo con lo mencionado bajo el título Operaciones en Ecuador en la nota 3 a los
estados contables consolidados, a partir de 2006, y con especial énfasis durante el año
2007, el Gobierno Ecuatoriano ha impulsado reformas tributarias y regulatorias
focalizadas particularmente en la industria de los hidrocarburos. El conjunto de estos
cambios modificó las condiciones establecidas en oportunidad del otorgamiento de los
contratos de participación, afectando las previsiones de rentabilidad de los proyectos,
con el consecuente impacto en la evaluación de su recuperabilidad. La Sociedad ha
estimado el valor recuperable de sus activos en Ecuador al 31 de diciembre de 2008
sobre la base de la mejor información disponible a dicha fecha. La materialización de
ciertas estimaciones realizadas por la Sociedad depende de hechos y acciones futuros,
algunos de los cuales están fuera de su control directo y, por lo tanto, generan
incertidumbre acerca de su concreción futura. La resolución de dicha incertidumbre
podría afectar el valor registrado de estos activos.
6. Según se describe en la nota 6 a los estados contables individuales, Compañía de
Inversiones de Energía S.A. (“CIESA”) y su sociedad controlada Transportadora de Gas
del Sur S.A. (“TGS”) han sido afectadas negativamente por la adopción por parte del
Gobierno Argentino de varias medidas económicas, incluyendo la pesificación de sus
tarifas, la renegociación de la licencia (la cual se encuentra en proceso) y la devaluación
del peso. Adicionalmente, CIESA ha suspendido el pago de sus deudas financieras, y el
acuerdo de refinanciación de las mismas celebrado en septiembre de 2005 venció el 31
de diciembre de 2008, habiendo los acreedores financieros manifestado en enero de
2009 su decisión de terminar con el mismo. Incluso cuando, según se menciona en la
nota 4 a los estados contables consolidados, entre mayo y junio de 2007 TGS logró
culminar exitosamente un proceso de refinanciación de su deuda a fin de mejorar su
perfil de endeudamiento, la situación descripta más arriba acerca de TGS genera
incertidumbre respecto del desarrollo futuro de los negocios regulados de esta compañía
y consecuentemente sobre los flujos de fondos y resultados futuros de CIESA, los cuales
dependen de los ingresos provenientes de su inversión en su compañía controlada TGS.
Los estados contables de CIESA al 31 de diciembre de 2008, utilizados por PESA para:
(i) valuar su inversión en aquélla mediante el método del valor patrimonial proporcional
en sus respectivos estados contables individuales a esa fecha, y (ii) incorporarlos por el
método de consolidación proporcional en los respectivos estados contables consolidados
de PESA, fueron preparados por dicha sociedad utilizando principios contables
aplicables a una empresa en marcha. Por lo tanto, dichos estados contables no incluyen
los efectos de los eventuales ajustes y reclasificaciones, si los hubiere, que podrían
requerirse de no resolverse favorablemente las situaciones descriptas anteriormente.
Asimismo, la resolución de las incertidumbres antes mencionadas podría determinar que
2
las premisas utilizadas por la sociedad CIESA para elaborar las proyecciones
relacionadas con la determinación del valor recuperable de sus activos no corrientes no
se concreten en el futuro. Los estados contables individuales y consolidados de PESA al
31 de diciembre de 2008 no incluyen ningún ajuste o reclasificación que podrían resultar
de la resolución de estas incertidumbres.
El monto de la participación directa e indirecta de PESA en el patrimonio neto de CIESA
al 31 de diciembre de 2008 considerado por aquélla en sus estados contables
individuales antes de dar efectos a los ajustes descriptos en la nota 6 a los estados
contables individuales asciende a $ 305.220.000, mientras que el monto de la
participación de PESA en las pérdidas de CIESA por el ejercicio finalizado en la referida
fecha asciende a $ 29.111.000. Asimismo, los activos y las ventas netas de CIESA
incorporados por el método de consolidación proporcional en los estados contables
consolidados de PESA representan, luego de dar efecto a los ajustes que se mencionan
en la señalada nota 6, aproximadamente el 11% y el 4% de los respectivos totales
consolidados al 31 de diciembre de 2008 y por el ejercicio finalizado en esa fecha.
7.
Basados en nuestro examen, llevado a cabo con el alcance descripto en el párrafo 2, y
en el informe de fecha 10 de febrero de 2009 del auditor de la Sociedad, excepto por los
eventuales ajustes que podrían existir de haber podido examinar evidencia relacionada
con las inversiones en las sociedades mixtas en Venezuela al 31 de diciembre de 2008
conforme se indica en el párrafo 3, y sujeto al efecto de los eventuales ajustes que
podrían haberse requerido de conocerse la resolución de las situaciones de
incertidumbre referidas en los párrafos 4, 5 y 6, los estados contables mencionados en el
párrafo 1. de este informe presentan razonablemente, en todos sus aspectos
significativos, la situación patrimonial y financiera de la Sociedad al 31 de diciembre de
2008 y los resultados de sus operaciones, las variaciones en su patrimonio neto y el flujo
de efectivo por el ejercicio finalizado en esa fecha, de acuerdo con normas contables
profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
8. En cumplimiento de disposiciones legales vigentes, informamos que:
a)
Los estados contables adjuntos se ajustan a las disposiciones de la Ley de
Sociedades 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 la “Información adicional a las notas a los estados contables – Art.
N° 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires”, sobre la que, en lo
que es materia de nuestra competencia, no tenemos otras observaciones que
formular que las mencionadas en los párrafos 3, 4, 5 y 6 precedentes.
c)
Al 31 de diciembre de 2008, la deuda devengada en concepto de aportes y
contribuciones con destino al Sistema Integrado de Jubilaciones y Pensiones, que
surge de los registros contables de la Sociedad, asciende a $ 15.004.086, no siendo
exigible a esa fecha.
d)
Con referencia a la Memoria del Directorio, nada tenemos que observar en
materias de nuestra competencia, siendo las manifestaciones sobre hechos futuros
responsabilidad exclusiva del Directorio.
e)
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 auditoria aplicadas por el mismo
y de las políticas de contabilización de la Sociedad, el informe del auditor externo
3
descripto anteriormente incluye la manifestación de haber aplicado las normas de
auditoria 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 3, ni discrepancias con respecto a las normas contables
profesionales.
f)
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.
Buenos Aires,
Juan Carlos Cincotta
Síndico Titular
Justo F. Norman
Síndico Titular
Rogelio N. Maciel
Síndico Titular
4

PETROBRAS ENERGIA S

Transcripción

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