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PETROBRAS ARGENTINA S.A.

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PETROBRAS ARGENTINA S.A. (antes Petrobras Energía S.A.)

Memoria y Estados Contables

al 31 de Diciembre de 2010, 2009 y 2008


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Estados Contables al 31 de Diciembre de 2010

Memoria

Carta a los accionistas

Reseña Macroeconómica

La Conducción de los Negocios durante 2010

Exploración y Producción de Petróleo y Gas

Refinación y Distribución

Petroquímica

Gas y Energía

Una Empresa detrás de los Negocios

Calidad, Seguridad, Medio Ambiente y Salud e Higiene Ocupacional

Valoración Humana

Responsabilidad Social Empresaria

Comunicaciones

Gobierno Corporativo

Política de Dividendos

Análisis de los Resultados Consolidados

Síntesis de la Estructura Patrimonial y de Resultados

Datos Estadísticos

Cotización de la Acción de la Sociedad

Avance en el cumplimiento del plan de implementación de las NIIF

Propuesta del Directorio

Anexo I: Informe sobre el Código de Gobierno Societario (RG 516/07 CNV)

Estados Contables Consolidados

Balances Generales

Estados de Resultados

Estados de Flujo de Efectivo

Notas a los Estados Contables

Anexos a los Estados Contables

Estados Contables Individuales

Balances Generales

Estados de Resultados

Estados de Evolución del Patrimonio Neto

Estados de Flujo de Efectivo

Notas a los Estados Contables

Anexos a los Estados Contables

Información solicitada por el art. 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires

Glosario

Informe de los Auditores

Informe de la Comisión Fiscalizadora

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Carta a los Accionistas Señores Accionistas En 2010 Petrobras Argentina continuó avanzando en dirección de mejorar la utilización de sus recursos, la eficacia en su gestión y financieramente disciplinada con un nivel de endeudamiento adecuado para operar en la Argentina. Profundizamos la tarea que iniciamos al comienzo de este ciclo, cerrando el ejercicio con resultados positivos en cada uno de los trimestres de 2010. Estos resultados reflejan el trabajo llevado adelante por Petrobras Argentina, la que se encuentra enfocada en sus negocios centrales y dispuesta a aprovechar nuevas oportunidades de negocio en busca de una mayor rentabilidad. En lo que se refiere a los negocios de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, realizamos inversiones significativas en activos de exploración y desarrollo de la producción, destinando a ello 224 millones de dólares. Se atendieron las metas de producción previstas, y hemos realizado acuerdos de inversión para el desarrollo de reservas no convencionales, incluyendo tight y shale gas bajo las condiciones del Programa Gas Plus. En el negocio de Refinación y de Distribución, acondicionamos nuestra planta de Bahía Blanca para operar con altos estándares de eficiencia, y continuamos nuestra producción de naftas, gasoil y lubricantes –los dos primeros productos en alza respecto del ejercicio anterior-, siempre con la premisa de estar preparados para las exigencias futuras del mercado. En el negocio de Petroquímica, en el complejo de Puerto General San Martín, la planta de Zarate y la planta de Innova, alcanzamos cifras record de producción y ventas de estireno y poliestireno. Asimismo, hicimos las adecuaciones correspondientes para poder exportar caucho a la Unión Europea, cumpliendo con las nuevas regulaciones vigentes en la mencionada Comunidad. En el negocio de Gas y Energía, nos afianzamos como una de las empresas líderes dentro del Mercado de Generación Eléctrica Plus a través de nuestra Central Genelba Plus, y continuamos las obras de la Central EcoEnergía en Bahía Blanca, que aportará al sistema 14 megawatts de potencia de energía renovable. Todos estos trabajos fueron posibles gracias al esfuerzo de sus empleados, los que integrándose con sentido de equipo han demostrado su capacidad y profesionalismo para adaptarse a escenarios cambiantes, su compromiso con la calidad, seguridad, salud, y el cuidado del medio ambiente. Nos hemos superado en todos nuestros índices de seguridad, y figuramos entre las diez primeras compañías de la Argentina que tienen una gestión empresaria orientada a la sustentabilidad. A tono con esta realidad, invertimos casi 50 mil horas en capacitación alcanzando casi todos los niveles de la organización. Durante el ejercicio 2010, Petrobras Argentina distribuyó un dividendo en efectivo por un total de 275 millones de pesos. Adicionalmente, se elevó a la Asamblea General Ordinaria de Accionistas de Petrobras Argentina la propuesta de distribución de dividendos por el presente ejercicio. Nos hemos propuesto construir un futuro sustentable, ajustado a la realidad de un país y una región que promete continuar en un sendero de expansión y crecimiento. Continuaremos entonces, dispuestos a superar los desafíos y aprovechar las oportunidades que nos depare el 2011 y los años siguientes, convencidos de nuestra firme vocación de cumplir con los objetivos que nos hemos propuesto.


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Perspectivas 2011 Para el 2011 la Sociedad mantiene sus planes de inversión, con el objetivo de consolidar la rentabilidad de los negocios, optimizando la utilización de capital de trabajo, asegurando el financiamiento y gestionando las operaciones de manera cada vez más eficiente. En el negocio de Exploración y Producción de Petróleo y Gas tenemos el desafío de afianzar nuestro portafolio de activos en exploración con el propósito de incrementar los actuales niveles de reservas y producción. Para ello, realizaremos las inversiones tendientes a desarrollar proyectos nuevos, dando continuidad también a los ya existentes. Asimismo, continuaremos con los estudios del offshore argentino y la implementación de proyectos que permitan explotar reservorios no convencionales, “tight gas” y “shale gas”, con el uso de tecnología innovadora en el país. En el negocio de Refinación y Distribución, nos focalizaremos en la consolidación de la rentabilidad lograda en la operación, manteniendo la marca Petrobras como sinónimo de buen servicio, calidad y tecnología. En el negocio Petroquímico, a partir de las inversiones realizadas, buscaremos mantener y asegurar nuestra posición en el mercado de Estirénicos. En el negocio de Gas y Energía continuaremos trabajando para atender las necesidades de consumo propio y paralelamente desarrollar alternativas rentables de comercialización. La estrategia de la Compañía tiene como eje principal el sostenimiento del equilibrio financiero, con el objeto que los fondos que generen las operaciones nos permitan cumplir con las obligaciones asumidas y, de esa manera, llevar adelante nuestros proyectos de inversión. Lo realizado durante el pasado año, y lo que tenemos previsto realizar durante el año 2011, evidencian y refuerzan el compromiso con la Argentina. Esto se materializa en una gestión que permite ofrecer productos y servicios de calidad, y que proporciona una adecuada rentabilidad para la empresa y sus accionistas, a la vez de contribuir para el crecimiento y desarrollo de la comunidad donde está inserta la Compañía.

Carlos Alberto da Costa Director General Ejecutivo


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Reseña Macroeconómica Contexto Internacional En el año 2010, la economía mundial volvió a mostrar tasas de crecimiento positivas, luego de la contracción ocurrida en el año previo a causa de la profunda crisis financiera originada en el sector de hipotecas desencadenada en el año 2008. En líneas generales, y buscando impulsar la recuperación, los principales países desarrollados mantuvieron niveles de déficit fiscal muy elevados y políticas monetarias expansivas. Estados Unidos, la principal economía del mundo, alcanzó un crecimiento en torno al 3%, pero no logró reducir una alta tasa de desempleo y el dólar se debilitó frente a las principales monedas de referencia. Europa, por su parte, mostró a una Alemania fortalecida pero contrastando con importantes problemas de deuda soberana y altos déficits fiscales en varios de los miembros de la Unión, siendo los países del grupo denominado bajo la sigla PIGS (Portugal, Irlanda, Grecia y España) los más castigados por los mercados. Los mercados emergentes, menos afectados por la crisis del año 2009, volvieron a mostrar tasas de crecimiento elevadas, destacándose China con un avance del nivel de actividad cercano al 10% y con ciertos indicios de recalentamiento. Petróleo El año 2010 mostró una inusual estabilidad en los precios del petróleo, con un leve empinamiento hacia el final del período. Así, el crudo referencia West Texas Intermediate (WTI) alcanzó un valor promedio de 79.4 dólares por barril, aproximadamente un 30% superior a la cifra de 2009. La dinámica alcista en el precio fue explicada principalmente por el crecimiento de los niveles de actividad concentrados principalmente en los países emergentes. La demanda mundial mostró un alza de 1.48 millones de barriles día (1.8%), interrumpiendo dos años de bajas consecutivas como efecto de la crisis financiera. El alza en el período, si bien generalizada con excepción de la Unión Europea, tuvo un claro protagonista, el mundo en desarrollo, que explicó más del 70% de dicha alza, destacándose China, Medio Oriente y Latinoamérica. Por su parte, la oferta trepó aún por sobre la demanda, en 1.88 millones de barriles día (2.2%). La OPEP fue responsable por aproximadamente el 50% de la adición, sin modificar su política de cuotas. La oferta de los países por fuera del grupo, responsable por el 50% restante, destacó las adiciones de la ex Unión Soviética, América del Norte y Latinoamérica, en contraposición a la caída crónica del Mar del Norte y el magro desempeño de los países africanos. Argentina La economía argentina volvió a mostrar este año un elevado ritmo de crecimiento, recuperándose de la inflexión del año 2009 cuando la sequía y la crisis financiera internacional afectaron significativamente la actividad. En términos de demanda agregada, se observaron crecimientos en todos los rubros: consumo, inversión y exportaciones. En 2010, tanto la industria como el campo recuperaron los niveles de actividad previos a la crisis internacional. El creciente nivel de actividad provocó un fuerte aumento de las importaciones, superior al 40%, lo cual derivó en una reducción del saldo comercial a pesar del alza de algo más del 20% de las exportaciones a consecuencia de la buena cosecha y precios robustos. De esta forma, el balance comercial acumuló un superávit de 12.057 millones de dólares. La oferta de divisas resultó superavitaria pudiendo el Banco Central incrementar sus reservas en más de 4.000 millones de dólares, a pesar de disponer alrededor de 6500 millones de dólares de sus reservas para el pago de servicios de la deuda pública. En este contexto, el tipo de cambio promedió 3.91 pesos por dólar, cerrando el año en 3.98, un 5% superior respecto al cierre del año anterior.


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La producción de petróleo registró una leve caída con respecto al año anterior. El desempeño por cuenca resultó dispar, alza en Golfo de San Jorge, la cuenca de mayor producción, y caídas en el resto. En cuanto al gas natural su producción también mostró menores niveles que en el año 2009, con mejoras en las cuencas del sur del país y caídas en el resto. La Cuenca Neuquina, que concentra más de la mitad de la producción nacional, continuó cayendo a un ritmo de 2.8% anual. La oferta local de gas natural fue complementada con importaciones de gas natural licuado e importaciones de gas natural provenientes de Bolivia. En línea con la expansión del nivel de actividad, la demanda de combustibles tuvo tasas de expansión elevadas, del 7% en el caso del gasoil, y del 8% en el caso de las naftas. Por su parte, la demanda eléctrica registró un alza en torno al 6% en el año. Durante el 2010 se alcanzó un nuevo récord de potencia (20.843 MWh en agosto) y de consumo diario de energía (419 GWh, el día 23 de diciembre), creciendo tanto en el sector industrial como en el residencial. En cuanto a la oferta, entraron en funcionamiento los ciclos combinados de las centrales Belgrano y San Martín, se elevó la cota de Yacyretá, continuaron las obras en la central atómica Atucha II y se recurrió a importaciones, especialmente durante los meses de invierno.


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La Conducción de los Negocios durante 2010 Exploración y Producción de Petróleo y Gas El segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas es el primer eslabón de la cadena productiva de Petrobras Argentina. Presente en las cuencas petroleras más importantes del país, obtiene en ellas petróleo, gas natural y GLP. La excelencia de este sector es el primer paso para la calidad en toda la gama de productos derivados que llegan a los clientes de la compañía. Petrobras Argentina es una de las grandes exploradoras y productoras de la Argentina y además mantiene una cartera de activos en otros países de América Latina, incluyendo Venezuela y Bolivia. Asimismo, forman parte del segmento las participaciones accionarias en Oleoductos del Valle S.A. y Oleoducto de Crudos Pesados, en Argentina y Ecuador, respectivamente. En 2010, la Compañía:

- Alcanzó una producción de 102.400 barriles de petróleo equivalente por día. - Realizó inversiones exploratorias y de desarrollo por un total de 224 millones de dólares. - Desarrolló por cuarto año consecutivo el campo El Mangrullo, lo que permitió obtener un aumento

del 8% en su producción de gas. - Logró un acuerdo de inversión en el área El Mangrullo de hasta 16 millones de dólares en

perforación de nuevos pozos, lo que permitiría conseguir una producción adicional de 400 mil metros cúbicos día para 2011.

1. Producción e inversiones En 2010, la producción de petróleo y gas de Petrobras Argentina, incluyendo la correspondiente a sociedades vinculadas, alcanzó un volumen de 102.400 barriles de petróleo equivalente por día. Esta cifra representa una disminución del 12 % con respecto al promedio del 2009 y obedece, entre otros factores, a la declinación natural de campos maduros en Argentina, a la desinversión de la Compañía en sus activos de Perú y Ecuador y a la baja de la producción operada por las Empresas Mixtas en Venezuela. Argentina La producción promedió los 86.400 barriles de petróleo equivalente por día. Este registro, que incluye la producción de sociedades vinculadas, resultó un 7% inferior al alcanzado en 2009. En su mayor parte, el descenso obedeció a la declinación natural que caracteriza a los campos maduros. Con una presencia fuerte y continuada en las cuencas Neuquina y Austral, durante 2010 el plan de inversiones de Petrobras Argentina incluyó la perforación de 53 pozos productores e inyectores, y la reparación de 88 pozos. Puntualmente, la Compañía realizó 45 perforaciones y 75 intervenciones en pozos entre reparaciones y abandonos en la Cuenca Neuquina. Concentró su actividad de perforación de petróleo en el área Medanito y de gas natural en las áreas El Mangrullo y Sierra Chata. Llevó a cabo reparaciones de petróleo principalmente en las áreas de Puesto Hernández y Medanito y, en menor medida, en proyectos de desarrollo de gas natural. Y continuó desarrollando, en su cuarto año de producción, el campo El Mangrullo con 2 perforaciones y una reparación, logrando un aumento del 8% en su producción de gas. En la Cuenca Austral, por su parte, la Compañía inició la obra de construcción de la Planta de Tratamiento de Crudo de Agua Fresca, la cual se prevé estará en marcha durante el primer semestre de 2011 y que permitirá incrementar la producción de petróleo del yacimiento en un 50%. Asimismo, y en el marco del plan de desarrollo del campo, se perforaron 4 pozos productores con excelentes resultados.


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Adicionalmente, durante 2010, Petrobras Argentina participó activamente de los ámbitos de negociación entre empresas operadoras y sindicatos que propiciaron gobiernos nacionales y provinciales para alcanzar un marco de paz social y evitar afectar significativamente el desarrollo de las actividades productivas. De esta forma fue posible garantizar el sostenimiento del nivel de empleo y las actividades operativas. Exterior Venezuela En Venezuela, por su parte, la producción de petróleo y gas correspondiente a la participación en las Empresas Mixtas promedió los 8.200 barriles de petróleo por día. Esto significó una disminución del 20% respecto a 2009 en los campos operados por las empresas Petroritupano S.A., Petrowayú S.A., Petroven-Bras S.A. y Petrokariña S.A. debido a retrasos en los planes de inversión de las compañías. Durante 2010 Petrobras Argentina cobró 32 millones de dólares en concepto de dividendos correspondientes al año 2009 por la empresa mixta Petrowayú S.A. Asimismo, estima cobrar dividendos por 54 millones de dólares por la empresa Petroritupano S. A. Bolivia La producción en Bolivia, en tanto, fue de aproximadamente 5.400 barriles de petróleo equivalente diarios, un 20% inferior a la producción de 2009. De este volumen, 26 millones de pies cúbicos diarios corresponden a la producción de gas y 1.100 barriles de petróleo por día a la producción de hidrocarburos líquidos, incluyendo GLP. Entre las obras realizados en plantas, se destacan especialmente la adecuación del sistema de compresión en las plantas de Colpa Caranda para incrementar el volumen de compresión de gases de baja presión y la instalación de compresores en boca de pozo para viabilizar la llegada a las plantas de gases de muy baja presión. Ecuador La producción neta en Ecuador hasta el 25 de noviembre de 2010 fue de 2,3 mil barriles de petróleo promedio día. Esta representó una baja del 23% en relación al ejercicio 2009 y obedeció principalmente a la falta de acuerdo con la Autoridad de Aplicación sobre la continuidad en la operación de sus activos. Con fecha 26 de julio de 2010, se aprobó por ministerio de ley la reforma a la Ley de Hidrocarburos vigente que establece, entre otras cosas, desde el día posterior a su publicación, la obligatoriedad de migrar a una nueva modalidad contractual antes del 24 de noviembre de 2010. Como resultado del proceso de negociación antes mencionado, la Sociedad decidió no aceptar la propuesta final recibida del Estado Ecuatoriano para migrar a Contratos de Servicios en el Bloque 18 y en el Campo Unificado Palo Azul. En consecuencia, mediante Resolución de fecha 25 de noviembre de 2010, la Secretaría de Hidrocarburos notificó a EcuadorTLC la terminación de dichos Contratos de Participación y encargó a Petroamazonas EP el inicio y desarrollo del proceso de transición operacional. De acuerdo a lo estipulado en los Contratos Modificatorios, el Estado Ecuatoriano deberá indemnizar a las contratistas por un valor equivalente a las inversiones no amortizadas al cierre de cada ejercicio económico, a una tasa de actualización anual apropiada para este tipo de proyectos en Ecuador. A la fecha de emisión de la presente Memoria, la Sociedad se encuentra realizando las gestiones necesarias con el Estado Ecuatoriano con el objeto de acordar el cobro de la compensación prevista en dichos contratos.


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Colombia En Colombia, durante el segundo trimestre de 2010, finalizaron sin éxito los trabajos de evaluación de potencial del Campo Tibú -las Fases 1 y 2 del proyecto-, ubicado en la Cuenca Catatumbo, motivo por el cual el Consorcio Tibú, del cual Petrobras Argentina es parte, decidió no continuar con el proyecto de desarrollo de la Fase 3 y comunicó oficialmente a las autoridades colombianas su decisión de suspender las operaciones y restituir el área en cuestión, único activo de la Sociedad en Colombia. 2. Exploración Para Petrobras Argentina la exploración es un vehículo prioritario en la reposición de reservas. Por eso, en 2010 la compañía realizó inversiones exploratorias por un total de 34 millones de dólares que fueron destinadas principalmente a la perforación de pozos y al registro de estudios de sísmica 3D en el Bloque Río Atuel. Actividades onshore y offshore

Durante 2010 Petrobras Argentina perforó 5 pozos onshore: dos en la Cuenca Austral, dos en la Cuenca Neuquina, y uno en la cuenca Noroeste, de los cuales 2 resultaron productivos. También realizó dos terminaciones, una en Cuenca Neuquina, con resultado gasífero, y otra en cuenca Austral que resultó de baja productividad de gas. Además, la Compañía registró 414 Km2 de sísmica 3D en el Bloque Río Atuel. En el Bloque Malvinas, el operador de los bloques CAA-40 y CAA-46, en los que Petrobras Argentina tiene una participación del 33%, prevé la perforación del pozo Malvinas x-1 para el año 2011. En los bloques Enarsa 1 y Enarsa 3, por su parte, se continuó la realización de estudios geológicos y geofísicos. Nuevas oportunidades En el contexto del programa Gas Plus promovido por la Secretaria de Energía, mediante el cual se generó un esquema de incentivos a la incorporación de nueva producción de gas natural, Petrobras Argentina celebró en diciembre de 2010 un acuerdo de inversión con Petrolera Pampa en el área El Mangrullo de hasta 16 millones de dólares en perforación de nuevos pozos, para el desarrollo de reservas de gas no convencionales. Como resultado de este acuerdo, se estima obtener una producción adicional de 400 mil metros cúbicos día para 2011. La Compañía considera prioritario el desarrollo de nuevas oportunidades de negocio asociadas a reservas de gas no convencional en Argentina. 3. Reservas de hidrocarburos líquidos y gas natural Al 31 de diciembre de 2010 las reservas probadas de hidrocarburos líquidos y gas natural de Petrobras Argentina totalizaban 248,4 millones de barriles de petróleo equivalente (107,8 millones de barriles de petróleo y 843,3 miles de millones de pies cúbicos de gas).

Dichas reservas fueron auditadas por los consultores técnicos internacionales DeGolyer and MacNaughton, quienes verificaron aproximadamente el 71% del total de reservas estimadas de la Compañía y el 100% de las reservas estimadas operadas por la Sociedad. La producción del ejercicio acumuló un total de 37,4 millones de barriles de petróleo equivalente, de los cuales 2,1 millones de barriles corresponden al campo Colpa Caranda en Bolivia. Por la desinversión del Bloque 18 en Ecuador y el campo Tibú en Colombia, se verificó una reducción de 6,1 millones de barriles equivalentes de petróleo. Adicionalmente, durante 2010 se verificó una revisión negativa de 8,8 millones de barriles de petróleo equivalente, en parte por recategorización de reservas en Argentina y, por otro lado, por una mayor declinación que la esperada en las Empresas Mixtas de Venezuela.


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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 2010. Del total de reservas probadas, el 43% corresponde a hidrocarburos líquidos y el 57% a gas natural. Asimismo, el 83% de las reservas probadas totales se localiza en Argentina. Al 31 de diciembre de 2010, el total de reservas probadas de petróleo y gas de Petrobras Argentina representa, a los niveles de producción de petróleo y gas de 2010, un horizonte de 7 años.

A partir de 2009, por constituir una atribución exclusiva del Estado Boliviano a partir de la Nueva Constitución, se prohibió la anotación y registro de reservas por parte de terceros y, como resultante, se detrajeron los barriles de petróleo equivalente correspondientes a las reservas en Bolivia, sin que esto implique cambios a las condiciones económicas de los activos de Petrobras Argentina. 4. Transporte de hidrocarburos Oleoductos del Valle S.A. – Oldelval En 2010 el transporte de petróleo desde Allen a Puerto Rosales promedió los 28 mil metros cúbicos por día. Esta cifra equivale a un total de 64,2 millones de barriles transportados en el año, y resulta un 3,7% inferior al ejercicio anterior, debido a la declinación de la producción en la Cuenca Neuquina. Durante el ejercicio se ejecutaron una serie de obras que incrementaron la confiabilidad del sistema y aseguraron la integridad del oleoducto y el cumplimiento de las normas ambientales y de seguridad. En este sentido, entre las principales inversiones, Oldelval finalizó en agosto la electrificación de la Estación Medanito lo que permitirá reducir el consumo de gas, eficientizando el transporte de crudo y, asimismo, reemplazó 8,3 km de oleoducto en el tramo Challacó-Centenario. Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) Al 31 de diciembre de 2010, Petrobras Argentina mantiene una participación del 11,42% en OCP, un oleoducto en Ecuador que cuenta con una capacidad de transporte de 450.000 barriles por día. Durante 2010, Petrobras Argentina cobró dividendos por 3 millones de pesos en relación a su participación en OCP.


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5. Petrolera Entre Lomas S.A (PELSA) PELSA promedió una producción de 13.862 barriles de petróleo equivalente diarios. De este volumen, 15,5 millones de pies cúbicos diarios corresponden a la producción de gas natural y 11.280 barriles por día a la de líquidos. Asimismo, para avanzar en la exploración complementaria de las áreas operadas, PELSA registró 307 km2 de sísmica 3D en el sector occidental del área Bajada del Palo y perforó un pozo exploratorio de 3.772 metros de profundidad, denominado Jarilla Quemada x-1, en el área Agua Amarga. El pozo tuvo ensayos positivos de gas en las formaciones Molles y Sierras Blancas y de petróleo en la formación Quintuco. Por otra parte, durante el presente ejercicio construyó obras de infraestructura, que permitirán potenciar la sinergia operativa con el área Entre Lomas. Estas obras incluyeron la construcción de dos baterías y dos compresoras, en los Yacimientos Borde Montuoso y Charco del Palenque, además del tendido de 47 km de oleoducto y 11 km de gasoducto. PELSA (operadora) posee una participación del 73.15% de las áreas Entre Lomas, Bajada del Palo y Agua Amarga; mientras que el porcentaje restante le corresponde en un 23% a APCO Oil and Gas International Inc., sucursal Argentina, y en un 3, 85% a Petrobras Argentina.


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Refinación y Distribución Petrobras Argentina busca conformar una cadena de valor balanceada, comenzando por la exploración y producción de hidrocarburos y finalizando con la oferta de productos que se diferencian por su calidad en cada estación de servicio. Así, el segmento de Refinación y Distribución conforma un eslabón destacado en la integración vertical de sus operaciones. En 2010, la Compañía:

- Realizó dos importantes paradas programadas en la planta Ricardo Eliçabe de Bahía Blanca que le permitirán operar con altos estándares de eficiencia por los próximos cinco años.

- Comenzó a producir y despachar biodiesel en sus plantas de Bahía Blanca, Dock Sud y San Lorenzo.

- Aprobó los términos y condiciones del acuerdo de venta de la Refinería San Lorenzo, la unidad fluvial y aproximadamente 360 puntos de venta de su red de comercialización.

1. División Refinación Refinería Bahía Blanca En 2010, la Refinería Bahía Blanca procesó 24.404 barriles de petróleo diarios, lo que representa un 80% de su capacidad instalada, que asciende a 30.500 barriles diarios. Esta producción fue conseguida en un contexto de profundas tareas de mantenimiento programadas. Durante los períodos de mayo-junio y septiembre-octubre se realizaron dos importantes paradas de planta para dejar a las unidades en condiciones de operar en nuevas campañas por un horizonte de hasta 5 años de duración. Los trabajos realizados incluyeron tareas de mantenimiento en unidades de destilación y conversión y en las calderas de la refinería. Adicionalmente, se adecuaron los ductos de interconexión externa para permitir la utilización de una herramienta inteligente de detección de fallas, que posibilitará un mantenimiento preventivo más eficiente. También en 2010, la refinería revalidó la certificación en el sistema de gestión integrado (ISO/OHSAS) y llevó adelante significativos proyectos relacionados con la producción de biocombustibles y asfaltos. En lo que se refiere a biocombustibles, culminó la primera fase de obras para la formulación de biodiesel, y a partir de septiembre comenzó con el despacho. A la fecha, se encuentran en plena ejecución las obras para la formulación y despacho de bionaftas (naftas con bioetanol). En el segmento de asfaltos, se completaron las obras del proyecto Nuevas Calidades de Asfaltos, que permitirá la producción y el despacho de un nuevo producto, el asfalto 50/60, de mayor consistencia que el 70/100. Refinería San Lorenzo A lo largo de 2010, la Refinería San Lorenzo logró procesar 32.761 barriles de petróleo diarios, lo que representa un 68% de su capacidad instalada, que asciende a 48.430 barriles diarios. El 4 de mayo de 2010, el Directorio de Petrobras Argentina aprobó los términos y condiciones del acuerdo de venta de su negocio de refinación en San Lorenzo, provincia de Santa Fe, la unidad fluvial y la red de comercialización de combustibles compuesta por aproximadamente 360 puntos de venta (estaciones de servicio y Agros) y cartera de clientes asociados. La oferta realizada para los activos mencionados por el comprador Oil Combustibles S.A fue de aproximadamente U$S 36 millones. A la fecha de cierre de la operación le habrán sido vendidas existencias de petróleo y sus diferentes productos por U$S 66 millones, por lo que el valor total de la transacción está estimado en U$S 102 millones. A la fecha de emisión de la presente Memoria, la operación se encuentra sujeta a la obtención de las autorizaciones administrativas requeridas por la legislación argentina vigente y se estima su concreción durante el primer semestre de 2011.


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Plan de inversiones en refinación Durante 2010, Petrobras Argentina comenzó a formular biodiesel en las plantas de San Lorenzo, Bahía Blanca y Dock Sud, y a despachar este producto desde todas sus terminales. Sin embargo, debido a que el Sistema Estadístico Nacional establece un cupo para el bioetanol disponible, se han formulado y despachado bionaftas sólo desde San Lorenzo y Dock Sud. Las inversiones destinadas para estas operaciones fueron del orden de los U$S 4 millones. Para 2011, la Compañía prevé concluir las obras de bionaftas en Bahía Blanca y Caleta Paula y se introducirán mejoras en las instalaciones de biodiesel que permitirán la formulación y despacho en forma altamente automatizada desde todas sus terminales. Asimismo, durante 2010 se realizaron obras en las refinerías de Bahía Blanca y San Lorenzo, en particular vinculadas al medio ambiente y la seguridad, así como las paradas de planta por mantenimiento mayor. Estas obras significaron inversiones por U$S 13 millones. También en 2010, la Compañía continuó con el proyecto de Adecuación de Calidad de Refinación en Bahía Blanca, que prevé la construcción de una planta de hidrotratamiento de diesel con el objetivo de adecuar la calidad del combustible a las exigencias legales en lo referente al contenido de azufre. En esta instancia se ha concluido el avance de ingeniería requerido para comenzar las tareas de compra de equipos, construcción y montaje. Durante 2011, se prevé la instalación de las facilidades logísticas necesarias para suplir diesel en especificación adquirido a través de importaciones. Finalmente, durante 2010 se continuó con la ejecución del proyecto de ductos de productos claros (naftas y gas oil), cuya conclusión está prevista durante el ejercicio 2011. 2. División Distribución El mercado argentino de combustibles líquidos En 2010 el mercado local de combustibles líquidos —naftas y gasoil— experimentó una suba respecto de 2009. Concretamente, alcanzó los 19,6 millones de metros cúbicos, lo que representa un aumento del 7,2 %. En particular, el mercado de naftas creció el 8,2%, con un volumen de ventas de 6,2 millones de metros cúbicos. Este incremento se debió a un aumento de la demanda de naftas Super y Premium, registrando este último segmento un crecimiento del 18,5%. Por su parte, debido a un incremento en la demanda de los sectores agropecuario e industrial, la comercialización local de gasoil llegó a los 13,4 millones de metros cúbicos, es decir, una suba del 6,8%. Finalmente, el mercado de GNC creció el 0,9% respecto de 2009, con 2,7 millones de metros cúbicos. Combustibles Petrobras Argentina En este contexto, las ventas de combustibles líquidos de Petrobras Argentina al mercado interno alcanzaron durante 2010 un volumen de 2,2 millones de metros cúbicos. Estas cifras representan una participación en el mercado del 11,1%. De ese total, 1,5 millones de metros cúbicos correspondieron a gasoil. Ese volumen, impulsado por la demanda del sector agropecuario, constituye un crecimiento con respecto al año anterior del 7%. Por su parte, los 0,7 millones de metros cúbicos restantes corresponden a naftas. El segmento también reflejó un crecimiento respecto del año anterior, en este caso de un 9%, producto de una mayor demanda de naftas Súper y Premium. En este sentido, solamente el volumen de las ventas de Podium, la nafta Premium de la Compañía, creció un 13,3%.


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Mercados de asfaltos y búnker El volumen de ventas del mercado de asfaltos en 2010 fue de 450 mil toneladas, lo que representa una baja del 4% con respecto al año anterior. En ese marco, Petrobras Argentina totalizó ventas por 163 mil toneladas, de las cuales 159,4 mil correspondieron al mercado local. Las 3,6 mil toneladas restantes corresponden a exportaciones principalmente a Chile, Bolivia y Paraguay. Por otra parte, el mercado de IFO´s Bunker creció 30% con respecto al ejercicio anterior, en gran parte debido a un mayor movimiento de buques, producto de las buenas cosechas gruesa y fina. El volumen de comercialización fue de aproximadamente 967 mil toneladas, mientras que el de gasoil bunker llegó a los 264 mil metros cúbicos. Las ventas de Petrobras Argentina en el rubro IFO´s Bunker fueron de 270 mil toneladas, lo que significa una importante suba del 7% respecto de 2009. Lubricantes En 2010 las ventas de Lubrax en el mercado argentino totalizaron 22,7 mil metros cúbicos, lo que representa una baja del 7,2% en relación a 2009. De esta manera, nuestra participación de mercado fue del 7,8%. Estaciones de servicio y Agros Durante 2010, la Compañía continuó trabajando con su red de 604 estaciones de servicio y 39 agros, siempre prestando el servicio de calidad que caracteriza a la marca Petrobras. Entre otras iniciativas, desarrolló el “Programa de Adecuación de Imagen”, que alineó y modernizó la presentación de 130 estaciones de servicio. Refinería del Norte (Refinor) En 2010 Refinor procesó un promedio diario de 15,5 millones de metros cúbicos de gas, un 13% menor al ejercicio anterior. En relación a la producción de GLP, Refinor alcanzó las 326,9 mil toneladas, de las cuales 62,4 mil toneladas fueron procesadas bajo contrato de façon. La producción propia de GLP alcanzó las 264,5 mil toneladas (un 13,6 % menor al ejercicio anterior) y la venta totalizó 240, 7 mil toneladas en el año (un 21,7 % menor al ejercicio anterior). Estas disminuciones se explican, principalmente, por un incidente ocurrido en la planta de procesamiento de gas entre los meses de junio y agosto de 2010. Por otra parte, el promedio diario de crudo procesado fue de 12.425 barriles, sobre una capacidad instalada de 26.417 barriles diarios, registrando una disminución del 13% con respecto a 2009. La comercialización de combustibles líquidos fue de 532, 3 mil metros cúbicos en el mercado local y de 332, 4 mil metros cúbicos en el mercado externo. Se registró, con respecto a 2009, una baja del 7% y el 24%, respectivamente, generadas principalmente por la menor carga de crudo originada en la disminución de la producción de la Cuenca Noroeste.


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Petroquímica El segmento Petroquímica es un componente importante para Petrobras Argentina en la estrategia de integración vertical de sus operaciones. A partir del gas natural, el benceno y otros derivados provenientes de los primeros eslabones de la cadena productiva, la empresa elabora estiréno monómero y polímeros para el mercado local y el exterior desde sus plantas de Argentina y Brasil. La Compañía, además, dispone de la mayor capacidad instalada de estireno y poliestireno de la región. En 2010, la Compañía:

- Alcanzó cifras récord de producción y ventas de estireno y poliestireno en las plantas de Brasil y Argentina.

- Avanzó en la adecuacíón de la planta de caucho de Puerto General San Martín con el objetivo de producir polímeros que cumplan con la nueva regulación europea.

1. División Estirénicos Argentina Las ventas del 2010 para las cuatro líneas de productos (estireno, poliestireno, poliestireno bi-orientado y caucho) alcanzaron las 185 mil toneladas. Esta cifra representa un aumento del 3,7% con respecto a 2009. Estireno En 2010, el total de ventas de estireno monómero fue de 74 mil toneladas, que implica un aumento del 8% respecto del año anterior. Estos incrementos obedecieron tanto al crecimiento de Argentina como al de la región, en especial de Brasil. En línea con estos resultados y al igual que en el ejercicio anterior, en 2010 no se despachó etilbenceno a Innova dado que Puerto General San Martín operó su planta de estireno al máximo de su capacidad. Asimismo, Innova actualmente cuenta con capacidad para producir mayor volumen de etilbenceno que el necesario para tener su planta de estireno a máxima carga. Adicionalmente, se exportaron 10 mil toneladas de estireno a Innova para cubrir parcialmente su mayor demanda y sus necesidades durante la parada de planta programada que tuvo lugar a fines de mayo y principios de junio de 2010. Del mismo modo, sobre el final del año se importó estireno para cubrir la producción afectada por la parada de planta programada para inicios de 2011. Poliestireno En 2010, la planta operó a máxima capacidad, obteniendo así el récord de producción de los últimos 10 años (65,2 miles de toneladas). El volumen de venta total de poliestireno registrado durante 2010 fue de 55 mil toneladas, un 6% más con respecto al ejercicio 2009. Este aumento obedeció principalmente a la mayor actividad local que totalizó 43,8 mil toneladas de venta, un 9% más que en 2009. En el mercado regional, las ventas totalizaron 11,2 mil toneladas, un 4% menos respecto al año anterior. Poliestireno bi-orientado (BOPS) Las ventas de poliestireno bi-orientado totalizaron 11,1 mil toneladas, aproximadamente un 3% menos respecto al año anterior, de las cuales el 24% fueron destinadas al mercado local y el 76% a exportación, que constituye el principal canal de venta de este producto. Si bien el nivel de exportaciones general fue similar al de 2009, se incrementaron las exportaciones a Europa y disminuyeron a Estados Unidos, manteniéndose los niveles en el Cono Sur y Sudáfrica, en comparación al año anterior.


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Caucho Petrobras Argentina vendió un total de 45,5 mil toneladas de caucho, aproximadamente un 3% menos respecto al año anterior. De ese volumen, 22 mil corresponden al mercado local y 23,5 mil a exportaciones regionales, lo cual significa un aumento del 2% y una baja del 7%, respectivamente. Esta última baja se debió a que el mercado de exportación fue el que más sufrió la menor disponibilidad de producto en el primer semestre, período en que la compañía realizaba su parada de planta en Puerto General San Martín y enfrentaba problemas operativos de producción. Asimismo, se sumó una menor demanda por parte del mercado brasileño dado que a partir de la apreciación de su moneda, se incrementaron las importaciones de producto terminado en dicha plaza. Este efecto fue compensado parcialmente durante el último trimestre del año con operaciones de venta a países de extrazona como Turquía, India, Alemania e Italia, entre otros. Durante 2011 se prevee finalizar las tareas de adecuación de la planta para poder producir polímeros que cumplan con la nueva regulación europea que entró en vigencia el 1 de enero de 2010, a fin de obtener la homologación del material en nuestros principales clientes. Durante el mes de diciembre de 2010 comenzaron las pruebas de producción. 2. Innova S.A. Durante 2010, la performance de Innova en estireno y poliestireno obtuvo resultados históricos. La producción total alcanzó las 697 mil toneladas y las ventas de estireno y poliestireno un valor de 302 mil toneladas, cifras que constituyen un récord en comparación con años anteriores. En el rubro estireno, la producción total fue de 267 mil toneladas y las ventas por 153 mil toneladas, un 13% y 5% superiores al ejercicio anterior, respectivamente. En el rubro poliestireno, por su parte, la producción fue de 146 mil toneladas y las ventas por 149 mil toneladas, un 19% y 21% superiores al año anterior, respectivamente. Finalmente, en el rubro etilbenceno la producción alcanzó las 284 mil toneladas. Estos registros reflejan el crecimiento del mercado brasileño. En relación a las ventas, hubo récords en la comercialización de poliestireno, como así también en la carga, envío y comercialización de estireno. Certificaciones y tareas de mantenimiento Durante 2010 se realizó la parada programada de mantenimiento en la planta de poliestireno, cuya producción fue compensada con la importación de productos de las plantas de Argentina. Como todo mantenimiento regular, la parada permitirá bajar los costos, reducir los riesgos de accidentes y mejorar la velocidad de reanudación de la producción. Asimismo, Innova recibió la certificación ROHS (restricción en el uso de sustancias peligrosas en equipos eléctricos y electrónicos) otorgada por Bureau Veritas, una empresa que audita los estándares y normativa relativa a calidad, salud y seguridad, medio ambiente y responsabilidad social. Como todos los años, se realizó la auditoría de mantenimiento de la certificación del sistema de gestión integrado (SGI) con resultados positivos. Fueron auditadas diversas áreas de la compañía con el foco en las normas de calidad ISO 9001, salud y seguridad OHSAS 18001 y medio ambiente ISO 14001. Por último, en diciembre de 2010 Innova obtuvo el registro de alcance de monómero en la producción de estireno por parte de REACH (Registro, Evaluación y Autorización de Sustancias Químicas). Este registro permite a los clientes de estireno de Innova exportar sus productos hacia la Unión Europea.


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Gas y Energía El segmento de Gas y Energía conecta dos insumos fundamentales para el desarrollo industrial del país. Al participar en ambos negocios, Petrobras Argentina maximiza la rentabilidad de su producción y asegura el abastecimiento propio. En el negocio de Gas, la Compañía realiza operaciones de venta de gas propio y de importación, provee servicios de brokering a empresas productoras que tercerizan su venta, y –a través de TGS– es licenciataria del transporte de gas natural en el sur del país. En el negocio de Electricidad, participa principalmente en la generación a través de la Central Termoeléctrica Genelba y la Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú y en la distribución mediante la participación en Edesur.

En 2010, la Compañía:

- Se afianzó como uno de los líderes dentro del Mercado de Generación Eléctrica Plus a través de su Central Genelba Plus.

- En el mes de noviembre de 2010, firmó un acuerdo con la Secretaría de Energía que incrementa el precio de la potencia y reconoce mayores costos de operación y mantenimiento.

- Continuó las obras de la Central EcoEnergía de Bahía Blanca, que aportará al sistema 14 MW de potencia de energía renovable. Se estima que en 2011 se iniciará su operación comercial.

1. Negocio de Gas y Transporte Comercialización En 2010 la Compañía comercializó en la Argentina volúmenes de gas propio y de importación por 7,5 millones de metros cúbicos diarios, un 13% menos que en 2009. El volumen de gas comercializado bajo la modalidad de brokerage fue de 4,6 millones de metros cúbicos diarios. Asimismo, se importó gas de Bolivia a través de ENARSA para comercializarlo en nuestro país. La distribución se realizó con trasporte propio y de terceros, a fin de abastecer a los clientes y asegurar el cumplimiento de los compromisos acordados. Uno de los factores que afectaron positivamente al negocio de comercialización fue la entrada en servicio de la ampliación del sistema de Transporte de TGS en el estrecho de Magallanes. Esta ampliación permitió flexibilizar las alternativas de inyección desde la cuenca Austral para cumplir con el abastecimiento de gas y con los acuerdos de Petrobras Argentina con el Estado Nacional. Asimismo, con la publicación de la Resolución N° 1.410, se incrementó la intervención del Estado Nacional en lo referente al despacho de gas natural con la finalidad de preservar la operación de los sistemas de transporte y distribución ante escenarios de demanda superior a la oferta.

Transportadora de Gas del Sur – TGS En el mes de diciembre de 2010 el Directorio de TGS resolvió discontinuar la registración de los ingresos correspondientes al aumento tarifario -previsto en el “Acuerdo Transitorio” suscripto entre TGS y la UNIREN- y revertir la provisión del crédito correspondiente a los ingresos de dicho aumento ya devengado. Por tal motivo, se observa una disminución de los ingresos obtenidos en año 2010 en relación a 2009 (ver Nota 5.3.2 a los estados contables individuales).


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Respecto de los ingresos por el servicio de transporte, además del efecto anualizado de las capacidades habilitadas en 2009, durante 2010 entró en vigencia la prestación de una capacidad firme adicional de 2 millones de metros cúbicos por día asociada a la habilitación de parte de las obras de la ampliación 2006/2010. Estas fueron ejecutadas y financiadas bajo el Programa de Fideicomisos de Gas que, conjuntamente con las capacidades asignadas en años anteriores, totalizan 5,9 millones de metros cúbicos por día. Asimismo, y dentro del alcance de las obras de ampliación 2006/2010 desarrolladas en el marco del programa mencionado precedentemente, TGS -en su rol de gerenciador- participó de la ejecución de la obra del tendido de un gasoducto de cruce del Estrecho de Magallanes, inaugurado en 2010 y que permite conectar la isla de Tierra del Fuego con el gasoducto troncal continental. Durante 2010, se recuperaron los precios internacionales de GLP y gasolina natural, lo que mejoró para TGS los ingresos por exportaciones. Asimismo, TGS incrementó sus ingresos como consecuencia de nuevos contratos de exportación de GLP y gasolina natural que permitiron acceder a mejores precios de venta respecto de los anteriores. Negocio de GLP En 2010, el volumen de GLP propio y de importación comercializado representó 253 mil toneladas, de las cuales 33 mil fueron vendidas bajo la modalidad de brokerage. Dichos volúmenes no presentan variaciones significativas en relación a los comercializados en 2009.

2. Electricidad Panorama de la generación eléctrica en Argentina La demanda de electricidad retomó en 2010 el crecimiento, con un valor en torno al 6%, luego de la caída sufrida en 2009, producto de la fuerte mejora que registró la economía. El sector residencial fue el de mayor contribución al crecimiento, a causa de la expansión en la cantidad de productos eléctricos utilizados tanto en verano como en invierno, con una tasa de incremento cercana al 7%. Por otro lado, la demanda industrial también mostró una variación positiva en torno al 5% en relación a 2009, gracias al mayor dinamismo que mostró el sector a lo largo del año. Habiéndose alcanzado en 2010 un nuevo récord de potencia y de consumo diario de energía, el sistema logró abastecerse gracias al aumento de la generación térmica debido a la incorporación de nuevas máquinas al sistema y los mayores aportes hidráulicos producto de caudales extraordinarios sobre los ríos Paraná y Uruguay. Al mismo tiempo, sobre la cuenca del Comahue los caudales se comportaron por debajo de su media histórica, lo que obligó al sistema a maximizar la utilización de combustibles líquidos y elevar las importaciones en invierno hasta el máximo posible físicamente. El abastecimiento se realizó en las siguientes proporciones, según su tipo: Hidroeléctrico 35%, Termoeléctrico 57%, Nuclear 6% e importación 2%. Central Termoeléctrica Genelba La Central Termoeléctrica Genelba generó 4.877 GW por hora, comprendidos por 4.518 GW por hora del Ciclo Combinado y de 359 GW por hora en la Central Genelba Plus. Dicha generación equivale a una participación del 4,3% en la generación de energía total del año y una participación del 7,3 % en sector de la generación térmica.


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El Ciclo Combinado de Genelba operó con un factor de disponibilidad operativa del 91% y en la Turbina a Gas Genelba Plus fue del 99,9%. En cuanto al factor de confiabilidad, el mismo fue del 99,7% para el Ciclo Combinado y de 99,9% para la nueva Turbina a Gas Genelba Plus. Durante 2010 se realizó en la turbina de gas TG12 de la unidad de Ciclo Combinado de la Central Termoeléctrica Genelba, el mantenimiento mayor correspondiente a las 100 mil horas de operación. Dicho mantenimiento tuvo un plazo de ejecución de 44 días, e incluyó la extensión de vida útil de la unidad. Esto permitirá continuar operando la central con los mismos altos estándares de confiabilidad y disponibilidad que ha presentado hasta el momento. Además, el mantenimiento sumó 10 MW de potencia en la turbina de gas y 15 MW al Ciclo Combinado. Durante 2011 se realizará el mismo procedimiento para la turbina de gas TG11 y la turbina de vapor TV10. Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú En 2010 los caudales medios de los ríos Limay y Collon Curá estuvieron, en conjunto, un 26% por debajo de su promedio histórico, producto de las bajas precipitaciones que se registraron en dichas zonas. En línea con esta disminución en el ingreso de agua, la generación de la hidroeléctrica se situó en 838 GW por hora, una cifra un 27% por debajo de 2009. Con un factor de disponibilidad del 93,4% y un factor de confiabilidad del 100%, la hidroeléctrica obtuvo una participación aproximada del 1% en la generación de energía total del país y del 2,1% en la generación de energía hidráulica.

3. Distribución Edesur S.A – Edesur En 2010, se registró una demanda de energía eléctrica en el área de concesión de Edesur de 18.730 GWh, valor que es 4,1% superior al registrado en 2009. En julio de 2010 la empresa experimentó una demanda máxima histórica de energía que se ubicó en 1.767 GWh y en diciembre de 2010 alcanzó su máxima demanda de potencia con un valor de 3.505 MW. Los clientes abastecidos por la compañía son 2.352.720, que representa un aumento de 2,1% anual. El volumen total anual de energía vendida fue de 16.759 GWh, monto que registra un aumento del 4,1% con respecto al año pasado. Durante 2010, se invirtieron un total de Ps.447 millones en la red eléctrica y sus instalaciones asociadas, monto Ps.49 millones mayor al invertido en 2009.


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Una Empresa detrás de los Negocios Calidad, Seguridad, Medio Ambiente y Salud e Higiene Ocupacional El éxito de una compañía está indisolublemente ligado a su compromiso con la salud y la seguridad de sus empleados, con la calidad de sus productos y con el cuidado del medio ambiente. Así concibe Petrobras Argentina su gestión, porque sabe que el progreso económico sólo será sustentable en la medida que este compromiso se fortalezca y se profundice. De acuerdo a estas premisas, Petrobras Argentina desarrolló políticas y directrices de Calidad, Seguridad, Medio Ambiente y Salud e Higiene Ocupacional (CSMS), que forman parte integral de su modelo de gestión. En consonancia con ellas, lleva adelante programas, capacitaciones y evaluaciones que le permitan cuidar el bienestar de sus empleados, trabajar de manera ecoeficiente, optimizar recursos y mejorar la calidad de vida.

En 2010, la Compañía

- Fue reconocida en el 1er. Congreso Latinoamericano y 3ro. Nacional de Seguridad, Salud Ocupacional y Medio Ambiente en la industria del Petróleo y del Gas.

- Elaboró el mapa de sensibilidad ambiental del Río Paraná, una herramienta clave para prevenir los riesgos inherentes de las operaciones de Petrobras Argentina.

- Obtuvo, en las operaciones evaluadas, índices superiores de adhesión a las 15 Directrices de SMS en comparación con años anteriores.

- Dentro de sus programas de formación y certificación dictó talleres y cursos que superaron los 5.000 asistentes.

1. Calidad de Gestión Petrobras Argentina participó en iniciativas que le permitieron evaluar el posicionamiento de la Compañía en cuanto a calidad de gestión. Participó del ciclo 2010 de Benchmarking de indicadores de gestión del Instituto Profesional Argentino para la Calidad y la Excelencia (IPACE) y, también, del proceso de Comparación de Indicadores de Accidentología promovido por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG). En ambos casos obtuvo resultados que superaron la media de las muestras: en el primero, estaban constituidas por empresas del mercado argentino, y en el segundo, por empresas del rubro. A su vez, la Compañía intensificó el patrocinio a la Fundación Premio Nacional de la Calidad y FUNDECE, y mantuvo su presencia en comisiones y jornadas relacionadas. Toda esta actividad promovió mejoras internas. La Compañía, además, extendió el alcance de la gestión estructurada de anomalías a los desvíos de procesos. Para ello, capacitó a sus empleados y se aseguró que identificaran las causas básicas para prevenir ocurrencias. Esta acción fue acompañada de una fuerte concientización acerca de la importancia de este proceso y de sus resultados. En tanto, en la búsqueda de garantizar la transferencia de conocimientos y la disciplina operacional, la Compañía comenzó a medir la percepción de la cultura de estandarización en la fuerza de trabajo, esto es, los niveles de internalización que los empleados tienen sobre la importancia de los procesos. Continuó, asimismo, con el seguimiento de indicadores mensuales de gestión. Finalmente, Petrobras Argentina mantuvo durante 2010 los certificados de Sistemas de Gestión de CSMS (ISO 9001, ISO 14001 y OSHAS 18001) en sus unidades operacionales. Adicionalmente realizó un nuevo ciclo de Evaluación Corporativa de Gestión de SMS, bajo el proceso estructurado para todo el Sistema Petrobras - PAG-SMS. Como resultado, se superó el nivel de adhesión a las 15 Directrices de SMS alcanzado en años anteriores.


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2. Seguridad Durante 2010, el trabajo de prevención y concientización practicado en Petrobras Argentina obtuvo resultados positivos. La Compañía mantuvo índices de accidentes e impactos ambientales por debajo de los años anteriores y menores a los presupuestados. Puntualmente, acumuló más de 5 millones de horas sin accidentes con pérdida de días en Ecuador y Bolivia, y 4 millones en Cuenca Austral, tanto en personal propio como contratado. Así, en la búsqueda permanente del “accidente cero”, la Compañía continuó desarrollando diversas acciones y programas que tienden a reforzar la seguridad, entre los cuales pueden destacarse los siguientes: - Extendió la implementación de la herramienta de Gestión de Cambios, con la que se propuso asegurar una efectiva gestión de riesgos, especialmente ante proyectos o cambios menores. Realizó además capacitaciones en las unidades operacionales. - Siguió adelante con el Programa de Certificación en SMS y con el Taller de Recertificación de SMS, ambos obligatorios para empleados de empresas prestadoras de servicios. Los programas, dictados tanto en la Universidad Tecnológica Nacional como en planta, buscaron generar una cultura de calidad, seguridad y cuidado del ambiente, y concientizar acerca del cumplimiento de estándares y el uso de herramientas de gestión disponibles. Este año, participaron 1.943 personas con una efectividad del 95%. - Organizó para la comunidad el Taller de Manejo de Emergencias con Materiales Peligrosos en Santa Rosa, La Pampa, con simulacro de accidente en ruta y escenarios de incendio y derrame. - Completó las auditorias de trazabilidad operativa en la Dirección Industrial y Edificio Central, que hacen hincapié en aspectos de prevención de accidentes y disciplina operacional, en los procesos de Permisos de Trabajo, Control de Energías Peligrosas, Auditorias de Comportamiento y Difusión de Alertas. - Participó del 1er. Congreso Latinoamericano y 3ro. Nacional de Seguridad, Salud Ocupacional y Medio Ambiente en la industria del Petróleo y del Gas, organizado por el IAPG, con foco en el intercambio de metodologías y experiencias. Recibió un reconocimiento general por su tarea y una mención especial al trabajo sobre responsabilidad en la baja percepción del riesgo en la investigación de accidentes laborales y su relación con el aprendizaje. - Continuó con los programas de capacitación de los brigadistas de los activos, para asegurar una buena respuesta frente a una eventual contingencia. Participó además en las Olimpiadas de Brigadistas de Incendio y Rescate organizadas por el Centro Argentino de Lucha Contra Incendio y Conducción, y el IRAM: previamente al encuentro realizó actividades de entrenamiento teórico-prácticas. - Realizó capacitaciones en seguridad vial, específicamente teóricas y prácticas en manejo preventivo para el personal expuesto a riesgos de esta naturaleza. Difundió, además, comunicaciones internas entre todos los empleados, para brindar asesoramiento preventivo. Finalmente, el compromiso con la seguridad también tuvo su espacio académico. Para impulsar la adopción de mejores prácticas, Petrobras Argentina fue sponsor de la Segunda Escuela Internacional de “Riesgos de líquidos inflamables, combustibles y GLP en el combate de incendios”, organizado por los bomberos voluntarios de Alta Gracia, Córdoba. 3. Medio ambiente En materia de Medio Ambiente, Petrobras Argentina trabaja bajo el concepto de ecoeficiencia. Esto significa optimizar el uso de recursos naturales y, así, conseguir un mínimo impacto en el medio ambiente y mantener los niveles de rentabilidad. Estos esfuerzos tuvieron su reflejo fuera de la compañía. Por quinto año consecutivo, Petrobras Argentina, a través de su casa matriz, participó en la conformación del Dow Jones Sustainability Index (DJSI). Este índice, el más importante de sostenibilidad del mundo, utiliza como parámetros el desempeño social, económico y medioambiental de las compañías que lo conforman. Por otra parte, en


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línea con las recomendaciones del Protocolo de Kyoto, la Compañía continuó la gestión conjunta con el Banco Mundial para evaluar proyectos que puedan encuadrarse como Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL). Asimismo, para mejorar la información ambiental de los lugares donde opera, durante 2010, la Compañía elaboró el mapa de sensibilidad ambiental del Río Paraná. El mapa se extiende desde Asunción del Paraguay hasta su desembocadura en el Río de la Plata. Esta información ambiental y georeferenciada, que abarca aspectos socioeconómicos, culturales y de flora, fauna y comunidades, será una herramienta clave para prevenir los riesgos inherentes de las operaciones de Petrobras Argentina. Por otro lado, la Compañía continuó con los proyectos de integridad de ductos y de saneamiento de pasivos ambientales. Junto con especialistas externos, auditó las fuentes de emisión gaseosa de las plantas afectadas. De esta forma, se aseguró que los datos registrados en forma mensual en el inventario de emisiones de la compañía —operativo desde el 2004— sean confiables y reflejen la realidad de cada activo. Esta fuente de información permitirá implementar mejoras y reducciones energéticas. 4. Salud e Higiene Ocupacional Comprometida con la calidad de vida de sus empleados, Petrobras Argentina mantiene su certificación de empresa cardiosegura y libre de humo de tabaco. Continúa desarrollando, también, su Programa de Promoción y Protección de la Salud, que no sólo fomenta hábitos saludables de alimentación y la actividad física, sino que también trabaja sobre el manejo del estrés y la prevención de enfermedades y accidentes. En ese contexto, la Compañía continuó con el servicio de Consultoría Individual, que pone a disposición de sus empleados un profesional especializado para atender en los lugares de trabajo consultas particulares, entre las que se destacan las de nutrición y tabaquismo. Durante el año, los especialistas asesoraron a 1.257 empleados. Durante 2010, todos los empleados realizaron los exámenes médicos periódicos obligatorios, los cuales son complementados con indicadores epidemiológicos correspondientes a dislipidemias, hipertensión arterial, sedentarismo, sobrepeso y obesidad. Por otra parte, la Compañía dictó 116 talleres a los que asistieron 1.127 participantes y, también, cursos de Resucitación Cardio-Pulmonar (RCP) y primeros auxilios en todas sus instalaciones para casi 1.500 empleados. Desarrolló, además, un plan de actividad física del que participaron 2.500 personas, y llevó adelante campañas de vacunación de gripe y tétanos en toda la empresa. En Higiene, se completaron las mediciones correspondientes a los ambientes de trabajo, los mapas de riesgos específicos, y se realizó el seguimiento de los desvíos presentados.


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Valoración Humana Uno de los activos más importantes de Petrobras Argentina son sus personas: su capacidad, compromiso y esfuerzo diarios son factores clave que permiten desarrollar ventajas competitivas tanto en los negocios como en la sociedad. Es por ello que la Compañía no sólo tiene en cuenta la creación de instancias de formación y desarrollo para sus empleados, sino que también fomenta un ambiente de trabajo atractivo y motivador. En 2010, la Compañía:

- Brindó a sus empleados aproximadamente 50 mil horas de capacitación. - Desarrolló actividades, como programas de formación en Liderazgo o de Educación

Gerencial, que promueven la gestión y el desarrollo interno de sus empleados. - Continuó participando exitosamente de ferias de empleo para fortalecer su imagen

institucional y divulgar su filosofía empresarial y de gestión de personas. - Inició la implementación de una base única de funciones y cualificaciones de los empleados. - Trabajó intensamente por el bienestar general de sus empleados con distintas acciones como

programas de visitas de hijos, reconocimientos a trayectorias o charlas abiertas por el Día Internacional de la Mujer.

1. Gestión de Recursos Humanos

Petrobras Argentina inició la implementación del Proyecto de Familia de Funciones, que busca generar una base única de funciones y cualificaciones de los empleados. El proyecto alcanza a todas las posiciones no gerenciales fuera de convenio de Petrobras Argentina, y su objetivo es gestionar el capital humano y el conocimiento desde una visión global, que permita que las personas estén en las posiciones correctas, en el momento oportuno. Asimismo, la Compañía continuó trabajando con el Tablero de Recursos Humanos –la herramienta que permite analizar los resultados de los indicadores de capital humano de manera global para cada unidad operativa y a nivel corporativo-, relevando datos trimestrales. 2. Reclutamiento y selección La Compañía continuó trabajando para cubrir cada puesto con la persona más apta, como una garantía de excelencia en resultados. Para ello, desarrolló estrategias y canales que maximizaron la transparencia en el proceso de reclutamiento. Moviliza Moviliza, el programa de búsquedas internas de la Compañía, continuó garantizando la movilidad de sus recursos, y favoreciendo el desarrollo y el crecimiento de su personal. Ferias de empleo Petrobras Argentina participó por sexta vez en la feria de empleo virtual Expobumeran 2010 para darse a conocer, y para actualizar la base de potenciales candidatos. El stand de la compañía recibió alrededor de 21 mil visitas y 14 mil currículums vitae, una muestra del posicionamiento de la empresa en el mercado. Planeamiento de capital humano Durante 2010 la información recopilada en años anteriores fue considerada en distintas instancias y procesos, como reclutamiento y selección, y educación corporativa, entre otros.


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3. Remuneraciones y beneficios Durante 2010, la Compañía otorgó al personal fuera de convenio, un incremento salarial equivalente al concedido por el mercado laboral. Asimismo, en marzo actualizó los beneficios otorgados a los empleados en función al mercado y otras variables macroeconómicas. En ambos casos, se respondió a la política de remuneraciones que se basa en dos principios fundamentales: competitividad externa y equidad interna. 4. Relaciones gremiales El contexto laboral estuvo influenciado en forma directa por el incremento de los precios en la canasta básica familiar. Esta situación generó un fuerte reclamo desde las organizaciones sindicales, que plantearon continuas negociaciones para mantener el poder adquisitivo de los salarios de convenio. Por tal motivo, durante el año se desarrollaron procesos de negociación con los sindicatos afines a las actividades de la Compañía. Las negociaciones contaron con el monitoreo de los de los Gobiernos Provinciales y Ministerios de Trabajo, Empleo y Seguridad Social, y Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios de la Nación. Petrobras Argentina participó activamente en las comisiones laborales y de negociación de las cámaras empresariales que representaron a la industria en las negociaciones. 5. Formación y desarrollo Programas de Formación en Liderazgo Petrobras Argentina implementó tres programas de formación en liderazgo en 2010:

- Formación de Mandos Medios. cuyas actividades se realizaron en Buenos Aires, Neuquén y Bahía Blanca.

- Futuros Líderes, focalizado en la formación de analistas senior con proyección para ocupar posiciones gerenciales, en tres ediciones: dos en Buenos Aires y una en Puerto General San Martín.

- Programa Liderazgo para Encargados de estaciones de servicio. Programa de Formación en Gestión En el sexto año de este programa, la Compañía realizó actividades en Maipú 1, Puerto General San Martín, Neuquén, Río Gallegos y Bahía Blanca enfocadas al desarrollo de las competencias individuales corporativas, tales como capacidad de decisión, trabajo en equipo, aprendizaje y diseminación de conocimientos, entre otras. Educación gerencial En 2010 el área de Recursos Humanos reformuló el procedimiento de masters y posgrados con el fin de delinear criterios y orientaciones comunes para la realización de este tipo de formación. Universidad Petrobras La Compañía estructuró el proceso de postulación y aprobación de actividades en el exterior. Centro de capacitación Contemplando tanto las actividades de formación en gestión como las de capacitación técnica, alrededor de 2.400 participantes asistieron a un total de 452 cursos, lo que representa aproximadamente 40 mil horas de capacitación.


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Ciclo de gestión del desempeño La Compañía implementó la Evaluación de Competencias individuales corporativas correspondiente al ciclo 2009, a través del portal Integra. Tal como lo indica el proceso, a través de este portal, se realizarán la evaluación de objetivos y competencias individuales corporativas de manera conjunta.

Capacitio

Capacitio, el sector de capacitación exclusivo para la red de estaciones, realizó acciones de formación, con un total de aproximadamente 10 mil horas cátedra. Los programas de capacitacion dictados fueron: Management, Energía de Servicios, Bienvenidos a Petrobras, Aula Móvil, Diesel Podium y Premmia. 6. Compromiso y satisfacción de los colaboradores Acciones para la atención de los empleados Durante 2010, Nexo (el centro de atención para las consultas de los empleados con diferentes canales, como correo electrónico, web, teléfono y 0800 gratuito) amplió su cobertura horaria. Recibió, así, un 22% más de consultas que en 2009. Para profundizar el acercamiento al personal, la Compañía reconoció la trayectoria de 720 empleados que cumplieron 10, 20, 30 y hasta 40 años de trabajo en la empresa. Además, para afianzar los vínculos de pertenencia, organizó distintas actividades como desayunos de trabajo con los directores y gerentes ejecutivos, charlas abiertas en el Día Internacional de la Mujer, y entregas de regalos para las secretarias en su día y para los hijos de los empleados en el Día del Niño. Por último, se organizó la VIPP (Visita Importante para Petrobras) para que los colaboradores compartieran un día de trabajo con sus hijos.


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Responsabilidad Social Empresaria Para Petrobras Argentina, la Responsabilidad Social Empresaria es una forma de gestión integrada, ética y transparente, que atraviesa todos los niveles de la organización y está presente en los negocios y en la relación con el púbico tanto interno como externo. La promoción de los derechos humanos, el respeto por la diversidad humana y cultural y la reducción de la desigualdad social son algunos de los ejes en los que se basa la política de Responsabilidad Social de la Compañía. Es por ello que genera y apoya iniciativas sostenibles en el tiempo, orientadas principalmente al campo de la niñez y la adolescencia y la preservación del medio ambiente. Estas acciones permiten dejar capacidad instalada en las comunidades en las que la Compañía opera y responden a un solo objetivo: crecer en una sociedad que también crece. En 2010, la Compañía:

- Dio inicio a una nueva etapa en la inversión social de la empresa, en la que profundizó el apoyo al protagonismo social y el acompañamiento al desarrollo de las comunidades cercanas a las operaciones de la empresa, redes y organizaciones sociales.

- Resultó una de las diez empresas más reconocidas según el ranking 2010 en Gestión Empresaria orientada a la Sustentabilidad del Premio Ciudadanía Empresaria otorgado por la Cámara de Comercio Americana en Argentina (AmCham).

- Desarrolló la segunda edición del Concurso de Proyectos Sociales, que triplicó la cantidad de proyectos recibidos respecto de la edición anterior.

- Fortaleció el protagonismo de los líderes de la empresa en la gestión de los procesos y proyectos de responsabilidad social, con énfasis en los temas de comunidad.

1. Programas Corporativos - Programa de Inversión Social

Dentro de su Programa de Inversión Social, en 2010 llevó a cabo el Segundo Concurso de Proyectos Sociales, la iniciativa que acompaña el desarrollo de proyectos de interés público. En esta edición, se inscribieron 156 proyectos, el triple que en 2008. En cuanto a las temáticas, a las de la primera edición -discapacidad, retención escolar y recreación y uso del tiempo libre-, se sumaron: promoción del trabajo decente, reducción de la mortalidad infantil, salud materna y promoción de un medio ambiente sostenible. Durante 2011, quince instituciones podrán implementar sus proyectos. Así, el programa contará con 25 proyectos acompañados y más de 3.300 niños y jóvenes beneficiados. También dentro del Programa de Inversión Social, Petrobras Argentina auspicia eventos de Responsabilidad Social que buscan mejorar la calidad institucional del tercer sector. En 2010, fue impulsora de la XVI Jornada Argentina del Sector Social, la Jornada Regional de la Patagonia y el Seminario Desarrollo Sustentable y Responsabilidad Social Empresaria organizados por la Fundación Compromiso. Además, apoyó la investigación Reporte de Sustentabilidad en Argentina realizado por ComunicaRSE y acompañó el Noveno Congreso Internacional de Fundraising organizado por la Asociación de Ejecutivos en Desarrollo de Recursos para Organizaciones Sociales. Asimismo, se mantuvo como Miembro de Oro del Instituto Argentino de Responsabilidad Social Empresaria. - Programa Petrobras Energía para los Chicos En 2010, Petrobras Argentina desarrolló por sexto año Energía para los Chicos, el programa que busca contribuir con hospitales públicos de las zonas donde la Compañía está presente. Para ello, la empresa organiza recitales y aporta, por cada uno, 50 mil pesos para que las instituciones -en su mayoría, dedicadas a la salud infantil- mejoren su equipamiento médico o infraestructura. Desde su inicio, el programa realizó 25 recitales, en los que participaron 16 artistas. En total, Petrobras Argentina donó 1.5 millones de pesos a distintas instituciones hospitalarias del país. Este año a través de la realización de shows, colaboró con tres hospitales: -Asociación Cooperadora del Hospital Municipal Dr. Leónicas Lucero, de Bahía Blanca. -Asociación Cooperadora del Hospital Programa Área Catriel. -Asociación Cooperadora del Hospital Rincón de los Sauces.


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2. Programas en alianza - Deporte e integración social Junto con la realización de la Copa Petrobras de Tenis, la Compañía busca propiciar la difusión de proyectos de impacto comunitario. Durante 2010, concedió dentro del evento un espacio para que las asociaciones civiles La Usina y RedActivos -emprendimiento social que comercializa productos desarrollados por personas con discapacidad- puedan difundir sus actividades. Asimismo, trabajó a través de la comunicación aspectos de sensibilización sobre la discapacidad. Invitó, además, a la Asociación Argentina de Tenis Adaptado y a la Fundación Baccigalupo a participar de una clínica de tenis. - Unidad pediátrica móvil Petrobras Argentina continuó acompañando a la Unidad Pediátrica Móvil (un proyecto conjunto de La Casa de Ronald McDonald y el Hospital Universitario Austral), cuyo fin es brindar asistencia médica primaria, prevención odontológica, programas de educación sanitaria y vacunación a niños de comunidades con difícil acceso al sistema de salud. En 2010, mediante los Operativos Petrobras, la unidad asistió a 272 niños en las localidades de Zárate y Marcos Paz. 3. Otras actividades en alianza - Programa agentes de cambio La Compañía continuó su tarea junto con la Fundación Germinare en la localidad de Zárate, la misma facilita el acceso de niños carenciados a una formación académica que mejore sus capacidades. Finalizada la etapa de apoyo académico de 2009, durante 2010 siete chicos ingresaron a cuatro colegios privados. Además, durante 2010, ocho niños participaron del Programa Intensivo de Capacitación, que continuará en 2011. - Proyecto de inclusión digital Desde el inicio del recambio tecnológico en 2009 y hasta diciembre de 2010, la Compañía donó 1.553 computadoras y notebooks, 1.770 monitores, 3 servidores y 104 impresoras a escuelas, organizaciones no gubernamentales y entidades como Educ.ar y Fundación Equidad. Gracias a ello, alrededor de 250 instituciones de todo el país recibieron equipamiento reciclado. Para 2011, se planean nuevas donaciones y alianzas. - Acciones locales de relación con la comunidad Junto con otras empresas, Petrobras Argentina creó Acercarse, un programa que busca fortalecer a las organizaciones de Zárate que trabajan en la defensa del medioambiente y la educación, y la empleabilidad local. Durante el segundo semestre de 2010, el programa capacitó a 35 organizaciones y llevó a cabo un concurso de proyectos sociales con premios para las iniciativas destacadas. Asimismo, en Río Gallegos llevó a cabo, por tercer año consecutivo, talleres de educación medioambiental para alumnos de EGB -Educación General Básica-. Los mismo se implementaron con el apoyo pedagógico de la fundación Junior Achievement. Los talleres son dictados en la misma escuela por empleados voluntarios de la Compañía, capacitados previamente por la fundación. -Auspicios y campañas de bien público En 2010, la Compañía auspicio el Segundo Simposio Iberoamericano de Empleo con Apoyo de la Fundación Discar, y acompañó el Octavo Congreso Argentino de Padres de Fundación Proyecto Padres. -Colaboración en eventos solidarios La Compañía colaboró también con diversos eventos solidarios organizados por Fundación Colegio San Pablo, Casa Ronald Mc Donald´s, Fundación Proyecto Padres, Fundación Cimientos, Fundación Baccigalupo y Colegios Las Lomas Oral.


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Comunicaciones Desde el área de Comunicaciones, Petrobras Argentina se ocupa de delinear la presencia de su marca y de dar a conocer sus novedades a todos los públicos de interés. Para ello, desarrolla diversas acciones de comunicación, alineadas con los objetivos del negocio y delineadas para potenciar la tarea cotidiana. Durante 2010, la Compañía:

- Continuó apoyando el desarrollo deportivo: patrocinó por noveno año el Equipo Petrobras de TC2000, que resultó campeón por equipos, y renovó el convenio con River Plate para ser su sponsor por dos años más.

- Mantuvo su presencia junto a la cultura argentina con el objetivo de estimular y difundir a las nuevas generaciones: como hace ya varios años, fue sponsor principal en Buenos Aires Photo, arteBA e Impact Art.

- Desarrolló diversas campañas internas de comunicación; entre ellas, las referidas a la Seguridad de la Información, la campaña de Vacunación contra el Sarampión, el Campeonato Mundial de Fútbol 2010 y las renovaciones del sitio Zona de Descuento, entre otras.

1. Comunicación Interna y Editorial En 2010, Petrobras Argentina continuó llevando a todos sus empleados los mensajes institucionales y las novedades de la Compañía para promover la comunicación entre las personas y las diversas áreas. Las campañas de 2010 Durante el año, el área de Comunicaciones trabajó en una serie de campañas. En la semana de la salud, difundió las medidas preventivas de la Gripe H1N1 y el virus del dengue y, hacia fin de año, desarrolló campañas de prevención acerca del alcohol al volante, el manejo en las rutas y las altas temperaturas. Asimismo, llevó a cabo una acción dirigida a los empleados que no habían recibido la vacuna contra el sarampión. También cabe mencionar la campaña del Día Internacional de la Mujer, que hizo foco en el rol de la mujer en el trabajo y en el hogar, así como la de Seguridad, en la que se remarcó la importancia de cuidar la información. Además, desde al área de Comunicaciones se acompañaron las campañas del área de Responsabilidad Social Empresaria y el Ciclo Gestión de Desempeño. Los canales de comunicación La Compañía actualizó diversas herramientas de la intranet para hacerla más amigable y dinámica. Entre las novedades, se encuentran la incorporación del estado del clima y un apartado con las noticias más comentadas. 2. Patrocinios

Petrobras Argentina sabe que estar presente en los hechos más significativos de la comunidad es un modo de afianzar su liderazgo. Por eso, hace casi una década que apoya acciones en el ámbito de la cultura y el deporte argentinos. En 2010, continuó respaldando los siguientes eventos:

- ArteBA: desde 2004, Petrobras Argentina es sponsor principal de arteBA y del Premio arteBA-Petrobras a las Artes Visuales. - Buenos Aires Photo: desde su inicio en 2006, la Compañía es sponsor principal de esta feria, que cada año convoca más visitantes en el Palais de Glace de Buenos Aires.


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- Impact Art: por tercer año consecutivo, Petrobras Argentina fue sponsor principal de esta iniciativa artística, deportiva y social, en la que referentes del deporte nacional se valen de sus disciplinas para pintar cuadros, luego subastados a beneficio de UNICEF. - Casi Ángeles: por cuarto año consecutivo Petrobras Argentina auspició la obra teatral de esta reconocida tira juvenil, presentada durante el invierno en el teatro Gran Rex. - Programa Petrobras Energía para los chicos: en su sexta edición, el Programa llegó a Catriel, Bahía Blanca y Neuquén, a través de grandes intérpretes de la música argentina como Miguel Mateos, Marcela Morelo y Facundo Saravia. - Patrocinio al Club Atlético River Plate: Petrobras Argentina renovó el convenio con River Plate para ser su sponsor hasta 2012 en todas las categorías donde esté presente. - TC 2000: en su noveno ciclo de patrocinio, el Equipo Petrobras de TC2000 resultó campeón por equipos. Asimismo, la promoción “TC2000 llega a tu ciudad” acompañó a la categoría por diferentes ciudades del interior de Argentina. - Copa Petrobras de Tenis: este certamen cuenta con una gran exposición en medios televisivos y gráficos. Durante la misma, la Compañía lleva a cabo diferentes acciones, como por ejemplo la clínica, en la que empleados de Petrobras, proveedores y contactos de interés reciben de ex-jugadores de tenis los consejos más importantes de este deporte. 3. Publicidad En el área de Publicidad, Petrobras Argentina apuntó a mantener tanto la relación con los principales medios con presencia de pauta en los mismos como el awareness de marca apuntando al público masivo. Trabajó, principalmente, en la presencia de marca institucional en radios, gráfica y TV por cable, y a través del apoyo a las acciones de patrocinios, Responsabilidad Social Empresaria y productos de la Compañía. Asimismo, llevó adelante la planificación y creatividad de la revitalización de la marca Lubrax, cuya campaña integral se prevé realizar en el primer cuatrimestre de 2011. 4. Marca Durante 2010, la Compañía implementó el Programa de Adecuación de Imagen. Este programa permitió renovar más de 130 estaciones de servicio. Petrobras Argentina firmó, además, un contrato con casa matriz, Petrobras, en el cual se compromete a invertir en acciones de marca y posicionamiento.


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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 2010 se continuó trabajando en consolidar varias de las iniciativas implementadas a partir de 2004, tendientes a fortalecer las buenas prácticas de Gobierno Corporativo:

• Se continuó afianzando 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 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.

En cumplimiento de la Resolución General N° 516 de la CNV, la Sociedad ha elaborado el Informe sobre el Código de Gobierno Societario correspondiente al ejercicio cerrado el 31 de diciembre de 2010, que se adjunta como anexo al presente documento y que analiza detalladamente las recomendaciones incluidas en la mencionada resolución. Por otra parte, desde el ejercicio 2006 la Sociedad (anteriormente, a través de su controlante), en su condición de empresa registrada en la Bolsa de Valores de los Estados Unidos (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.


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Dirección y Administración Directorio Los Estatutos Sociales de Petrobras Argentina establecen 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 fue aprobada por la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas de Petrobras Argentina celebrada el 26 de marzo de 2010.

Nombre Cargo José Carlos Vilar Amigo Presidente Daniel Lima de Oliveira Vicepresidente José Raimundo Brandão Pereira Director Christovam Penteado Sanches (*) Director Cedric Bridger Director Roberto Monti Director Roberto Fortunati Director Carlos Alberto da Costa

Director

Luis Miguel Sas Director Carlos Alberto Pereira de Oliveira Pedro Augusto Bonésio Eduardo Autran de Almeida Jr. (**) Richard Olm Valdison Moreira Daniel Casal Alejandro Poletto

Director Suplente Director Suplente Director Suplente Director Suplente Director Suplente Director Suplente Director Suplente

(*) El Directorio de la Sociedad, en su reunión de fecha 6 de diciembre de 2010, aceptó la renuncia presentada por el señor Antonio Eduardo Monteiro de Castro al cargo de Director Titular con efectos a partir del 24 de enero de 2011. Atento a que el Suplente del Director renunciante, el señor Richard Olm, por cuestiones personales no podría asumir la titularidad antes del mes de abril, el Directorio de la Sociedad estimó que resultaba conveniente la designación de un nuevo Director Titular para completar el mandato del renunciante a partir del 25 de enero de 2011. El tratamiento de dicha cuestión estaba previsto en el punto 1 del Orden del Día de la Asamblea General Ordinaria de Accionistas convocada para el día 25 de enero de 2011, pero en la mencionada Asamblea se resolvió pasar a cuarto intermedio y continuar la reunión el día 23 de febrero de 2011. En consecuencia, como el cargo de Director Titular se encontraba vacante, la Comisión Fiscalizadora de la Sociedad, en ejercicio de las atribuciones que le son propias en los términos del artículo 258 de la Ley de Sociedades Comerciales resolvió, en su reunión de fecha 25 de enero de 2011, designar al señor Christovam Penteado Sanches para el cargo de Director Titular, en reemplazo del renunciante. (**) El Directorio de la Sociedad, en su reunión de fecha 3 de agosto de 2010, consideró y resolvió aceptar la renuncia presentada por el señor Carlos Eduardo Sardenberg Bellot al cargo de Director Suplente. Dada la declaración de vacancia del cargo de Director Suplente y teniendo presente el carácter individual y exclusivo que cada suplente reviste respecto del titular correspondiente, la Comisión Fiscalizadora de la Sociedad en ejercicio de las atribuciones que le son propias en los términos del artículo 258 de la Ley de Sociedades Comerciales resolvió, en su reunión de fecha 30 de agosto de 2010, designar como Director Suplente en reemplazo del renunciante al señor Eduardo Autran de Almeida Jr. En cumplimiento de la Resolución N° 368 de la CNV, los señores Cedric Bridger, Roberto Monti, Roberto Fortunati y Alejandro Poletto revisten el carácter de Directores independientes. Conforme a dicha norma, los demás miembros del Directorio revisten el carácter de no independientes.


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Modalidades de remuneración del Directorio La remuneración de los miembros del Directorio es fijada por la Asamblea General Ordinaria de Accionistas, de conformidad con la Ley de Sociedades Comerciales. El monto máximo de las retribuciones que por todo concepto puedan percibir los miembros del Directorio, incluidos sueldos y otras remuneraciones por el desempeño de funciones técnico-administrativas de carácter permanente, no podrá exceder el 25% de las utilidades del ejercicio. Dicho monto se limitará al 5% cuando no se distribuyan dividendos a los accionistas y se incrementará proporcionalmente a la distribución hasta alcanzar aquel límite cuando se reparta el total de las utilidades. Cuando el ejercicio de comisiones especiales, o de funciones técnico-administrativas por parte de uno o más directores, frente a lo reducido o a la inexistencia de utilidades imponga la necesidad de exceder los límites prefijados, sólo podrán hacerse efectivas tales remuneraciones en exceso si fuesen expresamente acordadas por las Asamblea General Ordinaria de Accionistas. Principales Ejecutivos El cuadro a continuación establece los nombres y cargos de los funcionarios ejecutivos de Petrobras Argentina:

Nombre Cargo

Carlos Alberto da Costa Director General Ejecutivo Luis Miguel Sas Director de Administración y Finanzas Gustavo Fernández Martínez Director de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (Interino) Clóvis Corrêa de Queiroz Director Comercial Valdison Moreira Director Industrial Daniel Casal Director de Legales José Carlos Caino de Oliveira Gerente Ejecutivo de Gas y Energía Juan Martín D´Agostino Gerente Ejecutivo de Calidad, Seguridad, Medio Ambiente y Salud Alfredo Guia y Diaz Gerente Ejecutivo de Planeamiento y Control de Gestión Adelson Antonio da Silva Gerente Ejecutivo de Recursos Humanos Juan Zadjman Gerente Ejecutivo de Comunicaciones (Interino) Modalidades de Remuneración de los Principales Ejecutivos La política de remuneraciones del personal ejecutivo consiste en una retribución anual en dinero y un plan de beneficios. La retribución anual en dinero se establece teniendo en cuenta las características y responsabilidades del cargo ocupado, la formación, capacidad y experiencia de cada ejecutivo y los valores de mercado para posiciones análogas. Esa remuneración está compuesta por una parte fija abonada bajo la forma de sueldo mensual y una compensación variable liquidada en forma anual, sujeta a objetivos vinculados a la performance operativa y financiera de Petrobras Argentina y al cumplimiento de objetivos individuales. Los beneficios asignados a los ejecutivos son similares a los del resto del personal de la Empresa, como ser: seguro de vida, cobertura médica y plan de pensión complementario.


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Organización de la Toma de Decisiones y Sistema de Control Interno Petrobras Argentina está organizada operativamente por Unidades Funcionales, apoyadas por una Estructura Central que agrupa a diferentes funciones. En la toma de decisiones, Petrobras Argentina es conducida por un Comité de Dirección que está integrado por cinco miembros: el Director General Ejecutivo, el Director de Administración y Finanzas, el Director de Exploración y Producción de Petróleo y de Gas, el Director Industrial y el Director Comercial. 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.


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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 N° 400/02 de la CNV la cual adicionalmente establece que la implementación y el funcionamiento de dicho Comité deberá constar en el reglamento interno de la entidad o en sus Estatutos. En cumplimiento de dicha normativa, la Asamblea General Ordinaria de Accionistas celebrada el 19 de marzo de 2004 dispuso, entre otras medidas, la incorporación a los Estatutos 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. Considerando que las acciones que constituyen el capital social cotizan en el New York Stock Exchange mediante un programa de American Depositary Shares y que en consecuencia la Sociedad se encuentra sujeta a las disposiciones de dicha entidad como así también a las de la SEC, el Comité se encuentra compuesto íntegramente por Directores independientes, formando parte del mismo los señores Cedric Bridger, Roberto Monti, y Roberto Fortunati como miembros titulares y el señor Alejandro Poletto como miembro suplente. Anualmente, el Comité de Auditoría elabora un plan de actuación para el ejercicio del que da cuenta al Directorio y a la Comisión Fiscalizadora. Los Directores, los miembros de la Comisión Fiscalizadora, gerentes y auditores externos están obligados, a requerimiento del Comité de Auditoría, a asistir a sus sesiones y a prestarle su colaboración y acceso a la información que dispongan. El Comité de Auditoría tiene acceso a toda la información y documentación que estime necesaria para el cumplimiento de sus obligaciones. Para un mejor cumplimiento de sus tareas, el Comité podrá contratar, por cuenta de la Sociedad, los servicios de asesoramiento de letrados y otros profesionales independientes de acuerdo con un presupuesto aprobado por la Asamblea General de Accionistas.


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El Comité de Auditoría tiene las siguientes facultades y responsabilidades:

a) Supervisar el funcionamiento de los sistemas de control interno y del sistema administrativo-contable, así como la fiabilidad de este último y de toda la información financiera o de otros hechos significativos que sea presentada a la CNV y a las entidades autorreguladas en cumplimiento del régimen informativo aplicable.

b) Establecer y supervisar la implementación de procedimientos para la recepción, documentación, tratamiento y seguimiento de quejas o reportes de irregularidades relacionados con temas contables, de control interno o de auditoría, dando manejo confidencial y anónimo a los mismos.

c) Emitir opiniones fundadas sobre operaciones entre partes relacionadas según lo exigido por la legislación aplicable. Emitir opiniones fundadas cuando exista o surja un conflicto de interés y comunicarlas a entidades autónomas según lo exigido por la CNV.

d) Proporcionar al mercado información respecto de las operaciones en las cuales exista conflicto de intereses con integrantes de los órganos sociales y/o accionistas controlantes.

e) Emitir opinión sobre la razonabilidad de las propuestas de honorarios y de planes de opciones sobre acciones que el Directorio formule a la Asamblea de Accionistas.

f) Emitir opinión sobre el cumplimiento de exigencias legales y sobre la razonabilidad de las condiciones de emisión de acciones o instrumentos convertibles en acciones, en caso de aumento de capital, con exclusión o limitación del derecho de preferencia.

g) Emitir como mínimo en ocasión de la presentación de los Estados Contables anuales un informe dando cuenta del tratamiento dado durante el ejercicio a las cuestiones de su competencia.

h) Emitir opinión a la Asamblea de Accionistas sobre la propuesta elevada por el Directorio para la designación (o revocación) del Auditor Independiente.

i) Evaluar la calificación e independencia del auditor externo. j) 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.

k) Evaluar la calidad de los principios contables de la Compañía y principales cambios en la aplicación de los mismos.


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Comité de Remuneraciones

A los efectos de una mejor supervisión de los aspectos salariales y de remuneraciones, el Directorio de Petrobras Argentina creó un Comité de Remuneraciones en la reunión celebrada el 6 de octubre de 2006. La misión del Comité de Remuneraciones es efectuar el seguimiento y revisar, cuando fuera necesario, las políticas salariales para permitir a la Compañía una mayor flexibilidad para la mejor toma de decisiones. Dicho Comité funciona en forma permanente, aprobando los temas relacionados con las políticas de remuneración, incluyendo prácticas de remuneración variable, debiendo reportarse al Directorio por lo menos semestralmente. Dicho Comité está integrado por los miembros titulares de este Directorio, o sus respectivos suplentes, los señores Roberto Monti, José Carlos Vilar Amigo y Carlos Alberto da Costa.


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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 26 de marzo de 2010. Nombre

Cargo

Juan Carlos Cincotta Síndico Justo Federico Norman Síndico Rogelio Norberto Maciel Síndico Olga M. Morrone de Quintana Síndico Suplente Mariana Paula Ardizzone Síndico Suplente María Laura Maciel 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, los Estatutos 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 reporte 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.


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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 éste posea. De acuerdo con la Ley N° 25.063, los dividendos que distribuya Petrobras Argentina, en dinero o en especie, en exceso de las utilidades impositivas acumuladas al cierre del ejercicio inmediato anterior a la fecha de pago o distribución, estarán sujetos a una retención del 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.


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Análisis de los Resultados Consolidados

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 2010, la cotización del peso respecto a la divisa estadounidense era de Ps.3,98 por dólar estadounidense en comparación con Ps.3,80 y Ps.3,45 por dólar estadounidense al 31 de diciembre de 2009 y 2008, 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, proveen una cobertura parcial 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, la devaluación del peso respecto al dólar determinó en el ejercicio 2010 una ganancia de Ps. 55 millones en el ejercicio 2010, en contraposición a pérdidas de Ps. 70 millones y Ps. 146 millones en los ejercicios 2009 y 2008, respectivamente, determinada principalmente por la configuración de una posición monetaria neta activa en moneda extranjera a partir del segundo trimestre de 2009. 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.

La CNV, a través de la Resolución General N° 441, dispuso que a partir del 1 de marzo de 2003 los estados contables sean expresados en moneda nominal. Si se reanudara la aplicación del ajuste por inflación, los estados contables deberían expresarse en moneda homogénea.

En 2010, 2009 y 2008 los índices de precios al consumidor, según las estadísticas del Instituto Nacional de Estadísticas y Censos, reflejaron una inflación en el orden del 10,9%, 7,7% y 7,2%, y los índices de precios mayoristas aumentaron 14,5%, 10,3% y 8,8% respectivamente.

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.


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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. Gas Natural

En 2007, el Gobierno Nacional y los productores firmaron un Acuerdo de Productores de Gas Natural, cuyos objetivos principales fueron asegurar el abastecimiento de la demanda interna de gas y la recuperación paulatina de los precios en todos los segmentos del mercado. En cuanto al primer objetivo, el acuerdo estableció compromisos de abastecimiento al mercado interno para cada productor. Fue homologado a través de la Resolución N° 599/07 de la Secretaría de Energía, que tenía vigencia escalonada según el segmento, siendo el compromiso de abastecimiento residencial el último en vencer en el año 2011. Como resultado, se distribuirá uniformemente las cuotas de mercado de cada segmento entre los productores y se mantendrán los precios regulados bajos para los segmentos mencionados. Asimismo, la Resolución establecía que el 31 de diciembre de 2009 finalizarían los compromisos de abastecimiento por parte de los productores de gas natural a los segmentos de mercados de GNC y usinas. Sin embargo, la Secretaria de Energía resolvió extender en forma unilateral dichos compromisos de abastecimiento. En relación al segundo objetivo, la recuperación paulatina de los precios, el incremento más importante se observó en el segmento usinas. En cambio, para los segmentos Residencial y GNC, a la fecha de emisión de la presente Memoria, los precios no se incrementaron significativamente, lo cual afecta en forma negativa a la comercialización de gas natural. 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 PEN. 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 entre los gobiernos de la Argentina y Bolivia -por los que 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. 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.

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. Para el año 2010 se renovó el Acuerdo Complementario de Productores de Gas Natural homologado por Resolución N° 1070/08 de la Secretaría de Energía. Por otro lado, se dispuso la creación de un Fondo Fiduciario (Decreto N° 2.067/08) para cubrir la importación de gas natural que sea requerida para garantizar el abastecimiento interno. Los cargos resultantes serán pagados por los usuarios de los servicios regulados de transporte y/o distribución, por las empresas que procesen gas natural y por los consumidores de gas que reciben directamente el gas de los productores sin hacer uso de los sistemas de transporte o distribución.


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En agosto de 2009 se firmó un Acuerdo de Paz Social entre el Gobierno Nacional y los productores de gas natural en el que se estableció que dichas empresas mantendrían el nivel de actividad productora a cambio de una mejora en el precio de gas en boca de pozo para el segmento de usinas, lo que ocasionaría un aumento del 30% en dicho sector. Además, los productores recibirían un subsidio por la entrega del gas a los segmentos residenciales valuado en 0,56 U$S/MMBtu. Durante el transcurso de 2010, la Sociedad no logró que las autoridades reconocieran este subsidio.

En octubre de 2010, a través de la Resolución ENARGAS I-1410, se establecieron modificaciones al mecanismo de despacho de gas natural, priorizando principalmente el abastecimiento de la demanda Residencial y GNC. Así, cada distribuidora pudo solicitar diariamente volúmenes por encima de lo comprometido en el Acuerdo de Productores de Gas Natural (Res. SEN N° 599/07). Esta resolución impactó negativamente a los negocios de gas natural, ya que significa la entrega de un mayor volumen para la demanda prioritaria. 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. El efecto de tales retenciones se deduce de los respectivos precios de venta.

Con el fin de garantizar el abastecimiento interno y desalentar las exportaciones, en noviembre de 2007 se modificó el esquema de retenciones a las exportaciones de hidrocarburos mediante la Resolución N°394/07 del Ministerio de Economía y Producción y se equiparó el tratamiento de ciertos productos derivados de su procesamiento con el aplicable al petróleo crudo. La modificación implica la aplicación de un derecho de exportación creciente, que determina para una calidad de crudo estándar un ingreso tope de U$S 42 el barril, cuando el precio internacional del petróleo crudo supere los U$S 60,9 por barril. Si el precio varía entre U$S 45 y U$S 60,9 por barril, la retención aplicable es del 45%. En cambio, en caso de que el precio internacional esté por debajo de los U$S 45 por barril, las autoridades deberán definir nuevas alícuotas en un plazo de 90 días. El mismo criterio se aplica a las exportaciones de los productos derivados, tales como naftas, fuel oil y aceites lubricantes, para los que se definieron distintos valores de corte y de referencia.

Asimismo, en marzo de 2008 el Ministerio de Economía y Producción dictó la Resolución Nº 127/08, que en lo relativo al gas natural modificó la Resolución Nº 534/2006. Esta última establecía una alícuota del 45% sobre el precio de importación del gas de Bolivia y fijaba una retención del 100% sobre las ventas externas de gas natural, considerando como base de valoración el precio más alto establecido para esta mercadería en los contratos de importación de gas natural a la Argentina aplicables en cada momento. Dicha resolución, extendió también para el GLP la metodología de cálculo aplicable a las retenciones sobre las exportaciones de petróleo crudo.

Márgenes de downstream

Desde la sanción de la Ley de Emergencia Económica, los márgenes de downstream en Argentina han disminuido en forma significativa. El Gobierno Argentino ha intervenido 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 y del crudo local, (ii) la devaluación del peso, (iii) la inflación interna y (iv) mayores costos debido a la obligatoriedad de incorporar biocombustibles. Durante los ejercicios 2007 a 2010 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.


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Por otro lado, 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 interno. En los años 2008, 2007 y 2006, 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, Petrobras Argentina concretó la compra de 202 mil metros cúbicos de gas oil en 2008, operatoria que en el ejercicio 2007 representó la importación directa de 208 mil metros cúbicos. Como consecuencia del diferencial entre los precios de importación y minoristas del gas oil, la Sociedad reconoció pérdidas de Ps.151 millones y Ps.106 millones en 2008 y 2007, respectivamente. A partir de principios de 2008, con 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, 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. Cabe mencionar que la Ley N° 26.074/2006 eximió del impuesto sobre los combustibles líquidos y el gas natural, del impuesto sobre el gas oil y otros, a las importaciones de gas oil y diesel oil y a la venta en el mercado interno de los volúmenes importados durante los años 2006 y 2007. A partir de esta ley, la Secretaría de Energía emitió sucesivas resoluciones convocando a los operadores del mercado de hidrocarburos interesados en participar. No obstante, durante el segundo semestre de 2010 se agotaron los cupos de importación de gas oil eximidos de impuestos, lo cual obligó a la Compañía a importar sin exención impositiva aproximadamente 41 mil metros cúbicos, afectando negativamente los márgenes del negocio. En agosto de 2010 se publicó la Resolución Nº 295/10, que retrotrajo los precios de los combustibles en el mercado interno al 31 de julio de 2010. No obstante, en diciembre de 2010 esta norma fue derogada por la Resolución Nº 543/10 aplicada por la Secretaría de Comercio Interior. Posteriormente, el 2 de febrero de 2011 fue publicada la Resolución N° 13/11 que retrotrajo los precios de los combustibles al día 28 de enero de 2011.

Generación de electricidad

Con la sanción de la Ley de Emergencia Pública, en 2002 el Gobierno Argentino implementó la pesificación de los precios en dólares en el MEM y estableció un valor máximo para los precios de gas destinado al abastecimiento de la generación de energía eléctrica. Como resultado de las medidas, los precios de la electricidad dejaron de reflejar los costos totales de generación. Este desfasaje derivó en un paulatino agotamiento del Fondo de Estabilización, lo que provocó un déficit creciente del mismo que impidió a CAMMESA saldar normalmente sus cuentas con los agentes del mercado. Para recomponer el Fondo de Estabilización, el Gobierno Nacional realizó sucesivos aportes y, adicionalmente, restableció la aplicación de los ajustes estacionales, reconociendo en la fijación de los precios mayoristas spot los mayores costos derivados de los incrementos del precio del gas natural. Posteriormente, la Secretaría de Energía creó un fondo de inversión denominado FONINVEMEM I, con el propósito de alentar a los acreedores del MEM a participar en inversiones orientadas a aumentar la oferta disponible de generación eléctrica en la Argentina. La Secretaría de Energía se comprometió a sancionar sucesivos aumentos de los precios estacionales para alcanzar valores que cubran los costos monómicos totales. En este sentido, 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. A la fecha de la presente Memoria la sanción de precios continúa sin ser representativa de los costos realmente incurridos en la generación.


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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 había comprometido 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. Sin embargo, a la fecha, aún se mantienen vigentes los precios spot máximos en 120 $/Mwh regidos bajo la Resolución 406/2003. Durante 2010, se sancionaron distintas resoluciones tendientes a sostener los márgenes operativos de las centrales térmicas. Las Resoluciones N° 6.169 y N° 6.866 instruyeron a CAMMESA a partir del 1 de mayo de 2010 para que recibiera en cesión los contratos de gas y transporte de parte de los generadores de energía del Mercado Base, con el objetivo de centralizar y optimizar el despacho con el gas natural disponible para el sector eléctrico. A cambio, los generadores reciben el devengamiento de un margen bruto teórico como si generasen con gas natural, independientemente del combustible que utilicen. Posteriormente, se publicó con el mismo sentido y espíritu, la Resolución N° 7.548 que se aplica para el Mercado Plus. El 25 de noviembre de 2010, se firmó un acuerdo entre los generadores y la Secretaría de Energía para comenzar la readaptación del MEM y dar cumplimiento a la Resolución N° 1.427/2004. Con este acuerdo, los generadores térmicos comenzarán a percibir un precio más alto por la potencia mensual puesta a disposición en función de su disponibilidad. Asimismo, se reconocerán mayores costos por operación y mantenimiento según el combustible que se utilice para la generación. En tanto, los generadores se comprometieron a continuar con sus planes de inversiones en mantenimiento y a una nueva inversión con las liquidaciones de venta con fecha de vencimiento a definir que no se encuentren dentro del marco de la Resolución N° 724/08.

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 CIESA, suspendió el pago de sus deudas financieras. En relación con el proceso de reestructuración de su deuda financiera, ver Nota 4.3 a los estados contables consolidados. La Ley de Emergencia Pública determinó la pesificación y la eliminación de cláusulas indexatorias sobre las tarifas de servicios públicos. Asimismo, se autorizó al PEN a renegociar los contratos que tengan por objeto la prestación de servicios públicos, creándose la UNIREN a los efectos de asistir en este proceso de renegociación.

La UNIREN se encuentra renegociando los contratos con Edesur y TGS. Las renegociaciones se encuentran en distintas etapas (ver Nota 5.3 a los estados contables individuales). 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. 3) Conversión de los contratos operativos en Venezuela En el marco del proceso de renegociación de contratos petroleros iniciado por el Gobierno de Venezuela, en agosto de 2006 la Sociedad firmó los respectivos contratos de conversión de los convenios operativos a la modalidad de empresas mixtas, en las que al Estado Venezolano le correspondió una participación del 60%. (ver Nota 5.4 a los estados contables individuales).

Las nuevas condiciones operativas configuradas a partir de la conversión de los contratos impactaron adversamente en el valor recuperable de los activos en Venezuela. La recuperabilidad de tales inversiones es altamente sensible a la volatilidad del precio del petróleo crudo, a los cambios en materia económica, social y regulatoria en Venezuela, y en particular a los planes de negocio resultantes para el desarrollo de las reservas de tales compañías.


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4) Precios de las Commodities Los resultados de las operaciones y el flujo de fondos de la Sociedad están expuestos a la volatilidad de los precios internacionales, principalmente del petróleo crudo y de sus productos derivados.

Los precios internacionales del petróleo crudo han experimentado grandes fluctuaciones en los últimos 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 2010 se caracterizó por la consolidación de la recuperación económica iniciada desde la segunda parte del año anterior. El mundo emergente mostró tasas de crecimiento record y Estados Unidos mostró mejoras considerables en todos los indicadores excepto en cuanto a las cifras de desempleo y el sector inmobiliario. Los precios de las commodities afianzaron su recuperación destacándose en esa tendencia alcista el precio de commodities agrícolas y los metales. El precio del petróleo en su variedad WTI redujo su volatilidad respecto al año anterior; el precio de cierre del año 2010 fue de 91,4 dólares por barril. El promedio del año para el petróleo WTI se ubicó en 79,4 U$S/bbl, habiendose registrado promedios de 62,0 U$S/bbl y 99,6 U$S/bbl, en los años 2009 y 2008 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 16% en el período 2004-2009. En el ejercicio 2010 la producción de petróleo acumuló al mes de noviembre un promedio de 616 mil barriles por día, lo cual representa una retracción del 1% respecto a igual período de 2009. En tanto que la producción de gas tuvo una retracción superior al 5%, alcanzando los 125,7 millones de metros cúbicos de gas por día.

En este contexto, las reservas de petróleo y gas de la Sociedad en Argentina, netas de adiciones, han disminuido un 12% en 2010 y un 16% en 2009. La producción equivalente de la Compañía disminuyó un 8% en 2010 y aumentó un 6% en el año 2009.

El plan de negocios prevé la concreción de 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 Las operaciones desarrolladas por la Sociedad en Ecuador han sido afectadas por una serie de cambios regulatorios establecidos por el Estado Ecuatoriano a partir de abril de 2006, entre ellos la Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos (Ley N° 42/2006), la suscripción de contratos modificatorios del Contrato de Participación en el Bloque 18, la suscripción con Petroecuador del “Convenio de uso de capacidad garantizada de transporte de petróleo por el Oleoducto de Crudos Pesados ”, la reversión del Bloque 31 al Estado Ecuatoriano y la no migración a contratos de servicios del Bloque 18. (ver Nota 3.1 a los estados contables consolidados – Operaciones en Ecuador).

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.

Con fecha 26 de julio de 2010, se aprobó por ministerio de ley la reforma a la Ley de Hidrocarburos vigente que establece, entre otras cosas, desde el día posterior a su publicación, la obligatoriedad de migrar a una nueva modalidad contractual antes del 24 de noviembre de 2010. Como resultado del proceso de negociación antes mencionado, la Sociedad decidió no aceptar la propuesta final recibida del Estado Ecuatoriano para migrar a Contratos de Servicios en el Bloque 18 y en el Campo Unificado Palo Azul. En consecuencia, mediante Resolución de fecha 25 de noviembre de 2010, la Secretaría de Hidrocarburos notificó a EcuadorTLC la terminación de dichos Contratos de Participación y encargó a Petroamazonas EP el inicio y desarrollo del proceso de transición operacional.


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De acuerdo a lo estipulado en los Contratos Modificatorios, el Estado Ecuatoriano deberá indemnizar a las contratistas por un valor equivalente a las inversiones no amortizadas al cierre de cada ejercicio económico, a una tasa de actualización anual apropiada para este tipo de proyectos en Ecuador. A la fecha de emisión de la presente memoria, la Sociedad se encuentra realizando las gestiones necesarias con el Estado Ecuatoriano con el objeto de acordar el cobro de la compensación prevista en dichos contratos. 7) Venta de participación en Petrobras de Valores Internacional de España S.L.

En diciembre de 2007 Petrobras Argentina vendió a Petrobras Internacional – Braspetro B.V. el 40% de su participación accionaria en PVIE, empresa holding cuyo principal activo, a través de su participación del 99,79% en el capital social de Petrobras Energía Perú S.A., es el Lote X. El precio pactado ascendió a U$S 423,3 millones, más una compensación contingente a favor de la Sociedad que refleje el valor del “Prospecto Kinteroni” en condiciones de mercado o, alternativamente, la no participación del comprador y su respectiva compensación. Dicha compensación a ser definida entre las partes se deriva del descubrimiento de gas y condensado en el prospecto Kinteroni del Lote 57, efectuado en enero de 2008. La Sociedad estima concluir dicha negociación durante el año 2011. En abril de 2009 Petrobras Argentina vendió su participación accionaria remanente del 60% en PVIE a Petrobras Internacional – Braspetro B.V., por U$S 619,4 millones. La cesión de participación permitió a la Sociedad optimizar su portafolio de activos, adecuando las inversiones exploratorias a montos alineados con su Plan de Negocios. 8) Cambios en el portafolio de activos de E&P En el ejercicio 2008 la Sociedad adquirió participaciones en los activos de El Tordillo y La Tapera - Puesto Quiroga y desinvirtió parcialmente su participación en Ecuador en el Bloque 18 (ver Nota 3.3 a los estados contables individuales). Durante el segundo trimestre de 2010, la Sociedad restituyó el Campo Tibú, ubicado en la Cuenca Catatumbo en Colombia (ver Nota 3.2 a los estados contables consolidados). En el mes de noviembre de 2010, la Sociedad dejó de ser la Operadora de los activos Bloque 18 y el Campo Unificado Palo Azul (ver punto 6 del presente capítulo - Operaciones en Ecuador) 9) Desinversión del negocio de fertilizantes En noviembre de 2009 la Sociedad aprobó la venta del negocio de fertilizantes a Bunge Argentina S.A. por la cual en el mes de enero de 2010, con la firma de los respectivos contratos de compra-venta, transfirió al comprador los activos físicos, marcas, red comercial y personal vinculados al negocio en cuestión (Ver Notas 5.7 a los estados contables consolidados y 6.1 a los estados contables individuales). 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) y se extiende hasta el año 2015 (ver Nota 5.4 a los estados contables consolidados).


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Análisis de los Resultados Consolidados de las operaciones

El siguiente cuadro expone los resultados de la Sociedad correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2010 y 2009 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 2010 disminuyó Ps.315 millones o 34,1% a Ps.610 millones de Ps.925 millones del ejercicio comparativo. Sin embargo, el resultado del ejercicio 2009 incluía el reconocimiento de una ganancia extraordinaria neta de impuestos por aproximadamente Ps.840 millones, producto de la venta de la participación accionaria del 60% en PVIE ocurrida en abril de 2009. Detraído el efecto de la venta mencionada, los resultados del ejercicio 2010 representan una mejora de Ps.525 millones. Ventas netas: Las ventas netas aumentaron Ps.2.470 millones o 20,6% a Ps.14.442 millones de Ps.11.972 millones del ejercicio comparativo. Las ventas del ejercicio 2010 incluyen Ps.749 millones y Ps.1.096 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente, neto de Ps.55 millones de ventas intersegmento. Las ventas del ejercicio 2009 incluyen Ps.747 millones y Ps.1.069 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente, neto de Ps.61 millones de ventas intersegmento. Excluyendo los efectos de la consolidación proporcional, las ventas netas aumentaron Ps.2.435 millones o 23,8% a Ps.12.652 millones de Ps.10.217 millones del ejercicio comparativo. Esta variación se origina principalmente por un incremento de Ps. 1.717 millones, Ps. 578 millones, Ps. 407 millones y Ps.344 millones en las ventas de los segmentos de Refinación y Distribución, Petroquímica, Gas y Energía y Exploración y Producción de Petróleo y Gas, respectivamente. Las ventas intersegmentos ascendieron a Ps.3.786 millones en 2010 y Ps.3.237 millones en 2009, la mayoría de las cuales se configuran entre Exploración y Producción de Petróleo y Gas, Refinación y Distribución y Gas y Energía.


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Utilidad bruta: La utilidad bruta del ejercicio aumentó Ps.522 millones o 16,8% a Ps.3.636 millones de Ps.3.114 millones. La utilidad bruta del ejercicio 2010 incluye Ps.326 millones y Ps.196 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente. La utilidad bruta del ejercicio 2009 incluye Ps.342 millones y Ps.269 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente. Excluyendo los efectos de la consolidación proporcional, la utilidad bruta del ejercicio 2010 aumentó Ps.614 millones o 24,5%, a Ps.3.117 millones de Ps.2.503 millones. Esta variación se origina principalmente por una mejora de Ps.272 millones en el segmento de Refinación y Distribución, Ps.225 millones en el segmento Exploración y Producción de Petróleo y Gas, Ps 124 millones en Petroquímica y Ps.63 millones en Gas y Energía. Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización aumentaron Ps.78 millones o 4,7% a Ps.1.746 millones de Ps.1.668 millones del ejercicio comparativo. El ejercicio 2010 incluye Ps.63 millones y Ps.195 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente. El ejercicio 2009 incluye Ps.57 millones y Ps.179 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente. Excluyendo los efectos de la consolidación proporcional, los gastos de administración y comercialización aumentaron Ps.56 millones o 3,9% a Ps.1.488 millones de Ps.1.432 millones del ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de los incrementos verificados en los negocios de Refinación y Distribución, Exploración y Producción de Petróleo y Gas y en Petroquímica, parcialmente compensado por una disminución de gastos en la Estructura Central. Gastos de exploración: Los gastos de exploración disminuyeron Ps.146 millones a Ps.190 millones de Ps.336 millones del ejercicio comparativo. Ver “Exploración y Producción de Petróleo y Gas”. Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos totalizaron pérdidas de Ps.258 millones y Ps.192 millones, respectivamente. Los otros resultados operativos del ejercicio 2010 incluyen pérdidas de Ps.62 millones y Ps.19 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente. Los otros resultados operativos del ejercicio 2009 incluyen pérdidas de Ps.14 millones y Ps.19 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.177 millones y Ps.159 millones principalmente como consecuencia de las menores ganancias verificadas en el negocio de Petroquímica. Utilidad operativa: La utilidad operativa aumentó Ps.524 millones o 57,1% a Ps.1.442 millones de Ps.918 millones. El ejercicio 2010 incluye ganancias de Ps.198 millones y pérdidas de Ps.18 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec. El ejercicio 2009 incluye una ganancia de Ps.271 millones y Ps.71 millones correspondiente a las participaciones en CIESA y Distrilec. Excluyendo los efectos de la consolidación proporcional, la utilidad operativa registró una mejora de Ps.686 millones o 119,1% a Ps.1.262 millones de Ps.576 millones del ejercicio comparativo. Esta variación se origina principalmente por una mejora en los segmentos de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, Refinación y Distribución, Gas y Energía y Petroquímica por Ps.375 millones, Ps.194 millones, Ps.93 millones y Ps.71 millones, respectivamente. Resultados de inversiones no corrientes: Los resultados por la participación en sociedades no corrientes disminuyeron Ps.54 millones o 25,7% a Ps.156 millones de Ps.210 millones del ejercicio comparativo. Excluyendo los efectos de la consolidación proporcional de CIESA y Distrilec, los resultados de inversiones no corrientes disminuyeron Ps.78 millones o 39,4% a Ps.120 millones de Ps.198 millones del ejercicio comparativo. Véase “Análisis de los Resultados de Inversiones no Corrientes”.

Resultados financieros y por tenencia: Las pérdidas financieras y por tenencia disminuyeron Ps.300 millones o 42,8% a Ps.401 millones de Ps.701 millones del ejercicio comparativo. El ejercicio 2010 incluye pérdidas financieras por Ps.152 millones y Ps.17 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente. El ejercicio 2009 incluye pérdidas financieras por Ps.187 millones y Ps.15 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente.


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Excluyendo los efectos de la consolidación proporcional, las pérdidas financieras y por tenencia disminuyeron Ps.267 millones, o 53,5%, a Ps.232 millones de Ps.499 millones. Determinan esta variación:

- El cargo por intereses netos disminuyó Ps.142 millones, a Ps.258 millones en 2010 de Ps.400 millones en 2009, reflejando los efectos de una disminución del 24% del endeudamiento promedio.

- Mejoras de Ps.125 millones en las diferencias de cambio, con una ganancia de Ps55 millones

en el ejercicio 2010, en contraposición a una pérdida de Ps.70 millones en el ejercicio comparativo, determinada principalmente por la configuración de una posición monetaria neta activa en moneda extranjera a partir del segundo trimestre de 2009.

- Mejoras de Ps.120 millones en resultados por tenencia de inventarios, con una ganancia de

Ps.40 millones en el ejercicio actual, en contraposición a pérdidas de Ps.80 millones en 2009, ejercicio que resultó afectado por el retroceso del precio del crudo y sus derivados, principalmente en petroquímicos.

- En el ejercicio 2009 se reconoció una ganancia de Ps 47 por valuar a VNR los bienes de uso

afectados al negocio de fertilizantes destinados a la venta. Otros ingresos (egresos), netos: Los otros ingresos (egresos), netos totalizaron pérdidas de Ps.357 millones en el ejercicio 2010, en contraposición a una ganancia de Ps.1.288 millones del ejercicio 2009. El ejercicio 2009 incluye pérdidas de Ps.1 millón y Ps.15 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec. Excluyendo los efectos de la consolidación proporcional, los otros ingresos (egresos), netos totalizaron pérdidas de Ps.357 millones en el ejercicio 2010, en contraposición a ganancias de Ps.1.304 para el ejercicio 2009. Los resultados del ejercicio 2010 incluyen principalmente:

- Pérdida de Ps.212 millones por la desvalorización neta de activos en Venezuela. - Pérdida de Ps.209 millones por la desvalorización neta de activos en Argentina. - Ganancia de Ps.34 millones por la venta del negocio de fertilizantes.

Los resultados del ejercicio 2009 incluyen principalmente:

- Ganancia de Ps.1.591 millones por la venta del 60% de PVIE. - Pérdida de Ps.281 millones por la desvalorización neta de activos en Venezuela.

Impuesto a las ganancias: El cargo por impuesto a las ganancias representó pérdidas de Ps.201 millones y Ps.726 millones en los ejercicios 2010 y 2009, respectivamente. El ejercicio 2010 incluye pérdidas de Ps.34 millones correspondientes a la participación en CIESA y ganancias de Ps.10 millones correspondiente a la participación en Distrilec. El ejercicio 2009 incluye pérdidas de Ps.56 millones y Ps.17 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.177 millones y Ps.653 millones en los ejercicios 2010 y 2009. El menor cargo del ejercicio actual se corresponde principalmente con la ganancia impositiva generada por la venta de la participación en PVIE en el ejercicio 2009, efecto parcialmente compensado por el mayor cargo impositivo derivado de las mejoras en los resultados operativos en el ejercicio actual.


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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.375 millones o 114% a Ps.704 millones de Ps.329 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 netas del segmento de negocios correspondientes al ejercicio 2010 aumentaron Ps.344 millones o 10,4% a Ps.3.661 millones de Ps.3.317 millones del ejercicio comparativo, principalmente por las mejoras evidenciadas en las operaciones de Argentina. Las mayores ventas registradas en el ejercicio actual se corresponden con la mejora del 23% en los precios promedios de venta, parcialmente compensado por una retracción del 10% en los volúmenes comercializados, en línea con la disminución del 10,4% en los niveles de producción, atribuida principalmente a la declinación de la producción de petróleo y gas en Argentina. En menor medida, incidieron en la baja mencionada las desinversiones del 60% del Lote X en Perú en abril de 2009 y del 30% restante en el Bloque 18 y el Campo Unificado de Palo Azul, en Ecuador, a fines de noviembre de 2010. Argentina Las ventas de las operaciones en Argentina crecieron Ps.496 millones, o 17,9%, a Ps.3.269 millones en el ejercicio 2010 de Ps.2.773 millones en el ejercicio comparativo, principalmente por un aumento de los precios medios de venta del orden del 26,1%, efecto parcialmente compensado por una disminución del 6,5% en el volumen diario de venta conjunta de petróleo y gas, el cual promedió 83,3 miles de barriles diarios de petróleo equivalente. La producción diaria totalizó un promedio de 83,8 mil barriles de petróleo equivalente, un 7,5% inferior al ejercicio comparativo. Las ventas de petróleo crudo reflejan un aumento de Ps.507 millones o 24%, a Ps.2.619 millones de Ps.2.112 millones del ejercicio comparativo, configurada principalmente por un aumento del 26,8% del precio promedio de venta, a Ps.190,3 por barril de Ps.150 por barril, parcialmente compensado por una retracción del 2,2% en el volumen comercializado. La mejora indicada en los precios de venta se deriva principalmente de la recuperación parcial de los precios locales. La reducción en el volumen diario comercializado a 37,7 mil barriles de 38,7 mil barriles, se corresponde con una caída del 5% en los niveles de producción, a 38,2 mil barriles de 40,3 mil barriles, principalmente debido a la declinación natural de los yacimientos por tratarse de campos maduros.


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Las ventas de gas disminuyeron Ps.15 millones o 2,4%, a Ps.623 millones de Ps. 638 millones, producto principalmente de la baja del 9,8% de los volúmenes diarios comercializados, efecto parcialmente compensado por un incremento del 8,3% del precio de venta. Los volúmenes diarios de gas comercializados disminuyeron a 273,6 millones de pies cúbicos de 304 millones de pies cúbicos, en correspondencia con la baja del 9% en los niveles de producción producto principalmente de inconvenientes logísticos generados por el siniestro de una planta de tratamiento de gas de terceros. En menor medida, se verificó una retracción en la producción como consecuencia de la declinación natural de los campos maduros, efecto parcialmente compensado por un incremento en la producción derivado de los trabajos de workovers y campañas de perforación efectuados durante 2009 y 2010. El precio promedio de venta aumentó a Ps.6,2 por millón de pie cúbico de Ps.5,7 por millón de pie cúbico debido principalmente al incremento de la demanda en los segmentos de mayores precios, como usinas e industrias. En el exterior El total de ventas de las operaciones en el exterior disminuyó Ps.152 millones o 27,9% a Ps.392 millones de Ps.544 millones, producto principalmente de la baja en el volumen comercializado del 45,7% derivado principalmente de la desinversión en Perú, y en menor medida, en Ecuador, efecto parcialmente compensado por el incremento en el precio promedio de venta de petróleo equivalente, en línea con el aumento de las referencias internacionales.

Las ventas de los ejercicios 2010 y 2009 incluyen Ps.33 millones y Ps.34 millones, que corresponden principalmente a las operaciones en México y en Colombia. A continuación se expone el análisis de las ventas netas en el exterior correspondientes a los principales países donde opera la Sociedad:

- Ecuador

Las ventas de petróleo en 2010 disminuyeron Ps.33 millones o 12%, a Ps.243 millones de Ps.276 millones, por el efecto de una disminución en los volúmenes comercializados, parcialmente compensado por una mejora en los precios medios de venta. El volumen diario comercializado de petróleo disminuyó 34,5%, a 2,4 mil barriles de 3,7 mil barriles. Como resultado de la desinversión indicada, el ejercicio actual incluye operaciones hasta la el mes noviembre. Los precios medios de venta aumentaron un 34,7%, a Ps.275,8 por barril de Ps.204,7 por barril, en línea con la recuperación de los precios del referente internacional.

- Perú

A partir de la venta de PVIE en abril de 2009, se discontinuaron las operaciones en Perú, reconociendo ventas de petróleo y gas por Ps.123 millones. El volumen diario comercializado totalizó 2,3 mil barriles de petróleo equivalente, con un precio promedio del petróleo crudo de Ps.150 por barril.

- Bolivia

Las ventas de petróleo y gas en 2010 aumentaron Ps.5 millones o 4,5%, a Ps.116 millones de Ps.111 millones del ejercicio comparativo, debido principalmente a una mejora del 27% en los precios de venta, como consecuencia de incremento del precio de exportación de gas a Brasil, parcialmente compensada con una disminución del 17,7% en el volumen de ventas, resultante de una contracción en la producción del 16,4%.


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Utilidad bruta: La utilidad bruta del segmento de negocios en 2010 aumentó Ps.225 millones o 21,9%, a Ps.1.254 millones de Ps.1.029 millones. El margen sobre ventas de los ejercicios 2010 y 2009 resultó del 34,3% y del 31%, respectivamente. El incremento en la utilidad bruta está determinado principalmente por las operaciones en Argentina, parcialmente compensado por los efectos de las desinversiones mencionadas en el exterior. En el ejercicio 2010 el lifting cost (“costo de extracción”) aumentó 32,6%, a Ps.30,1 por barril de petróleo equivalente de Ps.22,7 por barril de petróleo equivalente del ejercicio comparativo, principalmente en Argentina, producto básicamente del incremento en las tarifas de servicios petroleros. La utilidad bruta de las operaciones en Argentina aumentó Ps.321 millones o 44,7%, a Ps.1.039 millones de Ps.718 millones del ejercicio comparativo, y el margen bruto sobre ventas aumentó a 32% de 26%, debido principalmente a la recuperación parcial de los precios locales indicada anteriormente. La utilidad bruta de las operaciones en el exterior disminuyó Ps.96 millones o 30,9% a Ps.215 millones de Ps.311 millones debido principalmente a las desinversiones mencionadas. El margen bruto sobre ventas disminuyó a 54,8% de 57,2%. Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización en 2010 se incrementaron 18,4% o Ps.29 millones, a Ps.187 millones de Ps.158 millones del ejercicio comparativo, en línea con los mayores ingresos por ventas del ejercicio actual.

Gastos de exploración: Los gastos de exploración totalizaron Ps.190 millones en 2010 y Ps.336 millones en 2009. En el ejercicio 2010 el cargo se corresponde principalmente con gastos geológicos y geofísicos onshore en Argentina y el cargo del ejercicio 2009 se corresponde principalmente con gastos geológicos y geofísicos e inversiones en pozos exploratorios offshore en el Golfo San Jorge en Argentina. La Sociedad registró cargos en concepto de pozos no exitosos por Ps.90 millones en 2010 y Ps.270 millones en el ejercicio comparativo. Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos representaron pérdidas de Ps.173 millones y Ps.206 millones, respectivamente. Los costos asociados a la capacidad de transporte no utilizada del contrato Ship or Pay con OCP en Ecuador representaron pérdidas por Ps.126 millones en el ejercicio 2010 y Ps.98 millones en el comparativo. En los ejercicios 2010 y 2009 se incluyen cargos por Ps.62 millones y Ps.59 millones, respectivamente, derivados de acuerdos de paz social celebrados con sindicatos para garantizar el sostenimiento del nivel de empleo y las actividades operativas en Argentina.


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Refinación y Distribución Utilidad operativa: El resultado operativo del segmento de Refinación y Distribución mejoró en Ps.194 millones, a Ps.251 millones en el ejercicio 2010, de Ps.57 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 Refinación y Distribución en el ejercicio 2010 aumentaron Ps.1.717 millones o 30,5%, a Ps.7.345 millones de Ps. 5.628 millones del ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de una recomposición parcial de los precios medios de venta y, en menor medida, por un leve incremento en los volúmenes comercializados. La corrida de petróleo de las refinerías registró un crecimiento del 11,8 %, a 58 mil barriles/día en el ejercicio 2010 de 51,9 mil barriles/día en el ejercicio comparativo, en línea con la mayor demanda de productos del mercado. Las ventas provenientes de la comercialización de petróleo crudo a terceros se incrementó 35% o Ps. 71 millones, a Ps.275 millones en 2010 de Ps.204 millones en el ejercicio comparativo, como consecuencia principalmente de una mejora en los precios medios de venta, en línea con las referencias internacionales. La venta local de gas oil registró niveles similares en ambos ejercicios, totalizando 1,7 millones de metros cúbicos. Excluyendo los intercambios realizados con otras petroleras, las ventas crecieron 6,3% respecto del año anterior. Este incremento se concentró principalmente en los canales de industrias, agrario y transporte.

El volumen total de venta de naftas comerciales aumentó un 2,4%, a 783 mil metros cúbicos en 2010 de 764 mil metros cúbicos en el ejercicio comparativo. Priorizando el abastecimiento del mercado local, en el ejercicio actual no se efectuaron exportaciones de naftas, hecho que permitió que las ventas se incrementaran un 8,5%, excluyendo los intercambios con petroleras. El volumen comercializado de fuel oil e IFOs registró un aumento del 16%, a 687 mil metros cúbicos de 594 mil metros cúbicos en el ejercicio comparativo, como consecuencia de la mayor demanda local de fuel oil para abastecer a las centrales termoeléctricas y por el crecimiento en las ventas de IFO para abastecer el consumo de buques. Los volúmenes totales de venta de otros derivados totalizaron 753 mil metros cúbicos en 2010 y 840 mil metros cúbicos en el ejercicio comparativo.


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Los precios promedios de ventas de las naftas, gasoil, fuel oil e IFOs y otros derivados registraron mejoras del 26%, 29%, 30% y 34%, respectivamente. Utilidad bruta: La utilidad bruta del segmento de negocios aumentó Ps.272 millones o 53,4%, a Ps.781 millones de Ps. 509 millones del ejercicio comparativo. Los incrementos parciales en los precios de venta resultaron absorbidos en gran parte por el aumento en el costo de compra del petróleo crudo, por lo cual el margen sobre ventas aumentó levemente a 10,6% en 2010 de 9% en el ejercicio comparativo. Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización aumentaron Ps.67 millones o 14%, a Ps.545 millones de Ps. 478 millones del ejercicio comparativo, principalmente en impuestos y en transportes y cargas, en línea con el incremento en los ingresos por ventas. Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos totalizaron ganancias de Ps.15 millones y Ps.26 millones para los ejercicios 2010 y 2009, respectivamente.


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Petroquímica

Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento Petroquímica aumentó Ps.71 millones o 27,1%, a Ps.333 millones de Ps. 262 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 netas del segmento de negocios correspondientes al ejercicio 2010 aumentaron Ps.578 millones o 19,7%, a Ps.3.506 millones de Ps.2.928 millones del ejercicio comparativo, (neto de eliminaciones de operaciones entre Estirénicos Argentina e Innova por Ps.70 millones en 2010 y Ps.75 millones en 2009), principalmente como consecuencia de la recuperación de los precios de venta, en línea con el comportamiento de las respectivas referencias internacionales con posterioridad a la crisis financiera global que afectó el ejercicio comparativo. - Estirénicos Argentina: Las ventas de productos estirénicos en Argentina aumentaron Ps.372 millones o 37,9%, a Ps.1.353 millones de Ps. 981 millones del ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de una mejora del 30,7% en los precios promedio de venta y en menor medida por un incremento del 5,5% en el volumen comercializado, que totalizó 209,6 mil toneladas en 2010 y 198,6 mil toneladas en el ejercicio comparativo. En el ejercicio 2010, en línea con la evolución de las referencias internacionales, los precios promedio de venta de las líneas de estireno, poliestireno y caucho aumentaron en torno al 30%, 25% y 40%, respectivamente. En 2010 la Compañía alcanzó un market share integrado (estireno y poliestireno) de 85,8%, participación que refleja un incremento del 2% respecto de 2009 sobre el total del mercado.


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El comportamiento de los principales productos estirénicos fue el siguiente:

a) El volumen de ventas de estireno totalizó 74 mil toneladas, que representa un incremento del 8% con respecto al ejercicio anterior, debido principalmente al crecimiento de Argentina como al de la región, en especial el de Brasil.

b) El volumen de ventas de propano y propileno totalizó 23,6 mil toneladas, lo cual implica un aumento

del 21% respecto del volumen comercializado durante 2009, período en el cual ciertas acciones gremiales y la crisis internacional afectaron negativamente el nivel de actividad económica.

c) El volumen de ventas de poliestireno aumentó un 5,8% respecto del ejercicio 2009, totalizando 55

mil toneladas debido principalmente a la mayor actividad del mercado interno, cuyas ventas alcanzaron las 43,8 mil toneladas, un 9% más que en 2009.

d) El volumen de ventas de caucho totalizó 45,5 mil toneladas, un nivel de ventas similar al ejercicio

comparativo, con un crecimiento de las ventas en el mercado local derivado del mayor nivel de actividad de los segmentos de neumáticos, autopiezas para la industria del automóvil y calzado, en detrimento de las exportaciones.

- Estirénicos Brasil - Innova: Las ventas de estirénicos en Brasil aumentaron Ps.742 millones o 51%, a Ps.2.200 millones de Ps.1.458 millones del ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de la recuperación del 34% en los precios medios de venta del ejercicio actual, en línea con la evolución de las referencias internacionales, y en menor medida por un incremento del 12,4% en los volúmenes comercializados de estireno y poliestireno. En el ejercicio actual el volumen de ventas de estireno totalizó 153 mil toneladas, un 4,8% superior al ejercicio comparativo, debido a la recuperación de la demanda local con posterioridad a la crisis financiera internacional que afectó fuertemente el mercado brasilero en el primer trimestre de 2009. El volumen de ventas de poliestireno totalizó 149 mil toneladas, lo que representó un aumento del 21% con respecto al año anterior, en línea con el crecimiento del mercado interno de poliestireno durante 2010. - Fertilizantes: Como consecuencia de su venta en enero de 2010, la Sociedad discontinuó sus operaciones en el negocio de fertilizantes. La Sociedad reconoció ventas del negocio de fertilizantes por Ps.23 millones y Ps.564 millones en los ejercicios 2010 y 2009, respectivamente.


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Utilidad bruta: La utilidad bruta del segmento de negocios en el presente ejercicio aumentó Ps.124 millones o 21,5%, a Ps.700 millones de Ps.576 millones del ejercicio comparativo, debido principalmente a la recuperación en los precios de venta en todos los productos. El margen bruto sobre ventas aumentó levemente a 20% en 2010 de 19,7% en el ejercicio comparativo, debido a que las mejoras evidenciadas en estirénicos de Brasil permitieron neutralizar la caída del margen en Argentina. - Estirénicos Argentina: La utilidad bruta disminuyó Ps.19 millones o 9,5%, a Ps.180 millones de Ps.199 millones del ejercicio comparativo, y el margen bruto sobre ventas disminuyó a 13,3% de 20,3%, debido a que el incremento en el costo de las materias primas sólo pudo ser parcialmente trasladado a los precios de venta. - Estirénicos Brasil: La utilidad bruta creció en Ps.201 millones o 62,2%, a Ps.524 millones de Ps.323 millones de 2009 y el margen bruto sobre ventas se incrementó a 23,8% de 22,2%, reflejando una correlación directa entre los costos de las materias primas y los precios de venta. - Fertilizantes: El resultado bruto representó pérdidas de Ps.4 millones en 2010 en contraposición a ganancias de Ps.54 millones en el ejercicio comparativo. Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización aumentaron Ps.27 millones o 6,5%, a Ps.441 millones de Ps. 414 millones del ejercicio comparativo como consecuencia principalmente de un aumento de gastos e impuestos asociados con el incremento de los ingresos por ventas, parcialmente compensado por los menores gastos derivados de la discontinuación del negocio de fertilizantes, que totalizó gastos por Ps.4 millones y Ps.91 millones en los ejercicios 2010 y 2009, respectivamente. Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos totalizaron ganancias de Ps.74 millones y Ps.100 millones para los ejercicios 2010 y 2009, respectivamente, correspondiendo principalmente a la percepción del beneficio fiscal de FUNDOPEM en Brasil.


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Gas y Energía

Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento Gas y Energía en el ejercicio 2010 aumentó Ps.93 millones o 31%, a Ps.390 millones de Ps. 297 millones del ejercicio comparativo. El siguiente cuadro expone la integración del resultado operativo del segmento de negocios: (Cifras en millones de pesos)

Generación de Electricidad Utilidad operativa: En el ejercicio 2010 la utilidad operativa de las operaciones de generación de electricidad aumentó Ps.31 millones o 12%, a Ps.289 millones de Ps.258 millones del ejercicio comparativo. Ventas netas: Las ventas correspondientes a la generación de electricidad aumentaron Ps.344 millones o 40%, a Ps.1.203 millones de Ps.859 millones del ejercicio comparativo, principalmente por el ingreso en operación de un año completo de Genelba Plus y una mejora en los precios medios de venta, impulsada por el despacho al mercado de máquinas térmicas menos eficientes con combustibles líquidos para preservar las reservas de las centrales hidroeléctricas durante gran parte del año. Cabe indicar que por cuestiones regulatorias el precio de venta de energía spot resultó limitado por un tope de Ps. 120 por MWh. Las ventas correspondientes a la Central Genelba aumentaron Ps.50 millones o 7,4%, a Ps.730 millones de Ps.680 millones del ejercicio comparativo, de los cuales Ps. 52 millones y Ps. 20 millones, respectivamente, corresponden a las Notas N° 446/2008 y subsiguiente de la Secretaría de Energía. El aumento en las ventas es consecuencia de una mejora en los precios de venta, parcialmente compensado por una retracción en el volumen comercializado. El precio medio de venta aumentó 12,7%, a Ps.134,6 por MWh de Ps.119,1 por MWh del ejercicio anterior. La energía comercializada en 2010 registró una disminución del 8,9% a 5.036 GWh de 5.528 GWh, principalmente como consecuencia de las tareas de mantenimiento programado realizadas en el ejercicio actual. En este contexto, la disponibilidad operativa y el factor de planta de la Central tuvieron niveles del 91,6% y 83% en el ejercicio actual y 96% y 88% en el ejercicio comparativo, respectivamente. Las ventas correspondientes a Genelba Plus aumentaron Ps.281 millones, a Ps.341 millones de Ps.60 millones del ejercicio comparativo, de los cuales Ps. 99 millones y Ps. 13 millones corresponden a las Notas N° 446/2008 y subsiguiente de la Secretaría de Energía. El aumento en las ventas es consecuencia básicamente del mayor volumen comercializado que se incrementó a 793 GWh de 225 GWh ya que la Central inició sus operaciones en agosto de 2009. La disponibilidad operativa de la Central fue de 99,94% y el factor de planta tuvo un nivel del 74%.


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Las ventas correspondientes a Pichi Picún Leufú aumentaron Ps.16 millones o 13,1%, a Ps.134 millones de Ps.118 millones del ejercicio comparativo, como consecuencia de una mejora del 30,7 % en los precios medios de venta, a Ps.131,4 por MWh de Ps.100,5 por MWh, parcialmente compensado por una disminución en los volúmenes comercializados del 13,4%, a 1.020 GWh de 1.178 GWh por la menor hidraulicidad de la Cuenca del Comahue, la cual estuvo por debajo de su media histórica. Utilidad bruta: En el ejercicio 2010 la utilidad bruta se incrementó Ps.24 millones, a Ps.293 millones de Ps.269 millones en el ejercicio comparativo como consecuencia de la contribución positiva aportada por las operaciones de Genelba Plus. Sin embargo, el margen sobre ventas disminuyó a 24,4% en 2010 de 31,3% del ejercicio comparativo debido a que, por aplicación del precio tope indicado para la energía spot, los mayores costos de gas natural sólo pudieron ser trasladados parcialmente al precio de venta. Adicionalmente, y en menor medida, el margen del ejercicio 2010 resultó adversamente afectado por el menor volumen de generación en Pichi Picún Leufú.

Comercialización y Transporte de Hidrocarburos Utilidad operativa: En el ejercicio 2010 las ganancias de las operaciones de Comercialización y Transporte de Hidrocarburos aumentaron a Ps.78 millones en 2010 de Ps. 1 millón del ejercicio comparativo. Ventas netas: Los ingresos por ventas aumentaron Ps.242 millones o 25,3%, a Ps.1.198 millones de Ps.956 millones del ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de un aumento en los ingresos por la comercialización de gas y de líquidos. Los servicios de brokerage de gas y GLP, totalizaron Ps.19 millones en el ejercicio 2010 y Ps.24 millones en el ejercicio comparativo. Los ingresos por la comercialización de gas aumentaron Ps.137 millones o un 20,1%, a Ps.819 millones de Ps.682 millones del ejercicio comparativo, debido principalmente al aumento en los precios promedio de venta de un 17,4% configurado por el incremento del precio de venta a usinas como así también del mercado spot y la renegociación de contratos. El volumen diario comercializado se incrementó un 2,3%, a 312 millones de pies cúbicos en 2010 de 304 millones de pies cúbicos en 2009, debido principalmente al mayor abastecimiento de gas al segmento residencial y el aprovisionamiento a la Central Termoeléctrica Genelba Plus durante todo el ejercicio, efectos parcialmente compensados por un menor consumo propio por la venta del negocio de fertilizantes a principios del año actual y una menor transferencia al segmento de líquidos. Los mayores compromisos fueron cumplidos como consecuencia de la efectiva gestión de compras en el mercado a término y spot, compensando bajas de producción propia. Los ingresos por la comercialización de líquidos aumentaron Ps.105 millones o 42%, a Ps.355 millones de Ps. 250 millones del ejercicio comparativo, debido principalmente a una recuperación del 48% de los precios medios de venta, principalmente de las exportaciones, en línea con los precios internacionales, parcialmente compensado por una baja del 4% en los volúmenes comercializados, a 213,2 mil toneladas en 2010 de 222,1 mil toneladas en 2009, como consecuencia de las restricciones en el uso de gas natural dispuestas en el ejercicio actual que generaron un menor procesamiento de líquidos respecto al año anterior. Utilidad bruta: La utilidad bruta correspondiente al ejercicio actual aumentó Ps.39 millones o 53,4%, a Ps.112 millones de Ps.73 millones del ejercicio comparativo. El margen sobre ventas aumentó a 9,3% en 2010 de 7,6% en el ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de la recuperación indicada en los precios de venta.

Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización del negocio de Comercialización y Transporte de hidrocarburos totalizaron Ps.36 millones en 2010 y Ps.68 millones en 2009.


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Análisis de los Resultados de Inversiones no Corrientes Los resultados por la participación en sociedades no corrientes disminuyeron Ps.54 millones, a Ps.156 millones de Ps.210 millones del ejercicio comparativo, como consecuencia de los menores resultados de las Empresas Mixtas de Venezuela y de Distrilec, parcialmente compensado por mejoras evidenciadas en los resultados de Refinor y PELSA. 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 2010 y 2009. 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 2010 las utilidades correspondientes a las participaciones de la Sociedad en las empresas mixtas disminuyeron a Ps.58 millones de Ps.138 millones del ejercicio 2009, principalmente como consecuencia de retracciones en los niveles de producción derivado de retrasos en los planes de inversión de dichas compañías.

CIESA / TGS: En los ejercicios 2010 y 2009 el resultado correspondiente a las participaciones en CIESA registró pérdidas de Ps. 19 millones y Ps.22 millones, respectivamente. La menor pérdida del ejercicio actual se corresponde principalmente con los efectos positivos de la menor devaluación de peso con respecto al dólar, la cual impactó en una reducción del cargo por diferencia de cambio sobre la deuda de CIESA y TGS, nominada mayoritariamente en moneda extranjera. Este efecto positivo resultó parcialmente compensado por una disminución de la utilidad operativa. Los ingresos por ventas totales se incrementaron aproximadamente un 3,2% o Ps.52 millones, a Ps.1.653 millones, generado mayormente en el segmento no regulado, donde las exportaciones de líquidos reflejaron los efectos positivos de la fuerte recuperación de los precios internacionales, parcialmente compensado por una disminución en el segmento regulado, como consecuencia de la reversión en el ejercicio actual del aumento tarifario registrado en el ejercicio 2009. En 2010, la utilidad operativa de CIESA disminuyó Ps.198 millones o 35,3% a Ps.363 millones, principalmente como consecuencia de la reversión del aumento tarifario indicado anteriormente.


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Distrilec / Edesur: El resultado por la participación en los resultados de Distrilec representó pérdidas por Ps.17 millones en 2010, afectado por mayores costos de explotación, en contraposición a ganancias de Ps.10 millones en 2009, por reconocimientos retroactivos positivos del Acuerdo Marco. Los ingresos por servicios durante 2010 aumentaron un 2,6% o Ps.57 millones, a Ps. 2.261 millones de Ps.2.204 millones, debido principalmente a los efectos de un aumento de la demanda de energía eléctrica. El resultado operativo de Distrilec totalizó una pérdida de Ps.70 millones en el ejercicio 2010, en contraposición a una utilidad de Ps.131 millones en 2009, ejercicio que incluyó los efectos positivos del reconocimiento de ingresos adicionales retroactivos por el consumo de asentamientos, derivado del Acuerdo Marco. El ejercicio actual resultó afectado por un aumento en los costos de explotación, principalmente como consecuencia de la mayor constitución de previsiones y 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. PELSA: La utilidad por la participación en los resultados de PELSA aumentó Ps.12 millones, a Ps.39 millones en el ejercicio 2010, de Ps.27 millones del ejercicio anterior. Las ventas de PELSA aumentaron 27,4% o Ps.184 millones, a Ps.855 millones de Ps.671 millones del ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de una mejora en los precios medios de venta del petróleo crudo y del gas natural, y en menor medida por un incremento en los volúmenes comercializados de gas natural. La utilidad operativa de PELSA aumentó Ps.59 millones o 25,1%, a Ps.294 millones de Ps.235 millones, como consecuencia de las mejoras indicadas en los ingresos por ventas, parcialmente compensadas por aumentos en los costos de explotación asociados a la mayor venta de hidrocarburos y por el incremento de los cargos por depreciaciones resultantes de las mayores inversiones realizadas. Refinor: La utilidad por la participación en Refinor aumentó Ps.12 millones, a Ps.54 millones en el ejercicio 2010, de Ps.42 millones en el ejercicio comparativo. Las ventas de Refinor aumentaron 12,8% o Ps.204 millones, a Ps.1.797 millones de Ps.1.593 millones del ejercicio comparativo, principalmente por una mejora en los precios de venta, tanto en el mercado interno como en las exportaciones.


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Liquidez y Recursos de Capital La Sociedad lleva un estricto monitoreo de los niveles de liquidez a los efectos de asegurar el cumplimiento de sus obligaciones y 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, y

• 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 2010 se destacan:

• Estricto cumplimiento de las obligaciones financieras, con una reducción del 24% 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 y sus derivados, (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.


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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 2010 y 2009 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.

Efectivo Al 31 de diciembre de 2010 y 2009, el efectivo y las inversiones equivalentes totalizaron Ps.2.113 millones y Ps.933 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 El efectivo generado por las operaciones aumentó en Ps.653 o 34,9%, a Ps.2.523 de Ps.1.870 millones en el ejercicio comparativo, derivado principalmente de la reducción en los niveles de capital de trabajo operativo, hecho que evidencia los resultados positivos de los ejes de nuestro accionar, focalizados en la optimización de los recursos y la eficiencia en la gestión, y en menor medida, por los menores pagos de intereses en línea con la política de desendeudamiento de la Sociedad.


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Actividades de inversión En el ejercicio 2010, el efectivo relacionado con las actividades de inversión evidenció una mejora de Ps.1.503 millones, totalizando una generación neta de Ps.626 millones en 2010, en contraposición a una aplicación neta de Ps.877 millones en el ejercicio comparativo. La mejora indicada se corresponde principalmente con los mayores fondos generados por las desinversiones, que representaron ingresos de fondos por Ps.1.684 millones en 2010 y Ps.613 millones en 2009, los cuales se corresponden principalmente con la cobranza en ambos ejercicios de la venta de la participación accionaria del 60% en PVIE efectuada en abril de 2009. En 2009 la Sociedad invirtió Ps.119 millones en la suscripción de bonos emitidos por el Fideicomiso Financiero de Obra Gasoducto Sur, cuyo objeto es el financiamiento de las obras tendientes a la ampliación de la capacidad de transporte del Gasoducto General San Martín en su tramo offshore que atravesará el Estrecho de Magallanes, Las inversiones de capital disminuyeron Ps.300 millones, a Ps.1.059 millones de Ps.1.359 millones, según se expone en el siguiente cuadro:

- Exploración y Producción de Petróleo y Gas

Las inversiones de capital en el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas totalizaron Ps.775 millones y Ps.1.050 millones en los ejercicios 2010 y 2009, respectivamente. En ambos ejercicios, 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 y de sistemas de compresión. Las inversiones estuvieron focalizadas en Argentina, principalmente en registración sísmica y perforación. Durante 2010 el plan de inversiones de la Sociedad incluyó la perforación de 53 pozos productores e inyectores y la reparación de 88 pozos, principalmente en la Cuenca Neuquina, en las áreas Puesto Hernández, Medanito, El Mangrullo y Sierra Chata. En la Cuenca Austral inició la obra de construcción de la planta de tratamiento de crudo en el área Estancia Agua Fresca, cuya puesta en marcha está prevista para el primer semestre de 2011.


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- Refinación y Distribución

Las inversiones de capital efectuadas en el negocio de Refinación y Distribución totalizaron Ps.130 millones y Ps.97 millones en los ejercicios 2010 y 2009, respectivamente. En la Refinería de Bahía Blanca se destacan dos importantes paradas programadas de planta que le permitirán operar con altos estándares de eficiencia para los próximos cinco años. Adicionalmente, continúan las obras correspondientes al proyecto de Adecuación de Calidad de Refino, el cual prevé la construcción de una planta de hidrotratamiento de diesel con el objetivo de adecuar la calidad del combustible a las exigencias legales en lo referente al contenido de azufre. Asimismo se avanzó en los proyectos de biocombustibles, previendo para 2011 la conclusión de las obras de bionaftas en Bahía Blanca y en Caleta Paula.

- Petroquímica

En Petroquímica, las inversiones de capital efectuadas totalizaron Ps.48 millones y Ps. 91 millones en los ejercicios 2010 y 2009, respectivamente. En 2010 se concretaron inversiones destinadas al avance de las tareas de adecuación de la planta de caucho de Puerto General San Martín, con el objetivo de producir en 2011 polímeros que cumplan con la nueva regulación europea.

- Gas y Energía

En Gas y Energía, las inversiones de capital efectuadas totalizaron Ps.98 millones y Ps. 110 millones en los ejercicios 2010 y 2009, respectivamente. Continúan las obras para la construcción de la Central Ecoenergía ubicada en el Complejo General Cerri de TGS, en Bahía Blanca, que aportará al sistema eléctrico 14 MegaWatts de potencia de energía renovable. Se estima que el inicio de operación comercial se producirá durante el ejercicio 2011. Actividades de financiación El efectivo neto aplicado a las actividades de financiación totalizaron Ps.2.037 millones y Ps.1.270 millones, en 2010 y 2009, respectivamente.

Las cancelaciones de préstamos a largo plazo totalizaron Ps.1.427 millones en 2010 y Ps.674 millones en el ejercicio comparativo, principalmente por las cancelaciones a su vencimiento de las Clases I y H del Programa de Obligaciones Negociables de Petrobras Argentina, por Ps. 1.374 millones y Ps.674 millones, respectivamente.. El efectivo ingresado por financiamiento a largo plazo totalizó Ps.65 millones en 2010 y Ps.572 millones en 2009, provenientes de fuentes de financiación bancaria tomadas por Innova y Petrobras Argentina, respectivamente.

En el ejercicio 2010 se canceló financiamiento a corto plazo por Ps. 399 millones. En el ejercicio 2009 el financiamiento a corto plazo representó una erogación neta de Ps.899 millones. Adicionalmente, conforme las disposiciones de las Asambleas Generales de Accionistas celebradas el 26 de marzo de 2010 y el 27 de marzo de 2009, la Sociedad abonó en los ejercicios 2010 y 2009 un dividendo en efectivo de Ps.275 millones y Ps.269 millones, respectivamente.


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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 2010, 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.3.988 millones, de los cuales Ps.3.404 millones representan deuda a largo plazo, comparado a Ps. 5.549 millones al 31 de diciembre de 2009, de los cuales Ps.3.687 correspondían a deuda a largo plazo. Al 31 de diciembre de 2010, la deuda a corto plazo totalizaba Ps.584 millones, de los cuales Ps.367 millones representan la porción corriente de las obligaciones a largo plazo y Ps.217 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 2010 se encontraban en circulación obligaciones negociables por un total de U$S 587 millones, que fueron emitidas bajo el Programa Global cuyo vencimiento operó en mayo de 2008.

Adicionalmente en agosto de 2008 la CNV autorizó un nuevo Programa Global de emisión de obligaciones negociables de la Sociedad por hasta un monto máximo de capital en circulación en cualquier momento de 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.

El perfil de vencimiento de la deuda al 31 de diciembre de 2010 es el siguiente:

El 9 de junio de 2005, el Poder Ejecutivo, por medio del Decreto N°616/05, estableció que los flujos de efectivo que ingresen al mercado local provenientes de préstamos del exterior otorgados al sector privado argentino tendrán un vencimiento de pago de un mínimo de 365 días contados a partir de la fecha de ingreso de dichos fondos. Asimismo, el 30% del monto deberá ser depositado en instituciones financieras nacionales. Este depósito deberá realizarse en dólares estadounidenses por un plazo de 365 días y no generará intereses. Adicionalmente, será intransferible, deberá registrarse y no podrá utilizarse como garantía o 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 de su Casa Matriz, sus subsidiarias en el exterior o cualquier otro tipo de préstamo financiero externo.


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Cláusulas de Cross Default

Las obligaciones negociables y otros endeudamientos financieros vigentes contienen cláusulas de cross default, según las cuales el Trustee, conforme a instrucciones recibidas de tenedores que representen al menos el 25% del capital en circulación correspondiente, en el caso de las obligaciones negociables ó el acreedor financiero, según corresponda, puede declarar vencido la totalidad de los importes adeudados, en caso que cualquier endeudamiento de la Sociedad o de sus subsidiarias significativas 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 Argentina 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 Argentina ha cumplido con todas las cláusulas, compromisos y requisitos relacionados con su endeudamiento financiero.


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Requerimientos Futuros de Capital

Petrobras Argentina prevé concretar en el ejercicio 2011 inversiones por aproximadamente U$S 540 millones.

Adicionalmente, el Directorio de Petrobras Argentina propone a la Asamblea General Ordinaria de Accionistas la distribución de dividendos en efectivo por un monto total de Ps.183 millones.

Petrobras Argentina considera que los requerimientos de capital relacionados con su programa de inversiones, amortización de deuda financiera, necesidades de capital de trabajo y dividendos, 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 2011 está alineado con los objetivos de reposición de reservas y producción, principalmente en Argentina, como condición vital para permitir el crecimiento sustentable de la Sociedad.

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 se dará continuidad a la implementación del proyecto piloto “tight gas” de la formación Punta Rosada en el yacimiento Río Neuquén, para la explotación de reservorios no convencionales de baja permeabilidad, con el uso de tecnología innovadora en el país.

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 bloques offshore.


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- Refinación y Distribución En 2011 las inversiones se orientarán a alcanzar las especificaciones de calidad de combustibles que las normas legales establecen. Adicionalmente, se destinarán importantes inversiones asociadas a la mejora en la confiabilidad operativa de las instalaciones de refinación en su conjunto. También se prevén inversiones de mantenimiento de la red de estaciones de servicio Petrobras.

- Petroquímica

En la planta de Puerto General San Martín se continuarán realizando inversiones tendientes a 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.

- Gas & Energía

En 2011 se prevén inversiones destinadas a la finalización de la obra de la Central Ecoenergía, junto con las inversiones destinadas al mantenimiento de la Central Genelba.


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Síntesis de la Estructura Patrimonial y de Resultados La información patrimonial que se presenta a continuación correspondiente al 31 de diciembre de 2006 y la información de resultados del ejercicio finalizado en esa fecha no contienen los efectos de la fusión de la Sociedad con PEPSA.

Véase nuestro informe de fecha:

15 de febrero de 2011

SIBILLE

Reg. de Asoc. Prof. CPCECABA Tº 2 Fº 6

Graciela C. Laso

Socia

Contador Público (UBA) CPCECABA Tº 194 Fº 215


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Datos Estadísticos


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Cotización de la Acción de la Sociedad


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Avance en el cumplimiento del plan de implementación de las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”)

Con fecha 30 de diciembre de 2009, la CNV emitió la Resolución General N° 562/09 por la cual se establece la aplicación de la RT N° 26 de la FACPCE que adopta, para ciertas entidades incluidas en el régimen de oferta pública de la Ley N° 17.811, ya sea por su capital o por sus obligaciones negociables, o que hayan solicitado autorización para estar incluidas en el citado régimen, las normas internacionales de información financiera emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (“IASB”). La aplicación de tales normas resultará obligatoria para la Sociedad a partir del ejercicio que se inicie el 1 de enero de 2012. Con fecha 13 de abril de 2010 el Directorio de la Sociedad ha aprobado el plan de implementación específico que llevará a cabo para la adopción de dichas normas contables. En cumplimiento de lo requerido por la Resolución General N° 562/09 y sus modificatorias, y como resultado del monitoreo del plan de implementación específico de las NIIF, el Directorio no ha tomado conocimiento de circunstancia alguna que requiera modificaciones al referido plan o que indique un eventual desvío de los objetivos y fechas establecidos.

En virtud de lo dispuesto por la Resolución N° 562/09 de la Comisión Nacional de Valores (“CNV”) y su ampliatoria, la Sociedad, para los ejercicios que se inicien a partir del 1° de enero de 2012, presentará sus estados financieros aplicando la Resolución Técnica N° 26 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas, que dispone la adopción de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB), y sus modificatorias. De conformidad con lo mencionado, los primeros estados financieros completos e intermedios preparados por la Sociedad de acuerdo a NIIF, serán los correspondientes al ejercicio anual terminado el 31 de diciembre de 2012 y al período de tres meses terminado el 31 de marzo de 2012, respectivamente. A la fecha de emisión de los presentes estados contables, y de acuerdo con el plan de implementación específico, la Sociedad se encuentra evaluando los efectos de la adopción de NIIF.


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Propuesta del Directorio Aprobación de estados contables: En cumplimiento de los términos del artículo 234 de la LSC, informamos que los estados contables correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010 serán sometidos a la aprobación de la próxima Asamblea General Ordinaria de Accionistas. Asignación de resultados acumulados: El destino propuesto para las utilidades acumuladas al 31 de diciembre de 2010 que ascienden a $ 6.204 millones es el siguiente:

(información expresada en millones de pesos) A Dividendos en efectivo 183 A nuevo ejercicio 6.021



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ANEXO I

Informe sobre el Código de Gobierno Societario Resolución General N° 516/07 de la Comisión Nacional de Valores

En cumplimiento de la Resolución General N° 516/07 de la Comisión Nacional de Valores (“CNV”), con sus modificaciones, se adjunta a modo de Anexo a la presente Memoria el Informe correspondiente al Código de Gobierno Societario (en adelante el “Código de Gobierno Societario”) individualizado como Anexo V del Capítulo XXIII de las Normas de la CNV (t.o. 2001, en adelante y conjuntamente con toda otra normativa emitida por la CNV, denominadas “las Normas”) correspondiente al ejercicio cerrado el 31 de diciembre de 2010. Ámbito de Aplicación

1) Relación Emisora - Grupo Económico

La Sociedad realiza operaciones con compañías relacionadas y las mismas son expuestas en los estados contables, en virtud de lo establecido por la Resolución Técnica N° 21 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”). Asimismo, la Sociedad lista las compañías sobre las cuales ejerce control, control conjunto e influencia significativa en los Estados Contables. Conforme a lo dispuesto por el artículo 73 de la Ley N° 17.811, modificado por el Decreto P.E.N. N° 677/01 que dispone un Régimen de Transparencia de la Oferta Pública (el “Régimen de Transparencia”), y demás normas reglamentarias, el Comité de Auditoría analiza y verifica que las condiciones de las operaciones celebradas con “Partes Relacionadas” por “Montos Relevantes”, conforme estos términos se encuentran definidos en dicha norma, puedan considerarse razonablemente adecuadas a las condiciones normales y habituales de mercado para operaciones similares establecidas entre partes independientes. No obstante que esta normativa establece como requisito para la realización de operaciones con partes relacionadas, contar con: (i) un pronunciamiento del Comité de Auditoría acerca de si las condiciones de la operación pueden razonablemente considerarse adecuadas a las condiciones normales y habituales del mercado o (ii) el informe de dos firmas evaluadoras independientes, las cuales deberán haberse expedido sobre el mismo punto y sobre las demás condiciones de la operación, el Comité de Auditoría, como práctica habitual, emite el pronunciamiento consignado en el punto (i) con sustento en la opinión de evaluadores independientes referidos en el punto (ii). Cada operación o contrato con una parte relacionada que involucre un monto relevante es informada como Hecho Relevante a la CNV y a la Bolsa de Comercio de Buenos Aires (“BCBA”). Asimismo, la Sociedad comunica que el Informe del Comité de Auditoría es puesto a disposición de los Accionistas en la sede social. Por lo expuesto, el Directorio de la Sociedad considera que cumple parcialmente con la recomendación.

2) Inclusión en Estatuto Societario. Los Estatutos Sociales se adecuan a los requerimientos de la Ley N° 19.550 de Sociedades Comerciales (“LSC”) y a las Normas y al Reglamento de Cotización de la BCBA e incluyen disposiciones sobre la integración y funcionamiento del Directorio, Comité de Auditoría y Comisión Fiscalizadora. Asimismo, contienen ciertas previsiones del Código de Gobierno Societario, en particular las relacionadas a evitar conflictos de intereses en el voto de los Directores, y no incluyen ninguna disposición que impida que las recomendaciones no incluidas específicamente se cumplan.


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La Sociedad cuenta con un Código de Conducta y de Ética Empresarial para todos sus empleados, donde se establecen los lineamientos y estándares de integridad y transparencia a los que deberán ajustarse. Dicho documento es una referencia formal e institucional para el comportamiento de las personas en relación con el trabajo y con la Sociedad, que se sustenta en los principios éticos de honestidad, dignidad, respeto, lealtad, dedicación, eficacia, transparencia y conciencia, considerados necesarios por la Sociedad para orientar los comportamientos de las personas a las que se aplica. Por lo expuesto, el Directorio entiende que la adhesión a la recomendación es parcial.

Del Directorio en general

3) Responsable por Estrategia de la Compañía

El Directorio es, conforme a lo dispuesto en la LSC y en los Estatutos Sociales, el máximo órgano de administración y representación de la Compañía, estando facultado, en consecuencia, para realizar en el ámbito comprendido en el objeto social, cualesquiera actos o negocios jurídicos de administración y disposición, por cualquier título jurídico, salvo aquellos reservados por la LSC o los Estatutos Sociales a la competencia exclusiva de la Asamblea General de Accionistas. Consecuentemente, el Directorio aprueba las políticas y estrategias generales adecuadas a cada etapa de gestión de la empresa, y en particular:

a) Plan Estratégico, Direccionamiento Estratégico, Plan de Negocios, Objetivos de Gestión,

Presupuesto y Desvíos presupuestarios.

b) Política de inversiones y financiación, Plan financiero y Desinversiones.

c) Política de Gobierno Societario, que tiene su sustento en la interacción de un conjunto de Códigos y Políticas propios, aprobados por el mismo Directorio, que resultan consecuentes con la normativa vigente en materia de Gobierno Societario dictada por la CNV, la Securities and Exchange Commission (“SEC”) y los mercados autorregulados en los que cotiza la Sociedad sus títulos valores, entre los que se incluyen el Código de Conducta y Ética Empresarial, la Directiva sobre Reporte de Irregularidades y Conflicto de Intereses, el Código de Políticas y Prácticas en Relación con el Mercado, la Directiva sobre Préstamos Personales a Directores y Ejecutivos, el Reglamento del Comité de Dirección, el Procedimiento de Información y Divulgación a los Mercados y el Reglamento del Comité de Auditoría.

d) Política de Responsabilidad Social Empresaria.

e) Política de Control de Gestión y Riesgos.

f) Desarrollo de programas de entrenamiento de Directores y Ejecutivos Gerenciales. Al respecto el Directorio ha establecido los mecanismos desarrollados en el apartado 11).

El Directorio funciona principalmente como un órgano de supervisión y control y ha delegado la gestión ordinaria de los negocios de la Compañía a favor de ciertos Gerentes designados en los términos del artículo 270 de la LSC, quienes integran el Comité de Dirección, a fin de lograr una mayor eficiencia en la administración de la Sociedad. Dicho Comité está integrado por cinco miembros, a saber: el Director General Ejecutivo, el Director de Administración y Finanzas, el Director de Exploración y Producción de Petróleo y de Gas, el Director Industrial y el Director Comercial. Todos ellos tienen dependencia directa del Directorio y responden ante la Sociedad y los terceros por el desempeño de su cargo en la misma extensión y forma que los miembros del Directorio. Por lo expuesto, el Directorio considera que la adhesión a la recomendación es total.


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4) Control de la Gestión

En el Directorio se considera periódicamente el Informe de Gestión, que incluye el cumplimiento del Presupuesto y del Plan de Operaciones, así como también la evolución de los Indicadores de cumplimiento de los Objetivos Organizacionales, y se efectúa la verificación de la implementación de las Estrategias y Políticas generales. Consecuentemente, el Directorio considera que la adhesión a la recomendación es total.

5) Información y Control Interno. Gestión de Riesgos El Directorio analiza y evalúa periódicamente los riesgos de la Compañía, en virtud a las actividades que realiza y los países donde se desempeña, a fin de prever dificultades y/o aprovechar oportunidades. El Sistema de Control Interno de la Sociedad se sustenta en el marco de las Políticas establecidas por el Comité de Dirección, y en Sistemas y Procedimientos operados por personal idóneo. Dicho Sistema de Control Interno está diseñado para garantizar el logro de los objetivos de la Sociedad, asegurando la eficacia y eficiencia de las operaciones, la confiabilidad de la información y el cumplimiento de las leyes, reglamentos y políticas en general. Desde el ejercicio 2006, la Sociedad evalúa la eficacia de su ambiente de Control Interno, haciendo foco en los reportes financieros, bajo la metodología integrada que fue emitida por el Commitee of Sponsoring of the Treadway Commission (COSO) y, basado en dicha evaluación y estos criterios, ha concluido que resulta efectivo. Asimismo, la Gerencia Ejecutiva de Auditoría Interna realiza regularmente presentaciones a los miembros del Comité de Auditoría, informando acerca de los resultados de la revisión de los procesos críticos de la Sociedad y sus sociedades controladas y vinculadas. Conforme lo expuesto, el Directorio considera que la adhesión a la recomendación es total.

6) Comité de Auditoría De conformidad con lo previsto en el Régimen de Transparencia, las sociedades que efectúan oferta pública de sus títulos y acciones deben constituir un Comité de Auditoría que funcione en forma colegiada con tres o más miembros del Directorio, con mayoría de Directores Independientes. En virtud de esto, el Directorio de la Sociedad aprobó con fecha 21 de mayo de 2003 el proceso de implementación requerido por la Resolución General N° 400/02 de la CNV. En cumplimiento de dicha normativa, la Asamblea General Ordinaria de Accionistas celebrada el 19 de marzo de 2004 dispuso, entre otras medidas, la incorporación a los Estatutos de la Sociedad de un artículo que detalla la composición y el funcionamiento del Comité de Auditoría. Asimismo, con fecha 7 de mayo de 2004, el Comité de Auditoría de la Sociedad aprobó su Reglamento Interno. Cada año, el Comité de Auditoría aprueba el Plan de Actuación correspondiente al ejercicio en curso. Actualmente, el Comité de Auditoría está compuesto por tres miembros titulares y un miembro suplente, revistiendo todos ellos el carácter de independientes. El Directorio en su conjunto es el que propone los integrantes del Comité de Auditoría, según lo dispuesto por el Decreto P.E.N. N° 677/01, las Normas y el artículo 9 bis de los Estatutos Sociales. Por lo expuesto, el Directorio considera que la adhesión a la recomendación es total.

7) Cantidad de integrantes del Directorio

El artículo 9 de los Estatutos Sociales, aprobado por la Asamblea de Accionistas celebrada el 30 de enero de 2009, establece que la administración de la Sociedad está a cargo de un Directorio compuesto por nueve (9) Directores titulares, quienes son elegidos por el término de tres (3) ejercicios y se renuevan por tercios cada ejercicio. A su vez, la Asamblea puede designar suplentes en igual o menor número que los titulares, para subsanar la falta de los Directores titulares por cualquier causa, fijando el orden de su incorporación.


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Actualmente, luego de la Asamblea de Accionistas celebrada el 26 de marzo de 2010, el Directorio está compuesto por nueve (9) Directores titulares y siete (7) Directores suplentes, de los cuales tres (3) Directores titulares y un (1) suplente revisten el carácter de independientes según los parámetros fijados por las Normas. Como se indicó, la Sociedad cuenta con un Comité de Auditoría, con el propósito 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 y (4) el desempeño de la función de auditoría interna y del Auditor Independiente. Adicionalmente, y tal como surge del apartado 26) “Sistema de Compensación”, la Sociedad dispone de un Comité de Remuneraciones. El Directorio considera que actualmente la cantidad y composición de Directores se encuentra acorde a la complejidad de los procesos decisorios de la Sociedad y a la envergadura de sus operaciones, y en caso de variar las circunstancias, de estimarlo conveniente, podría proponer a la Asamblea su modificación, como lo ha hecho en el pasado. Asimismo, el Directorio considera que el actual número de Directores Independientes y el esquema de Comités es el adecuado a la estructura de la Organización. Por lo expuesto, el Directorio considera que la adhesión a la recomendación es total.

8) Integración del Directorio Dado que el Directorio está integrado por individuos de reconocida idoneidad, competencia y experiencia en el sector energético, siendo en su mayoría funcionarios ejecutivos de la Sociedad o de su Accionista controlante, no considera necesaria la redacción de una política a efectos de su integración con ex-ejecutivos.

9) Pertenencia a diversas sociedades El Directorio considera que, en la medida que sus miembros y/o Síndicos cumplan debidamente con sus responsabilidades, no resulta necesario fijar límites para participar en el Directorio o Sindicaturas de otras sociedades.

10) Evaluación del Desempeño del Directorio

El Directorio no cuenta con la práctica de autoevaluar su desempeño, ya que la gestión de los mismos es considerada por la Asamblea de Accionistas en oportunidad de tratar y resolver los asuntos contemplados en los incisos 1º y 2º del artículo 234 de la LSC. 11) Capacitación y Desarrollo de Directores La Compañía ofrece varios programas e instancias de formación a sus niveles ejecutivos, los cuales pueden realizarse dentro de ella o bien en distintas instituciones educativas y Escuelas de Negocios nacionales e internacionales. Los miembros no ejecutivos participan en actividades de orientación y apoyo, a efectos de disponer de las mejores herramientas para la toma de decisiones. En particular, para los miembros del Comité de Auditoría, el Plan de Actuación Anual de dicho órgano prevé la capacitación y actualización normativa, quedando documentado en las Actas de sus reuniones. Por lo expuesto, el Directorio considera que la adhesión a la recomendación es total.


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Independencia de los Directores

12) Directores independientes

Los Directores Independientes revisten tal carácter de acuerdo con los criterios establecidos en las Normas. De conformidad con ellas, en oportunidad de cada elección de Directores, los Accionistas que proponen candidatos titulares o suplentes a la consideración de la Asamblea informan a la misma, antes de la votación, la condición de independientes o no independientes de los candidatos. A su vez, la Sociedad informa a la CNV, para su amplia difusión, la situación respecto de la citada norma de los miembros del órgano de administración y de fiscalización, dentro del plazo de diez (10) días de su elección o asunción del cargo. El Directorio considera que la mención de la calidad de independiente o no que reviste el miembro propuesto por los Accionistas resulta suficiente exteriorización.

13) Designación de Ejecutivos Gerenciales

El Directorio juzga aconsejable la exteriorización de la motivación de la designación. De esta forma, la Compañía procede a la divulgación de la información relacionada con los Gerentes Especiales, los que son designados por el Directorio de acuerdo a lo establecido por el art. 270 de la LSC, a través del sistema informativo establecido por las Normas. Por lo expuesto, el Directorio considera que la adhesión a la recomendación es parcial.

14) Proporción de Directores Independientes La Asamblea de Accionistas es quien designa y establece la proporción de Directores Independientes sobre el número total de Directores en el marco de lo previsto en la normativa aplicable. La Sociedad no tiene una política específica dirigida a mantener una proporción de Directores Independientes sobre el total de sus miembros; aunque es práctica habitual que el número de miembros Independientes que conforman el Directorio resulte suficiente para integrar el Comité de Auditoría. Asimismo, en virtud a lo exigido por la normativa, la Sociedad informa a los Organismos de Control cualquier modificación de su composición, indicando la condición de independiente o no independiente que reviste cada uno de los Directores. Adicionalmente, en la Memoria Anual se precisa la condición de cada Director.

15) Reunión de Directores Independientes Los Directores Independientes se reúnen periódicamente en el ámbito del Comité de Auditoría, quedando a su arbitrio la definición de reunirse en forma privada cuando lo estimen conveniente. Si bien el Directorio no se encuentra presidido por un Director Independiente, las agendas de las reuniones de Directorio son consensuadas entre todos sus integrantes, pudiendo cada uno de ellos proponer temas para las mismas. Por lo expuesto, el Directorio considera que la adhesión a la recomendación es parcial.

Relación con los Accionistas 16) Información a los Accionistas La Sociedad cumple con los regímenes informativos periódicos establecidos por las Normas y el Reglamento de la BCBA. A través de esos medios hace pública toda la información que se considera relevante sobre la Sociedad para que sus Accionistas se encuentren informados.


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17) Atención a inquietudes y consultas de los Accionistas

La Sociedad cuenta actualmente con una Gerencia de Planeamiento Financiero y Relación con Inversores, que se encarga de responder inquietudes y consultas de los Accionistas. Asimismo, con periodicidad trimestral, la Sociedad emite comunicados de prensa, en los cuales informa los resultados de su gestión, entre otros, para conocimiento de los Accionistas en general, órganos sociales y autoridad de control. Por lo expuesto, el Directorio considera que la adhesión a la recomendación es total. 18) Participación de Accionistas Minoritarios en Asamblea El Directorio realiza todas las medidas que son requeridas por la ley para promover la asistencia y participación de los Accionistas Minoritarios en las Asambleas, a fin de asegurar el ejercicio de sus derechos.

19) Mercado de Control

La Sociedad, mediante la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria del 8 de julio de 2003, ha decidido no adherir al Régimen Estatutario Optativo de Oferta Pública de Adquisición Obligatoria, dada la inexistencia de antecedentes, y que su falta de adhesión no inhibe su ejercicio voluntario así como tampoco su adhesión futura. Conforme lo expuesto, el Directorio considera que su adhesión a la recomendación es parcial.

20) Política de Dividendos La declaración, monto y oportunidad de pago de dividendos a los Accionistas están sujetos a la aprobación de la Asamblea General Ordinaria de Accionistas. Anualmente, el Directorio evalúa la factibilidad de realizar una propuesta de distribución sobre el destino de los resultados acumulados a la Asamblea General Ordinaria de Accionistas considerando las disposiciones estatutarias, así como también otros aspectos, entre los que se incluyen los resultados de las operaciones, los requerimientos futuros de capital, y las condiciones financieras y de disponibilidad de fondos. Adicionalmente, la Sociedad explicita su política de dividendos a modo de apartado en la Memoria Anual, del que este Informe forma parte a modo de Anexo. Dicha política describe el mecanismo empleado para efectuar la propuesta. Por lo expuesto, el Directorio considera que la Sociedad cumple con la recomendación en forma parcial.

Relación con la Comunidad

21) Comunicación vía Internet La Sociedad cuenta con un sitio web (www.petrobras.com.ar) de libre acceso, que brinda información actualizada, suficiente y diferenciada, a través del cual los usuarios pueden acceder fácilmente a la información allí puesta a disposición por la Sociedad. Adicionalmente, este sitio otorga la posibilidad de que los usuarios expresen sus inquietudes, las que son tenidas en cuenta por la Sociedad en oportunidad de comunicarse con sus Accionistas. Por lo expuesto, el Directorio entiende que la adhesión a la recomendación es total.

22) Requisitos del Sitio La Sociedad garantiza que la información transmitida por medios electrónicos responde a los más altos estándares de confidencialidad e integridad y propenden a la conservación y registro de la información. Por lo expuesto, el Directorio considera que adhiere totalmente a la recomendación.


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Comités

23) Presidencia del Comité por un Director Independiente

Tal como se mencionó en el punto 6), el Comité de Auditoría está actualmente integrado exclusivamente por miembros independientes. Asimismo, se destaca que el Directorio prioriza como pauta de designación del Presidente del Comité de Auditoría la figura del Experto Financiero, por la afinidad entre su calificación y las funciones del Comité. Por lo expuesto, el Directorio entiende que la adhesión a la recomendación es total.

24) Rotación de Síndicos y/o Auditores Externos

Con respecto a la rotación de los Síndicos, el artículo 12 de los Estatutos Sociales establece que los miembros de la Comisión Fiscalizadora duran un año en sus funciones, sin perjuicio de su reelección. En relación a la rotación de los Auditores Externos, la Sociedad cumple con lo dispuesto por las Normas, donde se establece como obligatorio rotar cada cinco años al socio a cargo de las tareas de auditoría externa. Esta obligación no se extiende a la Firma de auditoría propiamente dicha. Cada vez que el Directorio efectúa una propuesta acerca de la designación de los Auditores Externos para ser elevada a la Asamblea de Accionistas, el Comité de Auditoría emite un Informe sobre la misma, de acuerdo con lo establecido en la normativa vigente. Adicionalmente, como apartado dentro de su Informe Anual de Gestión, el Comité de Auditoría informa si ha tomado conocimiento de alguna cuestión de relevancia que deba mencionar en relación con los Auditores Externos designados por la Asamblea para el ejercicio con respecto a la independencia en la actuación de los mismos, y opina acerca del planeamiento y desempeño de la auditoría externa en el ejercicio. Conforme lo expuesto, el Directorio considera que la adhesión a la recomendación es total.

25) Doble carácter de Síndico y Auditor Como norma de buen Gobierno Corporativo, desde el ejercicio 2004, los integrantes de la Comisión Fiscalizadora no desempeñan funciones de auditoría externa ni pertenecen a la Firma que presta servicios de auditoría externa a la Sociedad. Por lo expuesto, el Directorio considera que la adhesión a la recomendación es total. 26) Sistema de Compensación Conforme lo indicado en el apartado 7), el Directorio de la Sociedad creó un Comité de Remuneraciones en la reunión celebrada el 6 de octubre de 2006, que tiene como misión el seguimiento y revisión de las políticas salariales y de beneficios de la Compañía. Su funcionamiento es permanente y debe reportarse al Directorio al menos en forma semestral. El Comité de Remuneraciones está integrado por mayoría de miembros del Directorio que no cumplen con tareas ejecutivas, revistiendo al menos uno (1) de ellos el carácter de independiente. Adicionalmente, los Directores que puedan verse afectados por políticas remuneratorias que sean decididas por el Comité, no podrán formar parte del mismo. Por lo expuesto, el Directorio considera que cumple con la recomendación en forma parcial.


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27) Comité de Nombramientos y Gobierno Societario

Si bien la Sociedad no cuenta con un Comité de Nombramientos y Gobierno Societario, las funciones a cargo de éste, con el alcance establecido en la normativa vigente, son desarrolladas efectivamente por el Comité de Remuneraciones, o directamente por el Directorio, con el soporte de la Dirección de Legales, la Gerencia Ejecutiva de Recursos Humanos y la Secretaría General Corporativa. Por lo expuesto, el Directorio considera que cumple con la recomendación en forma parcial. 28) Política de no discriminación en la Integración del Directorio El Directorio vela para que la designación de sus integrantes no sea obstaculizada por razones de ninguna forma de discriminación. Asimismo, el Código de Conducta y Ética Empresarial de la Sociedad hace especial referencia a esta cuestión. Por lo expuesto, el Directorio considera que cumple con la recomendación en forma total.



15 de febrero de 2011 SIBILLE


Graciela C. Laso Socia

Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 194 - F° 215

Juan C. Cincotta Por Comisión Fiscalizadora

Contador Público (UBA) CPCECABA Tº45 Fº 71


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PETROBRAS ARGENTINA S.A. (1)

Maipú 1 - Piso 22 – Ciudad Autónoma de Buenos Aires

República Argentina

EJERCICIO ECONOMICO Nº 65

ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010

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: - Del estatuto: 7 de noviembre de 1947.

- De la última modificación del estatuto: 28 de mayo de 2010.

Fecha en que se cumple el plazo de duración de la Sociedad: 18 de junio de 2046.

Sociedad controlante: Petrobras Participaciones S.L (2) Actividad principal de la sociedad controlante: Inversora y financiera. Participación de la sociedad controlante en el capital social y en los votos: 67,2% (2)

COMPOSICION DEL CAPITAL (3)

- Expresado en pesos -

(1) Ver Nota 1.3 a los estados contables individuales. (2) Ver Nota 15 a los estados contables individuales. (3) Ver Nota 10 a los estados contables individuales.










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BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 (Expresados en millones de pesos)










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ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 (Expresados en millones de pesos)










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ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 (Expresados en millones de pesos)


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INDICE DE LAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS

1. Estados contables consolidados

1.1 Bases de presentación y sociedades consolidadas

1.2 Estados contables utilizados

1.3 Criterios de valuación

85

85

85

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2. Inversiones, resultado de inversiones no corrientes y dividendos cobrados

2.1 Inversiones

2.2 Resultado de inversiones no corrientes

2.3 Dividendos cobrados

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87

87

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3. Participación en áreas de petróleo y gas 88

4. Financiación

4.1 Composición de la deuda

4.2 Endeudamiento de Edesur

4.3 Endeudamiento de CIESA

4.4 Endeudamiento de TGS

92

92

93

93

95

5. Otros créditos, bienes de cambio, otros pasivos, otros resultados operativos, otros (egresos) ingresos, netos, información suplementaria al estado de flujo de efectivo y operaciones discontinuadas

96

6. Impuesto a las ganancias e impuesto diferido

102

7. Saldos y operaciones con sociedades pertenecientes al mismo grupo económico

104

8. Avales, fianzas y garantías otorgadas

107

9. Información por segmento de negocios

108

10. Información geográfica

113


Véase nuestro informe de fecha: 15 de febrero de 2011

SIBILLE Reg. de Asoc. Prof. CPCECABA Tº 2 Fº 6



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NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS

AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010

(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 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 LSC 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.

1.1) Bases de presentación y sociedades consolidadas

De acuerdo con el procedimiento establecido en la RT Nº 21 de la FACPCE, Petrobras Argentina S.A., en adelante “Petrobras Argentina” 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. Al 31 de diciembre de 2010 y 2009 la Sociedad ejerce el control conjunto en Distrilec y en CIESA. Al 31 de diciembre de 2008 la Sociedad ejerció en control conjunto en Distrilec, CIESA y PVIE. Con respecto a esta última sociedad, ver Nota 6.2 a los estados contables individuales. 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. La información contenida en los presentes estados contables consolidados proveniente de la consolidación proporcional de sociedades en las cuales se ejerce el control conjunto se expone en el Anexo L. La información sobre las participaciones en sociedades relacionadas se expone en el Anexo I. 1.2) 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 2010, 2009 y 2008, 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.






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1.3) Criterios de valuación En adición a lo indicado en los estados contables individuales, los principales criterios de valuación utilizados en la preparación de los presentes estados contables consolidados son los siguientes: - Bienes de uso: El costo de los bienes de uso correspondientes 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 se describe en la Nota 2.1 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 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, resultado de inversiones no corrientes y dividendos cobrados La composición de las inversiones corrientes y no corrientes, el resultado de inversiones no corrientes y los dividendos cobrados se detallan a continuación:

2.1) Inversiones:

(1) Nota 8.2 a los estados contables individuales.

2.2) Resultado de inversiones no corrientes:






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2.3) Dividendos cobrados

3. Participación en áreas de petróleo y gas

3.1. Operaciones en Ecuador

A partir del año 2006 el Gobierno Ecuatoriano implementó profundas reformas tributarias y regulatorias en la actividad hidrocarburífera, modificando significativamente las condiciones establecidas en oportunidad del otorgamiento de los contratos de participación.

Contratos Modificatorios y Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos El 31 de octubre de 2008, EcuadorTLC S.A., Teikoku Oil Ecuador y Petroecuador, entre otros, suscribieron los Contratos Modificatorios que regularon la explotación del Bloque 18 y Palo Azul hasta que las partes negocien la migración a una nueva modalidad contractual.

Con fecha 26 de julio de 2010, se aprobó por ministerio de ley la reforma a la Ley de Hidrocarburos vigente que establece, entre otras cosas, desde el día posterior a su publicación, la obligatoriedad de migrar a una nueva modalidad contractual antes del 24 de noviembre de 2010. Como resultado del proceso de negociación antes mencionado, la Sociedad decidió no aceptar la propuesta final recibida del Estado Ecuatoriano para migrar a Contratos de Servicios en el Bloque 18 y en el Campo Unificado de Palo Azul. En consecuencia, mediante Resolución de fecha 25 de noviembre del 2010, la Secretaría de Hidrocarburos notificó a EcuadorTLC S.A. la terminación de dichos Contratos de Participación y encargó a Petroamazonas EP el inicio y desarrollo del proceso de transición operacional. De acuerdo a lo estipulado en los Contratos Modificatorios, el Estado Ecuatoriano deberá indemnizar a las contratistas por un valor equivalente a las inversiones no amortizadas al cierre de cada ejercicio económico, a una tasa de actualización anual apropiada para este tipo de proyectos en Ecuador. A la fecha de emisión de los presentes estados contables, la Sociedad se encuentra realizando las gestiones necesarias con el Estado Ecuatoriano con el objetivo de acordar el cobro de la compensación prevista en dichos contratos.






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Contrato de transporte de crudo con OCP La Sociedad mantiene un contrato con OCP, en virtud del cual asumió un compromiso por capacidad de transporte de petróleo de 80.000 barriles diarios por el término de 15 años a partir del 10 de noviembre de 2003. El contrato de transporte es del tipo “Ship or Pay”, por lo cual la Sociedad debe cumplir con sus obligaciones contractuales por la totalidad del volumen contratado, con prescindencia del volumen real transportado, abonando, al igual que los restantes productores, una tarifa que cubre, entre otros, los costos operativos y servicios financieros de OCP. Al 31 de diciembre de 2010, los costos por capacidad de transporte facturados por OCP fueron cargados a gastos mensualmente. Los costos correspondientes al volumen de crudo efectivamente transportado se imputaron en la línea “Gastos de administración y comercialización”, mientras que la porción correspondiente a la capacidad de transporte contratada y no utilizada, se expuso en la línea “Otros resultados operativos” (Nota 5.4). La Sociedad tiene el derecho de vender la capacidad de transporte en el OCP para mitigar el impacto negativo derivado de su no utilización. En este sentido, la Sociedad negocia periódicamente la venta de capacidad de transporte contratada. Con fecha 31 de diciembre de 2008, la Sociedad suscribió un convenio con Petroecuador por el cual el Estado Ecuatoriano asumió el compromiso de que el crudo disponible de su propiedad que transporta por el OCP, a partir del 1 de enero de 2009 se efectúe con cargo a la capacidad de transporte de petróleo contratada por la Sociedad, hasta un volumen máximo de 70.000 barriles por día. Adicionalmente, la Sociedad ha vendido capacidad de transporte de aproximadamente 8.000 barriles diarios de petróleo para el período julio de 2004 a enero 2012. Como consecuencia del incumplimiento contractual por parte del comprador a fines del primer trimestre de 2009, la Sociedad se encuentra realizando los reclamos pertinentes. Finalmente, el 40% del compromiso contractual neto, resultante de lo descripto, ha sido asumido por Teikoku Oil Ecuador, como contraprestación por la cesión a esta Sociedad de la participación del 40% en el Bloque 18 y Palo Azul en Octubre 2008. En relación con los compromisos indicados, al 31 de diciembre de 2010 la Sociedad reconoció un pasivo por la capacidad de transporte neta contratada con el OCP. 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 2010, la Sociedad mantiene cartas de crédito por un total aproximado de U$S 85 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.






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3.2. Cambios en las participaciones en áreas de petróleo y gas

Durante el segundo trimestre de 2010, concluyeron sin éxito los trabajos de evaluación del potencial del Campo Tibú, ubicado en la Cuenca Catatumbo en Colombia, motivo por el cual el Consorcio Tibú, del cual Petrobras Argentina es parte, comunicó oficialmente a las autoridades colombianas su decisión de suspender las operaciones y restituir el área en cuestión, la cual constituía el único activo de la Sociedad en Colombia.

En consecuencia, en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2010 la Sociedad dio de baja el valor activado en pozos exploratorios por 45, cargo que se incluye en la línea “Gastos de exploración” del estado de resultados.

En el primer trimestre de 2008 no habiéndose obtenido resultados exploratorios positivos, se procedió a restituir el área exploratoria Tierra Negra a la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia.

3.3. Información adicional sobre las actividades hidrocarburíferas Costos de abandono y taponamiento de pozos

De acuerdo con las regulaciones vigentes en los países donde desarrolla sus operaciones de exploración y producción de petróleo y gas, la Sociedad (directa o indirectamente a través de subsidiarias) tiene la obligación de incurrir en costos relacionados con el abandono y taponamiento de pozos. La Sociedad no posee activos legalmente restringidos para la cancelación de dichas obligaciones.

A continuación se expone la evolución de los pasivos por costos de abandono y taponamiento de pozos por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008






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Pozos exploratorios

La evolución del costo de los pozos exploratorios durante los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 es la siguiente:

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 2010:

(1) En miles de barriles (2) En millones de pies cúbicos






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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 2010, 2009 y 2008 fueron auditadas por DeGolyer and MacNaughton. Las revisiones técnicas efectuadas por los mencionados consultores técnicos internacionales cubrieron aproximadamente el 71%, 70% y 70% de las reservas estimadas por la Sociedad al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008, respectivamente.

4. Financiación

4.1) Préstamos

El detalle de los préstamos al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 es el siguiente:

Detalle de la deuda a largo plazo El pasivo por préstamos no corrientes al 31 de diciembre de 2010 se compone de la siguiente manera:






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Los vencimientos de los préstamos no corrientes al 31 de diciembre de 2010 son los siguientes:

4.2) Endeudamiento de Edesur Edesur mantiene un programa global de obligaciones negociables, cuyo vencimiento opera el 14 de octubre de 2013, 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 2010, bajo el programa global se encuentra en circulación la Clase 7, por un valor nominal de 99, 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. Asimismo, parte de estos contratos cuentan 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.

4.3) Endeudamiento de CIESA Como consecuencia del nuevo escenario macroeconómico configurado en la Argentina a partir de la sanción de la Ley de Emergencia Pública (ver Nota 5.3 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, Petrobras Argentina y EPCA, una subsidiaria de Enron Corp, en ese entonces únicos accionistas de CIESA celebraron un Acuerdo Marco de Conciliación y Renuncias Mutuas (Acuerdo Marco) por el cual, entre otras acciones, se previó la realización de ciertas transferencias accionarias en dos etapas sucesivas a fin de proveer la flexibilidad necesaria para avanzar en la reestructuración de la deuda financiera de CIESA antes mencionada.






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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 Argentina y su controlada Petrobras Hispano Argentina S.A. transfirieron a EPCA 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 (Acuerdo de Reestructuración) celebrado el 1 de septiembre de 2005 entre CIESA, Petrobras Argentina S.A., Petrobras Hispano Argentina S.A., EPCA, ABN AMRO BANK N.V. Sucursal Argentina y los acreedores financieros, CIESA refinanció deuda financiera por un monto aproximado de U$S 23 millones a un plazo de 10 años. Adicionalmente, el Acuerdo de Reestructuración contemplaba los términos de la segunda etapa del Acuerdo Marco que consistía en la capitalización de deuda por un valor nominal de U$S 201,5 millones más los intereses impagos devengados. El Acuerdo de Reestructuración estaba sujeto a las aprobaciones del ENARGAS y la CNDC. Mientras dicho Acuerdo de Reestructuración se encontraba en trámite de aprobación ante los organismos gubernamentales, el 9 de enero de 2009, Ashmore Energy Internacional Limited (actualmente denominada AEI), quien manifestó en dicha oportunidad ser el único tenedor de las Obligaciones Negociables emitidas por CIESA en 1997, notificó su decisión de terminar el Acuerdo de Reestructuración. Ante ello, CIESA inició el 28 de enero de 2009 una acción judicial ante los Tribunales del Estado de Nueva York, Estados Unidos, tendiente a oponer la prescripción de las Obligaciones Negociables referidas y, subsidiariamente, reclamar el cumplimiento del Acuerdo de Reestructuración y los daños y perjuicios por la intempestiva terminación de parte de AEI. La acción presentada por CIESA ante los Tribunales de Nueva York fue inicialmente desestimada en fecha 29 de julio de 2009, en razón de existir un pedido de quiebra ante los Tribunales de la República Argentina que se encontraba en trámite. Por su parte, el 4 de febrero de 2009 AEI solicitó la quiebra de CIESA ante los tribunales de la República Argentina, por la suma de U$S 127 millones, basado en un supuesto crédito originado en las Obligaciones Negociables. Dicho pedido de quiebra fue rechazado por la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Comercial el 9 de octubre de 2009. Contra dicha resolución, AEI interpuso un planteo de nulidad y remoción con causa de los jueces intervinientes, los que también fueron rechazados el 24 de noviembre y 28 de diciembre de 2009, respectivamente. En virtud del rechazo del pedido de quiebra decidido en la República Argentina, CIESA presentó ante los Tribunales de Nueva York el 13 de noviembre de 2009 una moción de renovación y reargumentación, mediante la cual solicitó: (i) permitir renovación y nuevo alegato de CIESA contra la moción de AEI para rechazar la demanda modificada de CIESA y (ii) revocar su sentencia del 29 de julio de 2009, mediante la cual admitió la moción de rechazo presentada por AEI contra la petición de CIESA. El 12 de abril de 2010, CIESA fue notificada de la resolución del Juez interviniente quien haciendo lugar al pedido de CIESA, declaró la competencia de los Tribunales de Nueva York para el tratamiento de las cuestiones de fondo planteadas contra AEI relativas al pedido de prescripción de las Obligaciones Negociables emitidas por CIESA en el año 1997, así como para aquellas cuestiones que se plantearon en subsidio. AEI interpuso un recurso de apelación el 9 de agosto de 2010, ante lo cual, el 27 de enero de 2011, el tribunal de apelaciones desestimó la apelación y ratificó la resolución del juez de grado.






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El día 13 de mayo de 2010 CIESA fue notificada de una presentación realizada por AEI por la que rechaza las pretensiones formuladas por CIESA en su demanda y reclama el pago de los títulos de deuda emitidos por la Sociedad que, a su entender, corresponde le sean pagados con más sus intereses. El 7 de octubre de 2010 CIESA presentó la contestación de la presentación en defensa de sus intereses. Actualmente el fallo del juez se encuentra pendiente. A la fecha de emisión de los presentes estados contables, CIESA no ha sido notificada ni ha recibido ninguna comunicación fehaciente respecto de la transferencia por parte de AEI del total de obligaciones negociables emitidas por CIESA en 1997 ni respecto de los otros créditos contra CIESA. 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 derivarse de la resolución de las incertidumbres vinculadas al conjunto de las acciones descriptas.

4.4) Endeudamiento de TGS TGS mantiene un programa global de obligaciones negociables con una vigencia que se extiende hasta el 14 de mayo de 2017, por hasta un monto máximo de U$S 650 millones, el cual fue autorizado por la CNV con fecha 18 de enero de 2007. Al 31 de diciembre de 2010, bajo el programa global se mantenían en circulación obligaciones negociables por un valor nominal de U$S 374 millones, que devengan intereses a una tasa fija del 7,875% anual. El capital se amortiza en cuatro cuotas anuales, iguales y consecutivas, las cuales vencen a partir del 14 de mayo de 2014. Durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008, TGS canceló anticipadamente obligaciones negociables por un valor nominal de U$S 21 millones, U$S 10 millones y U$S 95 millones, lo cual determinó utilidades de 2, 5 y 57, respectivamente, incluidas en Otros (egresos) ingresos, netos (Nota 5.5). 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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5. Otros créditos, bienes de cambio, otros pasivos, otros resultados operativos, otros (egresos) ingresos, netos, información suplementaria al estado de flujo de efectivo y operaciones discontinuadas

(1) Nota 5.4 a los estados contables individuales






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(1) Nota 3.1 a los estados contables individuales

(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. (2) Nota 5.3.2 a los estados contables individuales.

(1) Nota 6.3 a los estados contables individuales. (2) Nota 6.1 a los estados contables individuales (3) Nota 6.2 a los estados contables individuales






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5.7) Operaciones discontinuadas En abril de 2009 Petrobras vendió a Petrobras Internacional – Braspetro B.V. su participación accionaria en PVIE., lo cual implicó la discontinuación de las operaciones en Perú (Nota 6.2 a los estados contables individuales). En noviembre de 2009 Petrobras aprobó la venta a Bunge Argentina S.A. del negocio de fertilizantes, lo cual implicó la discontinuación del mismo (Nota 6.1 a los estados contables individuales).






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A continuación se expone la apertura de los estados consolidados de resultados e información relevante de los estados de flujo de efectivo por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008, conforme lo requerido por las normas contables en materia de exposición de operaciones discontinuadas:






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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) 274, 290 y 258 incluidos en Otros créditos no corrientes y 1.097, 1.443 y 1.500 expuestos en Cargas fiscales no corrientes, en 2010, 2009 y 2008, respectivamente.

(2) 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. La variación del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 incluye una disminución de 308 derivada de la venta de PVIE.

(3) La variación del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2010 incluye un aumento de 52 por la revaluación de pasivos por impuesto diferido de sociedades e inversiones en el exterior imputados en Resultados diferidos. La variación del ejercicio 2009 incluye: a) una disminución de 205 derivada de la venta de PVIE, y b) un aumento de 123 por la revaluación de pasivos por impuesto diferido de sociedades e inversiones en el exterior imputados en Resultados diferidos.






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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:






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7. Saldos y operaciones con sociedades pertenecientes al mismo grupo económico Condiciones generales: Las operaciones con partes relacionadas se llevan a cabo en el curso ordinario de los negocios en condiciones y a precios de mercado. Los términos de estas operaciones son comparables con los ofrecidos por u obtenidos de partes no vinculadas. Ventas de sociedades: En diciembre de 2007 y en abril de 2009, Petrobras Argentina vendió a PIB BV (una subsidiaria de su sociedad controlante) el 40% inicial y el 60% remanente de su participación accionaria en PVIE por un valor de U$S 423,3 millones y U$S 619,4 millones, respectivamente (Nota 6.2 a los estados contables individuales). Operaciones financieras: En 2005, la Sociedad celebró un contrato de préstamo por U$S 200 millones con PIB BV (acreedor). Este préstamo tiene un plazo de diez años, devenga intereses a una tasa del 7,22% anual, más impuestos y puede ser precancelado en cualquier momento sin penalidad alguna. En febrero de 2008, la Sociedad aprobó la colocación de excedentes financieros de corto plazo en PIB BV, por hasta la suma de U$S 300 millones, a una tasa de interés nominal anual pagadera mensualmente, equivalente a Libor de 30 días más 0,15%, con vencimiento en julio de 2008, disponiendo la Sociedad de la cláusula de repago anticipado. En diciembre de 2008, el préstamo fue renovado a través de dos nuevos préstamos que totalizaron U$S 120 millones, uno por U$S 107 millones entre PIB BV y Petrobras Argentina y otro por U$S 13 millones entre PIB BV y una subsidiaria de Petrobras Argentina, Petrobras Holding Austria GMBH, ambos con vencimiento en diciembre de 2009, disponiendo la Sociedad de la cláusula de repago anticipado. De estos dos préstamos, U$S 30 millones fueron cancelados antes de la fecha de vencimiento y U$S 90 millones fueron cancelados al vencimiento. Al 31 de diciembre de 2010, hay sólo un préstamo vigente entre PIB BV y Petrobras Argentina por un monto total de U$S 90 millones, con vencimiento en 2011. Garantías financieras: En 2007, Petrobras Argentina emitió obligaciones negociables Clase S por un valor de U$S 300 millones, la cual cuenta con el respaldo de un contrato de compra Standby Purchase Agreement provisto por Petróleo Brasileiro (Nota 7.2 a los estados contables individuales).

En diciembre de 2009, la Sociedad tomó dos préstamos por un monto total de U$S 150 millones, los cuales están garantizados por Petróleo Brasileiro: uno de ellos con el Banco Itaú Europa, por un monto de U$S 100 millones, a ser cancelado en 7 cuotas semestrales con vencimiento final en diciembre de 2013, y el otro préstamo, con el banco HSBC de Estados Unidos, por un monto total de U$S 50 millones, con vencimiento en junio de 2012. Operaciones comerciales: En el giro ordinario de sus negocios, la Sociedad realiza importaciones y exportaciones de petróleo crudo y derivados con subsidiarias de Petróleo Brasileiro, especialmente con Petrobras International Finance Co.






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Asimismo, Braskem, una subsidiaria de Petróleo Brasilerio, abastece a Innova del benceno y etileno necesario para la producción de estireno.

Los saldos al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 por operaciones con dichas sociedades son los siguientes:






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Las principales operaciones por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 con dichas sociedades son las siguientes:






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8. Avales, fianzas y garantías otorgadas

Los avales, fianzas y garantías al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 no expuestos en las restantes notas ascienden a 16, 15 y 79, respectivamente.

Asimismo, al 31 de diciembre de 2010, la Sociedad mantenía los siguientes compromisos contractuales:






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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., Petrolera Entre Lomas S.A., OCP y las participaciones directas e indirectas en las empresas mixtas de Venezuela.

b) Refinación y Distribución, integrado por las operaciones propias en las refinerías de San Lorenzo (Nota 6.3

a los estados contables individuales) y Bahía Blanca y la red de estaciones de servicio, por la participación en Refinería del Norte S.A. y por la comercialización del petróleo producido en Argentina, el cual es transferido a precios de mercado desde el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas.

c) Petroquímica, integrado por las operaciones propias de fertilizantes (Nota 5.7 a los estados contables

consolidados y Nota 6.1 a los estados contables individuales) y estirénicos desarrolladas en las plantas de Argentina y Brasil.

d) Gas y Energía, integrado por las operaciones propias de comercialización del gas producido en Argentina y

de los líquidos obtenidos del procesamiento del gas, por las actividades de servicios de brokerage de gas y GLP, por la participación en TGS, por las actividades de generación de electricidad de la Central Térmica Genelba y de la represa hidroeléctrica Pichi Picún Leufú y por las participaciones accionarias en Edesur y Enecor S.A.

e) 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 2.3 a los estados contables individuales y en la Nota 1.3 de los presentes estados contables consolidados. Las operaciones inter-segmentos se celebran a precios representativos de los valores de mercado.






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Se detalla a continuación información seleccionada para cada uno de los segmentos de negocios identificados por la Dirección de la Sociedad:






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10. Información geográfica

A continuación se expone cierta información sobre activos, ventas netas, resultado operativo y resultado de inversiones no corrientes agrupados por área geográfica:

(a) Nota 5.7 a los estados contables consolidados y Nota 6.2 a los estados contables individuales.









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ANEXO A ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 BIENES DE USO (Expresados en millones de pesos)

(1) Nota 6.3 a los estados contables individuales. (2) Nota 6.1 a los estados contables individuales. (3) Nota 6.2 a los estados contables individuales.









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ANEXO C ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 INVERSIONES EN ACCIONES (Expresados en millones de pesos)









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ANEXO E ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 PREVISIONES (Expresados en millones de pesos)









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ANEXO F ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 COSTO DE VENTAS POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 (Expresados en millones de pesos)









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ANEXO G

ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDA EXTRANJERA (Expresados en millones de pesos)

U$S Millones de Dólares estadounidenses Bol Millones de Pesos bolivianos Rs Millones de Reales EU Millones de Euros









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ANEXO H

ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 INFORMACIÓN REQUERIDA POR EL ART. 64, APARTADO I, INC. B) DE LA LEY 19.550 POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 (Expresados en millones de pesos)









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ANEXO I

ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 INFORMACIÓN CONSOLIDADA SOBRE PARTICIPACIÓN EN SOCIEDADES RELACIONADAS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010









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ANEXO K ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 PARTICIPACIÓN EN NEGOCIOS CONJUNTOS (Expresados en millones de pesos)









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ANEXO L ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 PARTICIPACIÓN EN SOCIEDADES BAJO CONTROL CONJUNTO (Expresados en millones de pesos)









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ANEXO L ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 PARTICIPACIÓN EN SOCIEDADES BAJO CONTROL CONJUNTO (Expresados en millones de pesos)









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BALANCES GENERALES INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 (Expresados en millones de pesos)









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ESTADOS DE RESULTADOS INDIVIDUALES POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 (Expresados en millones de pesos)









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ESTADOS DE EVOLUCIÓN DEL PATRIMONIO NETO POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 (Expresados en millones de pesos)

(a) Ver Nota 2.3.16. La variación del ejercicio 2009 se encuentra neta de la desafectación por la venta de PVIE por 29 (Nota 6.2) (b) La mencionada Asamblea delegó en el Directorio la facultad para determinar su distribución, cuantía y oportunidad. Con fecha 10 de noviembre de 2009,

el Directorio determinó la distribución de dividendos en efectivo por 269. (c) La mencionada Asamblea delegó en el Directorio la facultad para determinar su distribución, cuantía y oportunidad. Con fecha 3 de agosto de 2010, el

Directorio determinó la distribución de dividendos en efectivo por 275. Las notas 1 a 16, los Anexos A, C, F, G, H, I, J, K y los estados contables consolidados que se acompañan son parte integrante de y deben leerse juntamente con estos estados.









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ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO INDIVIDUALES POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 (Expresados en millones de pesos)


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INDICE DE LAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES INDIVIDUALES

1. La Sociedad

129

2. Bases de presentación de los estados contables

2.1 Consideración de los efectos de la inflación 2.2 Contabilización de instrumentos financieros derivados 2.3 Criterios de valuación 2.4 Conversión de operaciones en el exterior 2.5 Contabilización de las operaciones en consorcios hidrocarburíferos y

sucursales 2.6 Cambios en los criterios de presentación respecto a los aplicados en los

períodos anteriores 2.7 Nuevas normas contables

130

131 131 132 140 141

141

141

3. Participación en áreas de petróleo y gas 142

4. Créditos por ventas y ventas netas

143

5. Inversiones, resultado de inversiones no corrientes y dividendos cobrados

5.2 Participación en sociedades en las que se ejerce control conjunto o influencia significativa con restricciones sobre su disponibilidad

5.3 Situación tarifaria de las empresas de servicios públicos 5.4 Inversiones en las empresas mixtas en Venezuela 5.5 Cambios en las participaciones accionarias

144

146

146 150 151

6. Operaciones discontinuadas y bienes destinados para su venta

151

7. Financiación

7.2 Programas globales de obligaciones negociables 7.3 Cláusulas de cross default

153

153 154

8. Aportes para financiar obras en el sector energético en la Argentina

8.1 Fondo para las Inversiones Necesarias que permitan Incrementar la Oferta de Energía Eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista (FONINVEMEM)

8.2 Fideicomiso Financiero de Obra Gasoducto Sur

154

154

155

9. Previsiones

156

10. Capital social

157

11.

Otros créditos, bienes de cambio, otros pasivos, otros resultados operativos, otros (egresos) ingresos netos e información suplementaria al estado de flujo de efectivo

157

12.

Impuesto a las ganancias e impuesto diferido 159

13.

Beneficios sociales y otros beneficios para el personal

161

14.

Saldos y operaciones con sociedades pertenecientes al mismo grupo económico

164

15.

Grupo de Control

166

16. Hechos posteriores 166






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NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES INDIVIDUALES

AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010

(Cifras expresadas en millones de pesos, excepto donde se indica en forma expresa)

1. La Sociedad

1.1. Operaciones de la sociedad Los negocios de Petrobras Argentina se concentran principalmente en el sector energético, específicamente en la exploración y producción de petróleo y gas, refinación y distribución, petroquímica, electricidad y comercialización y transporte de hidrocarburos. Los negocios de Petrobras Argentina se extienden a la Argentina, Bolivia, Brasil, Ecuador, Venezuela, México y Colombia (Nota 3.2 a los estados contables consolidados). El ejercicio social de la Sociedad cierra el 31 de diciembre de cada año.

1.2. Reorganización societaria de Petrobras Energía y Petrobras Energía Participaciones

El 2 de septiembre de 2008 los Directorios de Petrobras Energía S.A. (“Petrobras Energía”) y de PEPSA aprobaron el compromiso previo de fusión entre ambas sociedades, en virtud del cual Petrobras Energía (sociedad incorporante) absorbió a PEPSA (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 IGJ y la disolución sin liquidación de PEPSA, el Directorio de Petrobras Energía tomó a su cargo la administración de los activos y pasivos de PEPSA, con suspensión de quienes hasta entonces la ejercitaban. Las Asambleas Extraordinarias de Accionistas de Petrobras Energía y de PEPSA celebradas el 30 de enero de 2009 aprobaron la fusión entre ambas sociedades. El 14 de abril de 2009 se aprobó el acuerdo definitivo de fusión. La presente reorganización resultó conformada por la Resolución N° 16.131 de la CNV, con su correspondiente inscripción registral en la IGJ. Como resultado de dicha reorganización societaria, cada accionista de PEPSA recibió 0,359015136 acción ordinaria escritural Clase B de Petrobras Energía por cada acción ordinaria escritural Clase B de PEPSA. 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 resultaron incorporadas en su totalidad al régimen de oferta pública en Argentina y entregadas a los accionistas de PEPSA en canje de sus acciones de dicha sociedad. Inmediatamente después del citado aumento, se procedió a la cancelación de las 765.435.847 acciones ordinarias escriturales Clase B de Petrobras Energía que constituían el principal activo de PEPSA, manteniéndose la estricta igualdad entre los accionistas. Petrobras Energía solicitó 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 tenían las acciones de PEPSA. La Sociedad ha contabilizado los efectos de la reorganización societaria de acuerdo al método de unificación de intereses que se describe en la RT 18 de la FACPCE.






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De conformidad con los lineamientos del método, los activos, pasivos y partidas del patrimonio neto de los entes que se combinan se registran en el ente combinado de acuerdo con las mediciones contables que tenían en los entes que se combinan a la fecha efectiva de la combinación. De acuerdo con dicho método, los estados contables del ejercicio en que se produce la combinación y los de ejercicios anteriores que se incluyan como información comparativa deben mostrar los activos, pasivos y resultados del ente combinado como si la unificación de intereses se hubiese producido al comienzo del más antiguo de los ejercicios presentados. Considerando que la fecha efectiva de la fusión es el 1° de enero de 2009, el total de patrimonio neto y el resultado neto de ejercicio anterior que se presenta como información comparativa no cambian por efectos de la fusión, motivo por el cual la contrapartida del efecto neto de las adiciones efectuadas, tanto a nivel patrimonial como de resultados, se imputa respectivamente a las cuentas de Participación de terceros.

1.3. Cambio de razón social

La Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas de la Sociedad celebrada el 27 de marzo de 2009, entre otras resoluciones, aprobó el cambio de denominación social de Petrobras Energía S.A. por Petrobras Argentina S.A. El 19 de julio de 2010 la CNV notificó a la Sociedad de la inscripción del cambio de su denominación social en la IGJ, trámite que resultó previamente conformado por la CNV.

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 la nota 2.1;

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.






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2.1. Consideración de los efectos de la inflación La Sociedad presenta sus estados contables en moneda constante, siguiendo el método de reexpresión establecido en la RT 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 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. Con fecha 25 de marzo de 2003, el PEN 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. La diferencia de criterio no tiene impactos significativos sobre la situación patrimonial de la Sociedad.

2.2. 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.






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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). En los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 las operaciones realizadas con instrumentos financieros derivados no generaron resultados significativos y a esas fechas, la Sociedad no mantenía instrumentos de esta clase.

2.3. Criterios de valuación

Los principales criterios de valuación utilizados en la preparación de los presentes estados contables son los siguientes: 2.3.1. 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.

2.3.2. 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 la Nota 2.1. Productos en proceso y terminados correspondientes a los negocios 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.






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2.3.3. Inversiones: Certificados de depósito y colocaciones en sociedades integrantes del grupo económico: a su valor nominal más el interés devengado, 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 2010, 2009 y 2008 respectivamente 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 homogeneizar los criterios de valuación, 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 la Nota 2.1.

2.3.4. Créditos por ventas y deudas comerciales: Los créditos por ventas y las deudas comerciales han sido valuados al precio de venta o compra para operaciones 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. 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. 2.3.5. Créditos y deudas financieras: Los créditos y las deudas financieras han sido valuados de acuerdo con las sumas de dinero entregadas o recibidas, 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.






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2.3.6. Otros créditos y deudas:

Los restantes créditos y deudas han sido valuados en base a la mejor estimación posible de la suma a cobrar o a pagar, respectivamente, descontada, en los casos pertinentes, utilizando la tasa estimada al momento de su reconocimiento inicial, excepto por los activos y pasivos por impuesto diferido que están expresados a sus valores nominales. 2.3.7. Otros activos:

Los otros activos corrientes al 31 de diciembre de 2010 corresponden principalmente a bienes de uso relacionados con la venta de la Refinería San Lorenzo y otros activos del negocio de Refinación y Distribución, los cuales se clasifican como bienes destinados para su venta (Nota 6.3) y, en consecuencia, son valuados a su VNR. Los otros activos corrientes al 31 de diciembre de 2009 corresponden a los bienes de uso relacionados con la venta del negocio de fertilizantes, los cuales habían sido clasificados como bienes destinados para su venta (Nota 6.1) y, en consecuencia, valuados a su VNR. 2.3.8. Bienes de uso: Criterio general

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 la Nota 2.1, 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.

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.

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 2.4.






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Actividades de exploración y producción de petróleo y gas

La Sociedad utiliza el método del esfuerzo exitoso para contabilizar las operaciones relacionadas con las actividades de exploración y producción de petróleo y gas conforme a los lineamientos del SFAS N°19 emitido por el FASB de los Estados Unidos, el cual fue codificado dentro del FASB “ASC 932, Extractive Activities – Oil and Gas”. Bajo este método son activados: i) los costos de adquisición de propiedades en áreas de producción y exploración de petróleo y gas; ii) los costos de perforación y equipamiento de pozos exploratorios que resultan descubridores de reservas económicamente explotables; iii) los costos de perforación y equipamiento de pozos de desarrollo y iv) los costos futuros estimados de abandono y taponamiento. De acuerdo con el 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. 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. Depreciaciones

La Sociedad deprecia los pozos productores, las maquinarias y los campamentos correspondientes a las áreas de producción de petróleo y gas, utilizando el método de unidades de producción, mediante la aplicación de la relación entre el petróleo y el gas producido, y las reservas de petróleo y gas probadas y desarrolladas estimadas. El costo de adquisición de propiedades con reservas probadas se deprecia mediante la aplicación de la relación entre el petróleo y gas producido y las reservas de petróleo y gas probadas estimadas. La propiedad minera vinculada a reservas no probadas ha sido valuada al costo, examinándose periódicamente su recuperabilidad en base a las estimaciones geológicas y de ingeniería de las reservas posibles y probables que se espera probar en el plazo de cada concesión. Para la depreciación del resto de los bienes de uso se utiliza el método de la línea recta, en función de la vida útil estimada de los mismos.






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Valor recuperable

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. 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 períodos posteriores a la registración de la desvalorización, se analiza la pertinencia de su reversión en la medida que se verifiquen cambios en las estimaciones efectuadas para determinar los valores recuperables. En tal caso, la medición contable del activo o 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. 2.3.9. Medio ambiente: Los costos incurridos para limitar, neutralizar o prevenir la contaminación ambiental se activan sólo si se cumple al menos una de las siguientes condiciones: (a) se trata de mejoras en la seguridad; (b) se previene o limita el riesgo de contaminación ambiental; o (c) los costos se incurren para preparar a los activos para su venta y no incrementan el valor registrado por encima de su valor recuperable. Los pasivos relacionados con costos futuros de remediación son registrados cuando a partir de la evaluación ambiental es probable su materialización, y los costos pueden ser estimados razonablemente. La oportunidad y la magnitud de dichas provisiones están generalmente enmarcadas en un plan de acción, sea éste un plan de remediación aprobado, o bien la venta o disposición de un activo. En general, la provisión se determina en función a la probabilidad de que un futuro compromiso de remediación pueda ser requerido.

La valuación de los pasivos está determinada en función a la mejor estimación de la Sociedad del valor actual de los costos futuros, usando la tecnología disponible y aplicando las leyes y regulaciones relativas a la protección del medio ambiente actualmente vigentes, como así también las propias políticas de la Sociedad en la materia.






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2.3.10. Impuesto a las ganancias y a la ganancia mínima presunta: La Sociedad estima 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 e impositivas de activos y pasivos. Las diferencias temporarias determinan saldos activos o pasivos de impuestos cuando su reversión futura disminuya o aumente los impuestos determinados, sin perjuicio de las compensaciones de importes que sean pertinentes. Cuando existen quebrantos impositivos no utilizados susceptibles de deducción de ganancias impositivas futuras, se reconoce un activo por impuesto diferido, pero sólo en la medida en que su utilización sea probable.

Los activos y pasivos por impuesto diferido han sido valuados a su valor nominal.

Las tasas del impuesto a las ganancias vigentes al cierre del ejercicio en Argentina, Venezuela, Brasil, Ecuador, Bolivia, Austria y España son del 35%, 50%, 34%, 25%, 25%, 25% y 30%, respectivamente. En el caso de Ecuador, se aplica un cargo adicional por participación laboral, por el cual la tasa computable se eleva al 36,25%. 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. Al 31 de diciembre de 2008, el crédito por impuesto a la ganancia mínima presunta ha sido valuado a su valor descontado.

En los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2010 y 2009, el cargo por impuesto a las ganancias resultó superior al impuesto a la ganancia mínima presunta determinado, por lo cual la Sociedad contabilizó únicamente el cargo correspondiente al impuesto a las ganancias.

2.3.11. Regalías hidroeléctricas: Por la explotación del Complejo Hidroeléctrico Pichi Picún Leufú la Sociedad abona a partir del año 2002 regalías hidroeléctricas del 1%, crecientes a razón de una escala del 1% anual hasta alcanzar una alícuota máxima del 12% del importe que resulte de aplicar a la energía vendida la tarifa correspondiente a la venta en bloque, en función de los términos del artículo 43 de la Ley N° 15.336, modificada por la Ley N° 23.164. Asimismo, la Sociedad paga mensualmente al Estado Nacional, en carácter de canon por el uso de la fuente, el 0,5% de la suma prevista para el cálculo de la regalía hidroeléctrica mencionada precedentemente.






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2.3.12. Regímenes de retención a las exportaciones de hidrocarburos: La Ley N° 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario estableció la creación de un régimen de retenciones a las exportaciones de hidrocarburos por cinco años, a partir del 1 de marzo de 2002, el cual fue prorrogado por cinco años más por la Ley N° 26.217. El efecto de tales retenciones se deduce de los respectivos precios de venta. 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. En marzo de 2008 el Ministerio de Economía y Producción dictó la Resolución N° 127/08, que en lo relativo al gas natural modificó la Resolución N° 534/2006, la cual establecía una alícuota del 45% sobre el precio de importación del gas de Bolivia, fijando una retención del 100% sobre las exportaciones de gas natural, considerando como base de valoración el precio más alto establecido para esta mercadería en los contratos de importación de gas natural a la Argentina aplicables en cada momento. Asimismo, dicha resolución extendió para el GLP la metodología de cálculo aplicable a las retenciones sobre las exportaciones de petróleo crudo. 2.3.13. Pasivos por costos laborales: Los pasivos por costos laborales se devengan en el período de tiempo en el cual los empleados hayan prestado el servicio que le da origen a tales contraprestaciones. El costo de los planes de contribuciones definidas es reconocido periódicamente, conforme las contribuciones que realiza Petrobras Argentina. A los efectos de hacer una estimación confiable del costo estimado de los planes de beneficios definidos se han utilizado supuestos actuariales, respecto a las variables demográficas y financieras que influyen en la determinación del monto de tales beneficios. El importe reconocido como pasivo por tales beneficios representa la suma del valor presente de la obligación, neto de cualquier resultado actuarial no reconocido y del valor corriente de los activos del plan, con los cuales se cancelarán directamente las obligaciones.






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2.3.14. 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 a su valor actual a la fecha de cierre, en base a la mejor estimación del desembolso necesario para cancelar la obligación. La Sociedad evalúa la existencia de gastos adicionales directamente asociados con la resolución definitiva de cada contingencia, los cuales se incluyen en su valuación en el caso de que su monto pueda ser razonablemente estimado. Si la potencial pérdida no es probable, pero sí razonablemente posible, o es probable pero su monto no puede ser estimado, la naturaleza del pasivo contingente y una estimación de la posibilidad de ocurrencia 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 expone en la Nota 9. 2.3.15. Resultados por acción básico y diluido: El resultado por acción por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 fue calculado en base a la cantidad de acciones en circulación durante cada ejercicio, la cual asciende a 1.009.618.410 de acciones en dichos ejercicios. 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.

2.3.16. Cuentas de patrimonio neto: Se reexpresaron en moneda homogénea según se indica en la Nota 2.1, 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. Al 31 de diciembre de 2009, la cuenta Costo de acciones propias en cartera correspondía a 3.385.947 acciones de la Sociedad producto del canje de 9.431.210 acciones clase B de PEPSA que la Sociedad mantenía en cartera. Dichas acciones se deducían del patrimonio neto al costo de adquisición, presentándose en una línea por separado en el estado de evolución del patrimonio neto, con un valor de costo y de libros de 33. Durante el tercer trimestre de 2010, y dando cumplimiento a los plazos y condiciones previstas en el artículo 220 de la LSC, la Sociedad enajenó estas acciones propias mediante el procedimiento de oferta preferente establecido en los artículos 221 y 194 de la LSC, y la posterior enajenación al Fideicomiso Optimum Petrobras del remanente de 3.277.418 acciones de la Sociedad (Nota 13.3).






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En la cuenta Resultados diferidos se agrupan las diferencias transitorias de medición de instrumentos derivados determinados como una cobertura eficaz y los resultados generados por la conversión de las operaciones en el exterior, netas 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 (Nota 2.4) y su correspondiente efecto impositivo. 2.3.17. 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 2010, 2009 y 2008 la Sociedad mantiene registrado pasivos en concepto de desbalanceos de gas por un importe de 5, 6 y 6, respectivamente, que corresponden a 99, 118 y 135 millones de metros cúbicos, respectivamente. Los ingresos por ventas correspondientes a la actividad de generación de electricidad se reconocen por el método del devengado, comprendiendo la energía y la potencia efectivamente despachadas.

2.4. Conversión de operaciones en el exterior Para la conversión de los estados contables de operaciones 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.






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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. 2.5. 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. 2.6. 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. 2.7. Nuevas normas contables

Con fecha 30 de diciembre de 2009, la CNV emitió la Resolución General N° 562/09 por la cual establece la aplicación de la RT Nº 26 de la FACPCE que adopta, para ciertas entidades incluidas en el régimen de oferta pública de la Ley Nº 17.811, ya sea por su capital o por sus obligaciones negociables, o que hayan solicitado autorización para estar incluidas en el citado régimen, las normas internacionales de información financiera emitidas por el IASB. La aplicación de tales normas resultará obligatoria para la Sociedad a partir del ejercicio que se inicie el 1 de enero de 2012. Con fecha 13 de abril de 2010 el Directorio ha aprobado el plan de implementación específico.






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3. Participación en áreas de petróleo y gas

3.1. Consideraciones generales

Al 31 de diciembre de 2010, Petrobras Argentina 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 N° 17.319, se abonan regalías equivalentes al 12% sobre el valor en boca de pozo de dichos productos. Dicho valor se determina restando al precio de venta, el flete y otros gastos para disponer del hidrocarburo en condiciones de comercialización.

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 del Neuquén, con una obligación de pago de 56 (Nota 11.3).

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. 3.2. Compromisos de inversión En Argentina, por su participación en los consorcios que tienen a su cargo la exploración de las áreas petroleras Chirete, Río Colorado, Río Atuel, Borde del Limay, Los Vértices y Malvinas, al 31 de diciembre de 2010 la Sociedad mantiene compromisos de inversión por aproximadamente U$S 23 millones, los cuales incluyen principalmente la ejecución de trabajos de prospección sísmica y la perforación de pozos exploratorios.






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3.3. Cambios en las participaciones en áreas de petróleo y gas

Durante el ejercicio 2009 Petrobras Argentina obtuvo la concesión de 3 nuevos bloques en la Cuenca Neuquina: Río Atuel, Los Vértices y Borde del Limay.

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, el cual está en proceso de reversión por la no obtención de resultados positivos en las actividades de exploración, por lo cual en el ejercicio 2009 la Sociedad imputó 220 en gastos de exploración.

En diciembre de 2008 la Sociedad, ingresó con una participación del 33% en asociación con Repsol-YPF y Pan American en los bloques exploratorios CAA-40 y CAA-46 en la Cuenca Malvinas.

4. Créditos por ventas y ventas netas

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.






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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. Inversiones, resultado de inversiones no corrientes y dividendos cobrados 5.1. Composición de rubros: La composición de las inversiones corrientes y no corrientes, el resultado de inversiones no corrientes y los dividendos cobrados se detallan a continuación:

5.1.1) Inversiones






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5.1.2) Resultado de inversiones no corrientes

(1) Nota 6.2. (2) Sociedad transferida a Petrobras Bolivia Internacional S.A. en diciembre de 2008.

5.1.3) Dividendos cobrados






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5.2. Participación en sociedades en las que se ejerce control conjunto o influencia significativa con restricciones sobre su disponibilidad

Distrilec: Petrobras Argentina mantiene una participación indirecta en Distrilec del 48,50%, a través de Petrobras Finance Bermudas y PEDASA. Distrilec puede modificar su participación y vender sus acciones en Edesur sólo con la previa aprobación del 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 2010, 2009 y 2008 la valuación de la participación directa en PEDASA es de 391, 408 y 394, respectivamente, que incluye 102, 112 y 122 correspondiente a ajustes incorporados para eliminar los resultados no trascendidos a terceros. Asimismo, la Sociedad mantiene una participación indirecta en PEDASA de 34, 36 y 36, respectivamente.

CIESA:

Los accionistas de CIESA, sociedad controlante de TGS, sólo pueden vender las acciones Clase “A”, representativas del 51% del capital social de TGS, si contaran con la previa autorización de la autoridad regulatoria y la aprobación unánime de los accionistas de CIESA.

5.3. Situación tarifaria de las empresas de servicios públicos 5.3.1. Marco general

El escenario configurado a partir de la sanción de la Ley de Emergencia Pública implicó un profundo cambio en la ecuación económica – financiera de las empresas de servicios públicos, que resultaron afectadas, entre otros, por la devaluación de la moneda, la pesificación y la eliminación de las cláusulas indexatorias sobre las tarifas.

La Ley de Emergencia Pública determinó la pesificación y la eliminación de cláusulas indexatorias sobre las tarifas de servicios públicos, quedando las tarifas establecidas en pesos a la relación de cambio 1 peso igual a 1 dólar. Asimismo, se autorizó al PEN a renegociar los contratos que tengan por objeto la prestación de servicios públicos, teniendo en cuenta los siguientes criterios: i) el impacto de las tarifas en la competitividad de la economía y en la distribución de ingresos, ii) la calidad de los servicios y los planes de inversión, cuando ellos estuviesen previstos contractualmente, iii) el interés de los usuarios y la accesibilidad de los servicios, iv) la seguridad de los sistemas comprendidos, y v) la rentabilidad de las empresas.

Con fecha 12 de febrero de 2002 el PEN emitió el Decreto N° 293/02 a través del cual se encomendó al Ministerio de Economía y Producción la renegociación de los contratos con empresas de servicios públicos. En julio 2003, se creó la UNIREN con la misión de asistir en el proceso de renegociación de contratos de obras y servicios públicos, suscribir acuerdos integrales o parciales y elevar proyectos normativos concernientes a adecuaciones transitorias de precios y tarifas, entre otras cosas.






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En diciembre de 2009 se sancionó la Ley N° 26.563, la cual extendió hasta el 31 de diciembre de 2011 el plazo para renegociar los contratos de obras y servicios públicos. 5.3.2. TGS

Luego de que la UNIREN le remitiera distintas propuestas en vista a lograr la readecuación tarifaria de su contrato de concesión, las cuales oportunamente habían sido evaluadas como insuficientes, en octubre de 2008 TGS suscribió con la UNIREN un acuerdo transitorio que establece un aumento tarifario del 20% con efecto retroactivo a partir del 1 de 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. Con fecha 3 de diciembre de 2009, el PEN emitió el Decreto N° 1.918/09 mediante el cual ratifica dicho acuerdo transitorio, por lo que TGS estará en condiciones de facturar a sus clientes el aumento tarifario luego que el ENARGAS publique el nuevo cuadro tarifario y defina la metodología de facturación del efecto retroactivo. Sin embargo, dicho acto administrativo no se efectivizó y ante la excesiva demora, en agosto de 2010, TGS solicitó por carta al ENARGAS la autorización para publicar el cuadro tarifario que contiene el incremento tarifario transitorio del 20% y la metodología de cobro del retroactivo de dicho aumento, solicitando la aplicación de una tasa de interés conforme la modalidad de pago que se establezca. El ENARGAS respondió a TGS que había remitido los antecedentes y el proyecto tarifario a la SCyCG, dependiente del MPFIPyS, con fundamento en la Resolución N° 2000/2005 del MPFIPyS.

El 30 de septiembre de 2010, TGS interpuso una acción de amparo en los términos del artículo 43 de la Constitución Nacional y de la Ley N° 16.986, contra el ENARGAS y contra la SCyCG, a fin de obtener la implementación del nuevo cuadro tarifario. El 8 de noviembre de 2010, TGS fue notificada de la sentencia que hizo lugar al amparo solicitado, ordenando a la SCyCG a que en el término de 2 días devuelva al ENARGAS la documentación referida al nuevo cuadro tarifario aplicable a TGS en cumplimiento del Decreto N° 1.918/09, y al ENARGAS a que dentro de los 2 días de recibida la documentación citada fije el cuadro tarifario y la metodología de cobro del retroactivo. El ENARGAS y la SCyCG recurrieron la sentencia dictada, apelación que a la fecha de emisión de los presentes estados contables no había sido resuelta. Asimismo, el 16 de noviembre de 2010, TGS recibió una invitación de la UNIREN a fin de avanzar en la renegociación del contrato de Licencia con el alcance y en los términos de la Ley de Emergencia Económica, para lo cual requiere la suspensión de la acción de amparo mencionada anteriormente. El 18 de noviembre de 2010, TGS resolvió autorizar la suspensión de la acción mencionada en el párrafo anterior por el plazo de 20 días hábiles renovables automáticamente a su vencimiento (excepto que el Directorio de TGS antes o al término de cada período decida no renovarlo), a fin de avanzar en la renegociación del contrato de Licencia. El 28 de diciembre de 2010, TGS solicitó por carta al ENARGAS y al MPFIPyS la suscripción del escrito de suspensión, la cual a la fecha de emisión de los presentes estados contables no ha tenido respuesta favorable. En virtud del transcurso de más de un año desde la publicación del Decreto N° 1.918/09 y la concesión del mencionado recurso de apelación con efecto suspensivo, lo que denota un cambio sustancial en las condiciones que determinaron la registración original del ajuste tarifario, la Dirección de TGS resolvió: (i) discontinuar en adelante la registración de los ingresos correspondientes al aumento tarifario, y (ii) revertir la provisión del crédito registrada en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 y en el período de nueve meses terminado el 30 de septiembre de 2010. Esta decisión de la Dirección de TGS no implica renuncia al derecho que le asiste en virtud del Decreto N° 1.918/09.






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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. 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%). 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. 5.3.3. Edesur

Acta Acuerdo entre Edesur y el Gobierno Nacional En agosto de 2005, Edesur suscribió con la UNIREN un Acta Acuerdo que contiene, entre otras cuestiones, los términos y condiciones que, una vez cumplidos los procedimientos previstos en la normativa aplicable, constituirán la base para la adecuación del contrato de concesión. El documento preveía que al 30 de junio de 2006 se realizaría una 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, entre otras cuestiones, 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, y un mecanismo de monitoreo de costos que habilita la revisión del ajuste tarifario. Con posterioridad la Resolución N° 864/2008 de la Secretaría de Energía prorrogó la entrada en vigencia del régimen 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. 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. Se efectivizó así 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.






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Por otra parte, en el marco de la RTI, con fecha 12 de noviembre de 2009 Edesur elevó al ENRE su requerimiento de ingresos, dando cumplimiento a lo establecido por la Resolución N° 467/2008 del ENRE. Con fecha 18 de agosto de 2009, la Secretaría de Energía, atento al nivel de consumo de energía eléctrica que tiene la comunidad durante el período invernal y a fin de no afectar negativamente su capacidad de pago, dispuso en su Resolución N° 652/09 nuevos precios estacionales a ser considerados para el período 1° de junio de 2009 - 30 de septiembre de 2009, para usuarios residenciales con consumos bimestrales mayores a los 1.000 kWh o consumos mensuales mayores a 500 kWh. Ello motivó el dictado de la Resolución N° 433/09 del ENRE, de fecha 19 de agosto de 2009, que aprueba los valores de los nuevos cuadros tarifarios aplicables al período mencionado, que suponen un subsidio del Estado Nacional a los clientes involucrados del 100% del aumento tarifario de la Resolución N° 628/08 del ENRE durante los meses de junio y julio de 2009, y del 70% de tal aumento para los meses de agosto y septiembre de 2009. Con fecha 2 de noviembre de 2009 Edesur ha sido notificada de la demanda “Consumidores Libres Coop. Ltda. de Provisión de Servicios de Acción Comunitaria c/E.N. – Secretaría de Energía de la Nación – ENRE – s/Proceso de conocimiento” interpuesta por dos asociaciones de consumidores: Consumidores Libres Coop. Ltda. de Provisión de Servicios de Acción Comunitaria y la Unión de Usuarios y Consumidores, en la que se demanda al Estado Nacional, al ENRE, a Edesur, a Edelap S.A. y a Edenor S.A.. La demanda tiene por objeto: a) declarar la nulidad e inconstitucionalidad de todas las últimas resoluciones tarifarias y, consecuentemente, la devolución de los importes facturados en virtud de estas resoluciones; b) imponer a todas las demandadas la obligación de llevar adelante la RTI; c) declarar la nulidad e inconstitucionalidad de las resoluciones de la Secretaría de Energía que prorrogan el período de transición del Acta Acuerdo; d) ordenar a las demandadas llevar adelante el proceso de venta, en concurso público internacional, de sus acciones clase "A" como consecuencia de que consideran finalizado el primer período de gestión del Contrato de Concesión; e) declarar la nulidad e inconstitucionalidad de las resoluciones o cualquier otro acto administrativo que modifique las renegociaciones contractuales; f) declarar la nulidad e inconstitucionalidad de las Resoluciones N° 466/2007 y 467/2007 del ENRE por prorrogar los períodos de gestión contemplados en el Contrato de Concesión, y g) subsidiariamente para el caso en que se rechace el reclamo principal, condenar a las demandadas a facturar bimestralmente a todos los usuarios. Adicionalmente, solicitan: (i) el dictado de una medida cautelar destinada a suspender los aumentos tarifarios fijados en las resoluciones que cuestiona la parte actora; (ii) subsidiariamente, la suspensión parcial de la aplicación de las referidas resoluciones; y (iii) también subsidiariamente, que se ordene cautelarmente que la autoridad de aplicación se abstenga del dictado de nuevos aumentos que no sean en el marco del proceso de RTI. En relación con la solicitud por parte de las asociaciones actoras del dictado de una medida cautelar, el Juez entendió conveniente oficiar al ENRE y a la Secretaría de Energía previo a expedirse sobre la misma. Ambos organismos respondieron a la solicitud de información. A la fecha de los presentes estados contables, el Juzgado no se ha pronunciado al respecto. Edesur contestó la demanda informada rechazando por improcedentes todos sus términos dentro de los plazos procesales concedidos a tal fin. A la fecha de los presentes estados contables el proceso se encuentra en los trámites posteriores a la contestación de demanda.






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Requerimientos del ente regulador

Con fecha 8 de octubre de 2010 el ENRE notificó a Edesur su Resolución N° 525/2010 mediante la cual la intima a adecuar el plan de inversiones presentado para el año 2010 y a presentar un Programa de Regularización Operativo para revertir deficiencias en la prestación del servicio público. Edesur presentó ante el ENRE un recurso de reconsideración contra dicha resolución, rechazando las consideraciones y fundamentos del acto, no obstante ratificar el plan de inversiones 2010 y el Programa de Regularización Operativo. A la fecha de los presentes estados contables, el recurso no ha tenido aún respuesta. En virtud de las interrupciones en el servicio eléctrico registradas durante los días 22 al 29 de diciembre de 2010, el ENRE, mediante la Disposición N° 01/2011 notificada a Edesur con fecha 4 de enero de 2011, ordenó la realización de una auditoría integral técnica, legal, económica y financiera, por el término de treinta días, a efectos de verificar el grado de cumplimiento de las obligaciones esenciales por parte de Edesur, la suficiencia y grado de cumplimiento del plan de inversiones comprometido, las inversiones realizadas para atender el incremento de demanda, el estado y grado de mantenimiento de las instalaciones y equipos y que Edesur se encuentra en condiciones de prestar adecuadamente el servicio público de distribución de energía eléctrica. La auditoría integral en cuestión comenzó el 5 de enero de 2011. A la fecha de los presentes estados contables la auditoría se encuentra aún en proceso de ejecución, habiendo Edesur respondido a todos los requerimientos recibidos a efectos de demostrar que cumple adecuadamente con sus obligaciones. 5.3.4. Valuación de las participaciones en CIESA y Distrilec: Al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008, la valuación de la participación directa e indirecta en CIESA es de 159, 176 y 198, respectivamente, que incluye (195), (206) y (216) correspondiente a ajustes incorporados para homogeneizar los criterios de valuación a los de la Sociedad. A dichas fechas, la valuación de CIESA incluye 110 por la transferencia a Enron de las acciones de TGS. Al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008, la valuación de la participación indirecta en Distrilec es de 561, 578 y 585, respectivamente, que incluye 31, 37 y 43 correspondientes al mayor valor de adquisición registrado por la Sociedad respecto al valor patrimonial de Distrilec al momento de su compra. La valuación contable de dichas participaciones no excede su valor recuperable. 5.4. Inversiones en las empresas mixtas en Venezuela En abril de 2005, el Ministerio de Energía y Petróleo de Venezuela instruyó a PDVSA a revisar los 32 convenios operativos celebrados por filiales de PDVSA con empresas petroleras entre 1992 y 1997. Dicha instrucción estableció que PDVSA debería tomar todas las medidas necesarias para convertir los convenios operativos a la modalidad de empresas mixtas. En agosto de 2006, se firmaron los contratos de conversión de los convenios operativos, a través de los cuales se estableció que la participación de los privados en las nuevas empresas fuera del 40%, correspondiéndole al estado venezolano la participación del 60%. Petroritupano S.A., Petrowayú S.A., Petroven-Bras S.A. y Petrokariña S.A. (en conjunto “empresas mixtas”) son empresas constituidas como resultado del proceso de migración de los convenios operativos que regulaban la explotación en Venezuela de las áreas de Oritupano Leona, La Concepción, Acema y Mata, respectivamente.






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Las empresas mixtas deben vender a PDVSA todos los hidrocarburos líquidos que produzcan en el área delimitada y el gas natural asociado (cuando así lo contemple el contrato), de acuerdo con una fórmula de precios asociada a marcadores internacionales como el WTS y WTI. Las empresas mixtas están sujetas al pago del 33,33% en concepto de regalías y ventajas especiales, y adicionalmente, deben abonar, en caso de existir, un impuesto 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. 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%. Al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008, el valor contable de las participaciones directas e indirectas en las compañías mixtas neto de previsiones es de 2.518, 2.880 y 2.751, respectivamente. La recuperabilidad de estas inversiones es altamente sensible a la volatilidad del precio del petróleo crudo, a los cambios en materia económica, social y regulatoria en Venezuela, y en particular a los planes de negocio resultantes para el desarrollo de las reservas de tales compañías. Al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 la Sociedad mantiene previsiones por desvalorización por 970, 723 y 416, respectivamente (Nota 9). En oportunidad de la firma de los respectivos contratos de conversión de los convenios operativos, en agosto de 2006, el estado venezolano reconoció a favor de la Sociedad un crédito divisible y transferible por un monto de U$S 88,5 millones, que no devenga intereses y que podría ser utilizado para el pago de bonos de adquisición en el marco de cualquier nuevo proyecto de empresa mixta para el desarrollo de actividades de exploración y producción de petróleo, o de licencia para el desarrollo de operaciones de exploración y producción de gas en Venezuela. En virtud de que no se han concretado proyectos para su utilización, así como tampoco han resultado exitosas las gestiones para su transferencia a terceros y no se vislumbran otras alternativas de aplicación, la Sociedad mantiene previsionado integramente el valor del mismo. Al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 la Sociedad mantiene previsiones por desvalorización por 352, 336 y 305, respectivamente (Nota 9). 5.5. Cambios en las participaciones accionarias En diciembre de 2009 Petrobras Argentina adquirió a su sociedad controlada Petrobras Bolivia Internacional S.A. el 95% de las participaciones accionarias de dicha sociedad en Canadian Hunter Argentina S.A. y Atalaya Energy S.R.L. por un precio de U$S 81,4 millones.

6. Operaciones discontinuadas y bienes destinados para su venta

6.1. Fertilizantes En noviembre de 2009 la Sociedad aprobó la venta del negocio de fertilizantes a Bunge Argentina S.A., por la cual en el mes de enero de 2010, con la firma de los respectivos contratos de compra-venta, transfirió al comprador los activos físicos, marcas, red comercial y personal vinculado al negocio en cuestión.






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Considerando dicha situación, al 31 de diciembre de 2009 los bienes de uso afectados al negocio de fertilizantes habían sido clasificados como “Bienes destinados para su venta” (ver Nota 2.3.7) y, en consecuencia, valuados a su VNR, lo que implicó el reconocimiento de una ganancia de 47 incluida en Resultados financieros y por tenencia. Adicionalmente, por dicha operación en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2010 la Sociedad reconoció una utilidad de 34, incluida en Otros (egresos) ingresos, netos (Nota 11.5).

6.2. Petrobras de Valores Internacional de España S.L.

En diciembre de 2007 Petrobras Argentina vendió a Petrobras Internacional – Braspetro B.V. en U$S 423,3 millones el 40% de su participación accionaria en PVIE, empresa holding cuyo principal activo, a través de su participación del 99,79% en el capital social de Petrobras Energía Perú S.A., es el Lote X. El precio pactado incluye adicionalmente una compensación contingente a favor de la Sociedad que refleje el valor del “Prospecto Kinteroni” en condiciones de mercado o, alternativamente, la no participación del comprador y su respectiva compensación. Dicha compensación a ser definida entre las partes se deriva del descubrimiento de gas y condensado en el prospecto Kinteroni del Lote 57, efectuado en enero de 2008. La Sociedad estima concluir dicha negociación durante el año 2011. En abril de 2009 Petrobras Argentina vendió su participación accionaria remanente del 60% en PVIE a Petrobras Internacional – Braspetro B.V., por U$S 619,4 millones. Como consecuencia de esta transacción, la Sociedad reconoció una utilidad antes de la consideración del impuesto a las ganancias de 1.591 incluida en Otros (egresos) ingresos, netos (Nota 11.5) y la desafectación correspondiente de Resultados diferidos por 29. Al 31 de diciembre de 2010 el saldo pendiente de cobro por esta operación ascendía a aproximadamente U$S 92 millones. 6.3. Refinería San Lorenzo y otros activos del negocio de Refinación y Distribución El 4 de mayo de 2010 el Directorio de la Sociedad aprobó los términos y condiciones del acuerdo de venta a Oil Combustibles S.A. de su negocio de refinación en San Lorenzo, Provincia de Santa Fe, la unidad fluvial y la red de comercialización de combustibles compuesta por aproximadamente 360 puntos de venta y cartera de clientes asociados, vinculados a esa refinería. La oferta realizada por los activos mencionados fue de aproximadamente u$s 36 millones. Asimismo, a la fecha de cierre de la operación serán vendidas a Oil Combustibles S.A. las existencias de petróleo y sus diferentes productos por U$S 66 millones. El valor total de la transacción está estimado en U$S 102 millones. La operación se encuentra sujeta a la obtención de las autorizaciones administrativas requeridas por la legislación argentina vigente, estimándose su concreción durante el primer semestre de 2011. Al 31 de diciembre de 2010 los activos en cuestión han sido clasificados como “Bienes destinados para su venta” (Nota 2.3.7) y, en consecuencia, valuados a su VNR. Por lo indicado, en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010 la Sociedad reconoció una desvalorización de 209, incluida en Otros (egresos) ingresos, netos (Nota 11.5).






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7. Financiación

7.1. Préstamos

El detalle de los préstamos al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 es el siguiente:

(1) Cancelada a su vencimiento en mayo de 2009 (2) Cancelada a su vencimiento en julio de 2010

7.2. Programas globales de obligaciones negociables

Programa global de U$S 2.500 millones:

Al 31 de diciembre de 2010, bajo este programa, cuyo vencimiento operó el 4 de mayo de 2008, se encuentran en circulación:

- 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 Petróleo Brasileiro, según el cual, en caso de falta de pago del capital, intereses y cualquier otro monto adeudado por la Sociedad respecto de la Clase S, Petróleo Brasileiro estará obligada a comprar los derechos de los tenedores de las Obligaciones Negociables de recibir dichos pagos.

El destino de los fondos ingresados por la emisión de obligaciones negociables ha sido la refinanciación de pasivos, la recomposición del capital de trabajo, inversiones en activos físicos situados en Argentina, o aportes de capital en sociedades, con aplicación de los fondos a los fines descriptos anteriormente.






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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$S 1.000 millones: La Asamblea General Ordinaria de Accionistas de Petrobras Argentina celebrada el 28 de marzo de 2008 aprobó la constitución de un programa global de emisión de obligaciones negociables por hasta un monto máximo de capital en circulación en cualquier momento de U$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. 7.3. Cláusulas de cross default

Las obligaciones negociables y otros endeudamientos financieros vigentes contienen cláusulas de cross default, según las cuales el Trustee, conforme a instrucciones recibidas de tenedores que representen al menos el 25% del capital en circulación correspondiente, en el caso de las obligaciones negociables o el acreedor financiero, según corresponda, puede declarar vencido la totalidad de los importes adeudados, en caso que cualquier endeudamiento de la Sociedad o de sus subsidiarias significativas 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 Argentina 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 Argentina ha cumplido con todas las cláusulas, compromisos y requisitos relacionados con su endeudamiento financiero.

8. Aportes para financiar obras en el sector energético en la Argentina

8.1. 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 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 generadores privados del MEM totalizaron aproximadamente U$S 530 millones, de los cuales Petrobras Argentina aportó U$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 Argentina 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 de la construcción de ambas centrales fue de aproximadamente U$S 1.300 millones, financiado parcialmente con los aportes de los generadores al FONINVEMEM I y II.






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Para la compra de equipos y la construcción, operación y mantenimiento de las centrales se crearon dos fideicomisos en el ámbito de CAMMESA. 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 poseen un contrato de suministro de energía eléctrica por 10 años con CAMMESA por el 80% de la energía generada, con un precio que le permite cubrir todos sus costos, así como también el pago de las liquidaciones del FONINVEMEM y las deudas contraídas para el financiamiento de la inversión inicial, pudiendo ser vendido en el mercado spot el 20% restante de la energía generada. Al finalizar el contrato de suministro, se transferirá a las sociedades generadoras la titularidad de los activos fideicomitidos respetando la proporción aportada para el financiamiento de la inversión. Al 31 de diciembre de 2009 estaban habilitadas y operando en ciclo abierto las turbinas de gas de las dos centrales, las cuales comenzaron a operar a ciclo combinado a partir del primer trimestre de 2010. La Sociedad recupera 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 a partir de marzo de 2010, con la habilitación comercial en configuración de ciclo combinado de ambas centrales indicada en el párrafo anterior. Al 31 de diciembre de 2009 los fondos aportados por la Sociedad al FONINVEMEM II fueron recuperados en su totalidad mediante la inversión en proyectos de generación de energía adicional bajo los términos de la Resolución N° 564/2007 de la Secretaría de Energía, por el cual la Sociedad construyó la central termoeléctrica Genelba Plus de 165 MW que se erige actualmente en el mismo predio que la Central Térmica Genelba. 8.2. Fideicomiso Financiero de Obra Gasoducto Sur

Con el objeto de contribuir al financiamiento de las obras tendientes a la ampliación de la capacidad de transporte del Gasoducto General San Martín, en su tramo offshore que atravesará el Estrecho de Magallanes, en el cuarto trimestre de 2009 Petrobras Argentina suscribió bonos emitidos por el Fideicomiso Financiero de Obra Gasoducto Sur por un monto en pesos equivalente a U$S 30 millones. Petrobras Argentina recibió a cambio Títulos de Deuda nominados en pesos argentinos (“VRD Obra-4 Estrecho Definitivos”), que devengan una tasa de interés equivalente al Coeficiente de Estabilización de Referencia más 8% nominal anual. El capital se amortizará en 30 cuotas trimestrales a partir del 25 de abril de 2011.






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9. Previsiones

El movimiento de las previsiones en los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 se expone a continuación:

Medio ambiente Las actividades de la Sociedad están sujetas a numerosas normas ambientales tanto en Argentina como en los demás países en los que opera. A juicio de la Dirección de la Sociedad, sus operaciones en curso cumplen en todos los aspectos relevantes con los requisitos ambientales pertinentes, según se interpretan y aplican a la fecha, incluyendo los compromisos regulatorios de saneamiento asumidos. La Sociedad no ha incurrido en responsabilidad significativa por contaminación resultante de sus operaciones. La Sociedad realiza evaluaciones de impacto ambiental respecto de sus nuevos proyectos e inversiones y, a la fecha, los requisitos y restricciones ambientales aplicables a esos nuevos proyectos no han producido un efecto adverso significativo en los negocios.






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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 sobre los resultados de las operaciones de la Sociedad.

10. Capital social

Al 31 de diciembre de 2010 el capital de la Sociedad asciende a 1.010, se encuentra totalmente suscripto, integrado y autorizado a oferta pública (Nota 1.2). Evolución del capital social en los últimos tres ejercicios sociales:

31/12/10 31/12/09 31/12/08

Acciones ordinarias de V/N $ 1 y con derecho a 1 voto 1.010 1.010 1.010

11. Otros créditos, bienes de cambio, otros pasivos, otros resultados operativos, otros (egresos) ingresos, netos e

información suplementaria al estado de flujo de efectivo La composición de los rubros es la siguiente:






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(1) Nota 14. (2) Anexo C. (3) Nota 3.1.






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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:

(1) 168, 192 y 175 incluidos en Otros créditos no corrientes y 514, 807 y 694 expuestos en Cargas fiscales no

corrientes, en 2010, 2009 y 2008, respectivamente.

(2) 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.






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(3) La variación de los ejercicios 2010 y 2009 incluye aumentos de 47 y 99, respectivamente por la revaluación de pasivos por impuesto diferido de inversiones en el exterior imputados en Resultados diferidos (Nota 2.3.16).

(4) Al 31 de diciembre de 2010 y 2009 corresponde a quebrantos específicos.

(5) El efecto fiscal imputado en Resultados diferidos proveniente de las diferencias de cambio originadas en el endeudamiento designado como cobertura de la inversión neta en el exterior ascendió a 50 y 133 en los ejercicios 2010 y 2009 y se expone Nota 2.4.

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:






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13. Beneficios sociales y otros beneficios para el personal 13.1. Plan de contribuciones definidas: Plan Complementario de Pensión para el Personal En noviembre de 2005 el Directorio de Petrobras Argentina aprobó la implementación de un plan de contribuciones definidas de adhesión voluntaria para aquellos empleados que cumplan con determinadas condiciones. A través de este plan, Petrobras Argentina realiza aportes a un fideicomiso en una cuantía equivalente a las contribuciones de ley que efectúan los empleados adheridos al plan, de acuerdo con un esquema de contribución definido para cada nivel salarial. Los empleados adherentes pueden efectuar aportes voluntarios que excedan a los establecidos en el esquema de contribución, los que no son considerados a efectos de las contribuciones que debe efectuar la Sociedad.

En los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008, Petrobras Argentina bajo tal plan contabilizó pérdidas de 10, 10 y 8, respectivamente. 13.2. Planes de beneficios definidos: Plan “Indemnity” Es un plan de beneficios por el cual los empleados de la Sociedad que cumplan con determinadas condiciones son elegibles para recibir al momento de su egreso por jubilación un mes de sueldo por año de servicio en la empresa, de acuerdo con una escala decreciente conforme a los años de vigencia del Plan Complementario de Pensión para el Personal. Fondo Compensador Es un plan de pensión al que tienen derecho aquellos empleados de Petrobras Argentina que hayan ingresado con anterioridad al 31 de mayo de 1995 y adheridos a los planes de contribuciones definidas vigentes en cada oportunidad y cuenten con la cantidad de años de servicio requerida. El beneficio es calculado en base al último salario computable de los trabajadores comprendidos en el fondo y a la cantidad de años de servicio. El plan es de naturaleza complementaria; esto significa que el beneficio recibido por el empleado consiste en el monto determinado de conformidad con las disposiciones del plan, después de deducir los beneficios otorgados en virtud del plan de contribuciones definidas mencionado en el apartado anterior, y del sistema de jubilaciones, de modo tal que la suma de los beneficios totales recibidos por cada empleado sea equivalente a lo definido en el plan.






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El plan requiere la realización de un aporte a un fondo por parte de la Sociedad, sin que resulte necesario aporte alguno por parte de los empleados. Los activos del fondo son aportados a un fideicomiso, y son invertidos en instrumentos de mercado de dinero denominados en dólares estadounidenses con el objetivo de preservar el capital acumulado y lograr un rendimiento acorde un perfil de riesgo moderado. Además, aunque no existe una asignación de destino de los activos para los años siguientes, los fondos son invertidos principalmente en bonos del Gobierno de los Estados Unidos, papeles comerciales con calificación A1 o P1, fondos mutuos con calificación AAAm- y certificados de depósito en bancos de Estados Unidos con calificación A + o superior, de conformidad con el Contrato de Fideicomiso firmado con el Bank of New York, de fecha 27 de marzo de 2002, debidamente enmendada por la Carta de Inversiones Autorizadas, de fecha el 14 de septiembre de 2006. El Bank of New York Mellon es el agente fiduciario, siendo Towers Watson el agente administrador. En caso de producirse un excedente, debidamente certificado por un actuario independiente, de los fondos fideicomitidos destinados a cancelar los beneficios definidos otorgados por el plan, Petrobras Argentina podrá optar por disponer del mismo, para lo cual deberá efectuar la comunicación correspondiente al agente fiduciario. El retorno esperado de los activos del plan se calcula en base al retorno promedio de inversiones de corto plazo comparables, más algunos ajustes en caso que sea necesario reflejar expectativas de retornos futuros. A la fecha de los presentes estados contables, el Directorio de Petrobras Argentina no ha aprobado contribuciones a los activos de su plan de beneficios definidos para el ejercicio 2011. Al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 la información actuarial más relevante relacionada con los planes de pensión de beneficios definidos descriptos es la siguiente:






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13.3. Financiamiento de los planes de pensión – Fideicomiso Optimum Petrobras

La Sociedad, en su carácter de fiduciante, firmó un contrato de fideicomiso con el BNP Paribas Argentina Investment Partners S.A., en su carácter de fiduciario, cuyo activo fideicomitido está constituido por acciones de la Sociedad (Nota 2.3.16). Al 31 de diciembre de 2010, el activo fideicomitido está constituido por 3.235.910 acciones de la Sociedad. El fideicomiso tiene como único y exclusivo objeto el de realizar periódicamente el aporte de acciones y/o de los fondos que se obtengan producto de la venta de las acciones, con el objeto de que la Sociedad cumpla con las obligaciones de pago a los que se encuentra obligada en los términos del Fondo Compensador y del Plan Complementario de Pensión para el Personal.






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14. Saldos y operaciones con sociedades pertenecientes al mismo grupo económico

Los saldos al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 por operaciones con dichas sociedades son los siguientes:






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Las principales operaciones por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 con dichas sociedades son las siguientes:










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15. Grupo de Control

Petrobras Participaciones S.L. es la sociedad controlante de Petrobras Argentina, con una participación accionaria del 67,2% (Nota 1.2). Petrobras Participaciones S.L. es una subsidiaria de Petróleo Brasileiro, una compañía brasilera cuyos negocios se concentran en exploración, producción, refinación, comercialización y transporte de petróleo y sus derivados en Brasil y en el exterior.

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 2010, ni los resultados de sus operaciones por el ejercicio terminado en esa fecha.










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ANEXO A

ESTADOS CONTABLES INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 BIENES DE USO (Expresados en millones de pesos)

(a) Anexo H. (b) Nota 2.3.8.










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ANEXO C

ESTADOS CONTABLES INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 INVERSIONES EN ACCIONES (Expresados en millones de pesos)

Bol Pesos bolivianos EU Euros BS Bolívares U$S Dólares estadounidenses (1) Nota 6.2 (2) Nota 5.5










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ANEXO F

ESTADOS CONTABLES INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 COSTO DE VENTAS POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 (Expresados en millones de pesos)










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ANEXO G ESTADOS CONTABLES INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDA EXTRANJERA (Expresados en millones de pesos)










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ANEXO H ESTADOS CONTABLES INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 INFORMACIÓN REQUERIDA POR EL ART. 64, APARTADO I, INC. b) DE LA LEY N° 19.550 POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 (Expresados en millones de pesos)










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ANEXO I

ESTADOS CONTABLES INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 APERTURA DE COLOCACIONES DE FONDOS, CREDITOS, PRESTAMOS Y OTRAS DEUDAS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010 (Expresados en millones de pesos)










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ANEXO J ESTADOS CONTABLES INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 PARTICIPACIÓN EN AREAS DE PETROLEO Y GAS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010










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ANEXO K

ESTADOS CONTABLES INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010, 2009 Y 2008 PARTICIPACIÓN EN NEGOCIOS CONJUNTOS (Expresados en millones de pesos)






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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 2010

Cifras expresadas en millones de pesos

1) No existen regímenes jurídicos específicos y significativos que afectan a la Sociedad que impliquen

decaimientos o renacimientos contingentes de beneficios previstos por dichas disposiciones. 2) Ver notas 1 y 6 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






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5) Las participaciones en sociedades del artículo 33 de la Ley N° 19.550 se exponen en el 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: - Clasificación según vencimiento:






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- Clasificación según los efectos financieros que produce su mantenimiento:






178

6) No existen ni hubo durante el ejercicio créditos por ventas o préstamos a directores, miembros de la Comisión Fiscalizadora y sus parientes hasta el segundo grado inclusive.

7) La Sociedad tiene como política la toma de inventarios físicos rotativos en distintas fechas dentro del

ejercicio para sus bienes de cambio de las actividades petrolera, gasífera, petroquímica y refinación. No existen bienes significativos de más de un año de inmovilización que no se encuentren previsionados.

8) Para la determinación del costo de reposición de los bienes de cambio, en aquellos ítems 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.






179

12) El valor recuperable considerado para los bienes de cambio y bienes de uso fue el siguiente:

Para los bienes de cambio correspondientes a las actividades de petróleo y gas, refinación y distribución y petroquímica, y para los otros activos se tomó el valor neto de realización, entendiendo como tal al precio de venta menos los gastos directos de venta. En los casos de no existencia de valores de mercado, la Compañía utilizó a tal fin evaluaciones propias. Para los bienes de uso se determinó en función de lo indicado en la Nota 2.3.8 a los estados contables individuales.

13) Los seguros vigentes al cierre del ejercicio se detallan a continuación:

14) La Sociedad ha registrado previsiones para potenciales pérdidas que surgen de la evaluación técnica efectuada sobre el riesgo, cuya materialización depende de eventos futuros y su ocurrencia se estima como probable.

15) Existen otras situaciones contingentes además de las mencionadas en las Notas 5.3 y 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, 15 de febrero de 2011

Juan C. Cincotta

Por Comisión Fiscalizadora

Contador Público (UBA)

CPCECABA Tº45 Fº 71

Carlos Alberto da Costa

Director General Ejecutivo


180

GLOSARIO: AFIP Administración Federal de Ingresos Públicos

ASC Accounting Standards Codification

CAMMESA Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A

CIESA Compañía de Inversiones de Energía S.A.

CNDC Comisión Nacional de Defensa de la Competencia

CNV Comisión Nacional de Valores

CPCECABA Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires

Distrilec Distrilec Inversora S.A

Edesur Empresa Distribuidora Sur S.A. (Edesur S.A.)

Estados Unidos Estados Unidos de Norteamérica

ENARGAS Ente Nacional Regulador del Gas

ENRE Ente Nacional Regulador de la Electricidad

EPCA Enron Pipeline Company Argentina S.A

FACPCE Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas

FASB Financial Accounting Standard Board

FONINVEMEM Fondo para las Inversiones Necesarias que permitan Incrementar la Oferta de Energía Eléctrica

GLP Gases Licuados del Petróleo

IASB International Accounting Standards Board

IGJ Inspección General de Justicia

LGN Líquidos del Gas Natural

LSC Ley de Sociedades Comerciales

MEM Mercado Eléctrico Mayorista

MEP Ministerio de Energía y Petróleo de Venezuela

MPFIPyS Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios

OCP Oleoducto de Crudos Pesados Ltd.

PDVSA Petróleos de Venezuela S.A.

PEDASA Petrobras Electricidad de Argentina S.A.

PEN Poder Ejecutivo Nacional

PEPSA Petrobras Energía Participaciones S.A

Petróleo Brasileiro Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS, compañía controlante de la Petrobras Argentina S.A.

PIB BV Petrobras Internacional Braspetro BV


181

PVIE Petrobras Valores Internacional de España S.L.

RT Resolución Técnica

RTI Revisión Tarifaria Integral

SCyCG Subsecretaría de Coordinación y Control de Gestión

SFAS Statement of Financial Accounting Standard

TGS Transportadora de Gas del Sur S.A

UNIREN Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos

V/N Valor Nominal

VNR Valor Neto de Realización

WTI West Texas Intermediate

WTS West Texas Sour

YPFB Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos


1

INFORME DE LOS AUDITORES SOBRE ESTADOS CONTABLES

A los señores Accionistas, Presidente y Directores de Petrobras Argentina S.A. Domicilio legal: Maipú 1, piso 22 Ciudad Autónoma de Buenos Aires C.U.I.T. 30-50407707-8

1. Hemos examinado el balance general de Petrobras Argentina S.A. (“PESA”) al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008, 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 2010, 2009 y 2008, 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, K y L, 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 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 Petroven-Bras S.A. (operadoras de determinadas áreas de hidrocarburos en Venezuela) que asciende a un monto antes del efecto impositivo de $ 1.996.000.000 (incluyendo $ 215.000.000 en concepto de dividendos a cobrar registrados en Otros Créditos) en los estados contables individuales y consolidados al 31 de diciembre de 2010, o la participación de PESA en la utilidad de dichas sociedades por un monto neto de $ 125.000.000 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. Con fecha 9 de febrero de 2010 hemos emitido nuestra opinión sobre los estados contables individuales y consolidados de PESA por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009 y sus respectivas notas y anexos que se presentan para fines comparativos.


2

Nuestro informe incluyó, entre otras, una salvedad indeterminada por limitación al alcance por no haber contado con estados contables auditados al 31 de diciembre de 2009 ni haber podido examinar a la fecha de nuestro informe evidencia relacionada con el valor registrado por las inversiones directas e indirectas en las sociedades mixtas indicadas en el párrafo 4, que ascendían a un monto antes del efecto impositivo de $ 1.938.000.000 en los estados contables individuales y consolidados al 31 de diciembre de 2009, o por la participación de PESA en la utilidad de dichas sociedades por un monto neto de $ 207.000.000 incluida en los resultados individuales y consolidados de la Sociedad por el ejercicio finalizado en la referida fecha.

Con posterioridad a la emisión del referido informe, hemos podido satisfacernos mediante ciertos procedimientos de auditoría acerca de la razonabilidad del valor registrado por las inversiones en las sociedades mixtas y por la participación en los resultados de dichas sociedades al 31 de diciembre de 2009 y por el ejercicio finalizado en esa fecha, no requiriéndose modificaciones a los saldos oportunamente registrados en los correspondientes estados contables individuales y consolidados de PESA a esa fecha.

6. El referido informe de fecha 9 de febrero de 2010 incluyó asimismo una salvedad indeterminada por la incertidumbre respecto de materialización de las premisas utilizadas en la estimación del valor recuperable al 31 de diciembre de 2009 y 2008 de los activos que la Sociedad mantenía en Ecuador relacionados con su participación en el Bloque 18.

Con posterioridad a la emisión del referido informe, conforme se indica bajo el título Operaciones en Ecuador en la nota 3.1 a los estados contables consolidados, al 31 de diciembre de 2010 la Sociedad ya no cuenta con dicha participación. La baja contable de la misma no requirió modificaciones a los saldos oportunamente registrados en los correspondientes estados contables individuales y consolidados de PESA al 31 de diciembre de 2009 y 2008.

7. La Sociedad ha estimado el valor recuperable al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 de sus inversiones directas e indirectas en las sociedades mixtas referidas en el párrafo 4 y el de 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 conforme se indica bajo el título Inversiones en las empresas mixtas en Venezuela en la nota 5.4 a los estados contables individuales.

El valor recuperable de dichos activos en Venezuela ha sido estimado por la Sociedad sobre la base de la mejor información disponible a cada fecha. Sin embargo, 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 podrían, eventualmente, afectar el valor registrado de estos activos.

8. Según se describe en la nota 5.3 a los estados contables individuales y en la nota 4.3 a los estados contables consolidados, la situación patrimonial y financiera de Compañía de Inversiones de Energía S.A. (“CIESA”) y su sociedad controlada Transportadora de Gas del Sur S.A. (“TGS”) se ha visto afectada por la adopción por parte del Gobierno Argentino de varias medidas económicas, incluyendo la pesificación de las tarifas de TGS, la renegociación de los términos de su licencia (la cual se encuentra en proceso) y la devaluación del peso. Esta situación genera incertidumbre respecto del desarrollo futuro de los negocios regulados de TGS y consecuentemente sobre los flujos de fondos y resultados futuros de CIESA, los cuales dependen de los ingresos provenientes de su inversión en su referida sociedad controlada. Asimismo, CIESA mantiene una disputa legal con acreedores financieros respecto de los títulos de deuda emitidos en 1997, sin que a la fecha pueda estimarse el resultado final de esta disputa y su impacto en los estados contables.

Los estados contables de CIESA al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 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 esas fechas, y (ii) incorporarlos por el método de consolidación proporcional en sus respectivos estados contables consolidados, fueron preparados por


3

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 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 2010, 2009 y 2008 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 2010, 2009 y 2008 registrados por aquélla en sus estados contables individuales ascienden a $ 242.023.000, $ 271.998.000 y $ 305.220.000 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 $ 29.975.000, $ 33.221.000 y $ 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 aproximadamente el 13% y el 5%, 13% y el 6%, y el 11% y el 4% de los respectivos totales consolidados al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008 y por los ejercicios finalizados en esas fechas, respectivamente.

9. En nuestra opinión, 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 2010 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 2010, 2009 y 2008 de conocerse la resolución de las situaciones de incertidumbre referidas en los párrafos 7 y 8:

a. los estados contables de PESA mencionados en el párrafo 1 presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación patrimonial y financiera de la Sociedad al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008, los resultados de sus operaciones, las variaciones en su patrimonio neto y el flujo de efectivo por los ejercicios finalizados en esas fechas de acuerdo con normas contables profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, y

b. los estados contables consolidados de PESA y sus sociedades controladas y bajo control conjunto mencionados en el párrafo 1 presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación patrimonial y financiera consolidada de la Sociedad y sus sociedades controladas y bajo control conjunto al 31 de diciembre de 2010, 2009 y 2008, 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.

10. 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 2010, sobre las cuales, en lo que es materia de nuestra competencia, no tenemos otras observaciones que formular que las mencionadas en los párrafos 4, 7 y 8. La información contable incluida en la sección “Síntesis de la Estructura Patrimonial y de Resultados” de la reseña informativa correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2009, 2008, 2007 y 2006 fue cubierta por nosotros en nuestros informes de auditoría


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de fechas 9 de febrero de 2010, 10 de febrero de 2009, 12 de febrero de 2008 y 8 de febrero de 2007 respectivamente, los cuales deben leerse en conjunto con el presente informe y a los cuales nos remitimos;

c. hemos aplicado los procedimientos sobre prevención de lavado de activos y financiación del terrorismo previstos en las correspondientes normas profesionales emitidas por el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires;

d. al 31 de diciembre de 2010, la deuda devengada en concepto de aportes y contribuciones con destino al Sistema Integrado Previsional Argentino que surge de los registros contables ascendía a $ 18.555.202, no existiendo deudas exigibles a dicha fecha, y

e. durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010, hemos facturado honorarios por servicios de auditoría prestados a la Sociedad que representan 71% del total facturado a la Sociedad por todo concepto, el 61% del total de los honorarios por servicios de auditoría facturados a la Sociedad y sus sociedades controladas y vinculadas, y el 46% del total facturado a la Sociedad y sus sociedades controladas y vinculadas por todo concepto.

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 15 de febrero de 2011

SIBILLE Reg. de Asoc. Prof. CPCECABA Tº 2 Fº 6 Graciela C. Laso Socia

Contador Público (U.B.A.) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 194 Fº 215


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INFORME DE LA COMISIÓN FISCALIZADORA A los Señores Accionistas de Petrobras Argentina 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 Argentina 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 Argentina S.A. al 31 de diciembre de 2010 y los correspondientes estados de resultados, de evolución del patrimonio neto y de flujo de efectivo por el ejercicio terminado en esa fecha, con sus notas y anexos respectivos, 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 antes del efecto impositivo de $ 1.996.000.000 (incluyendo $ 215.000.000 en concepto de dividendos a cobrar registrados en Otros Créditos) en los estados contables individuales y consolidados al 31 de diciembre de 2010, o la participación de PESA en la utilidad de dichas sociedades por un monto neto de $ 125.000.000 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.


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4. La Sociedad ha estimado el valor recuperable al 31 de diciembre de 2010 de sus inversiones directas e indirectas en las sociedades mixtas referidas en el párrafo 3 y el de 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 conforme se indica bajo el título Inversiones en las empresas mixtas en Venezuela en la nota 5.4 a los estados contables individuales. El valor recuperable de dichos activos en Venezuela ha sido estimado por la Sociedad sobre la base de la mejor información disponible a dicha fecha. Sin embargo, 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 podrían, eventualmente, afectar el valor registrado de estos activos.

5. Según se describe en la nota 5.3 a los estados contables individuales y en la nota 4.3 a los estados contables consolidados, la situación patrimonial y financiera de Compañía de Inversiones de Energía S.A. (“CIESA”) y su sociedad controlada Transportadora de Gas del Sur S.A. (“TGS”) se ha visto afectada por la adopción por parte del Gobierno Argentino de varias medidas económicas, incluyendo la pesificación de las tarifas de TGS, la renegociación de los términos de su licencia (la cual se encuentra en proceso) y la devaluación del peso. Esta situación genera incertidumbre respecto del desarrollo futuro de los negocios regulados de TGS y consecuentemente sobre los flujos de fondos y resultados futuros de CIESA, los cuales dependen de los ingresos provenientes de su inversión en su referida sociedad controlada. Asimismo, CIESA mantiene una disputa legal con acreedores financieros respecto de los títulos de deuda emitidos en 1997, sin que a la fecha pueda estimarse el resultado final de esta disputa y su impacto en los estados contables. Los estados contables de CIESA al 31 de diciembre de 2010, 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 sus respectivos estados contables consolidados, 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 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 2010, 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 2010 registrado por aquélla en sus estados contables individuales asciende a $ 242.023.000, mientras que el monto de la participación de PESA en las pérdidas de CIESA por el ejercicio finalizado en la referida fecha asciende a $ 29.975.000. Asimismo, los activos y las ventas netas de CIESA incorporados por el método de consolidación proporcional en los estados contables consolidados de PESA representan aproximadamente el 13% y el 5%, de los respectivos totales consolidados al 31 de diciembre de 2010 y por el ejercicio finalizado en esa fecha.

6. En nuestra opinión, basados en nuestro examen, llevado a cabo con el alcance descripto en el párrafo 2, y en el informe de fecha 15 de febrero de 2011 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 2010 conforme se indica en el párrafo 3, y sujeto al efecto de los eventuales ajustes que podrían haberse requerido sobre los estados contables al 31 de diciembre de 2010, de conocerse la resolución de las situaciones de incertidumbre referidas en los párrafos 4 y 5,


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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 2010 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.

7. En cumplimiento de disposiciones legales vigentes, informamos que:

a) Los estados contables adjuntos se ajustan a las disposiciones de la Ley de Sociedades Comerciales 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 y 5 precedentes.

c) Al 31 de diciembre de 2010, la deuda devengada en concepto de aportes y

contribuciones con destino al Sistema Integrado Previsional Argentino, que surge de los registros contables de la Sociedad, asciende a $ 18.555.202, 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 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.

g) Hemos llevado a cabo los procedimientos sobre prevención de lavado de activos y financiación del terrorismo, previstos en las correspondientes normas profesionales emitidas por el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 15 de febrero de 2011

Juan Carlos Cincotta Síndico Titular

Justo F. Norman Síndico Titular

Rogelio N. Maciel Síndico Titular

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