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Prospecto Definitivo de fecha 5 de mayo de 2016
PETROBRAS ARGENTINA S.A.
US$ 500.000.000
Programa de Obligaciones Negociables a Corto y Mediano Plazo No Convertibles en Acciones
El presente prospecto (el “Prospecto”) corresponde al programa global de obligaciones negociables creado por Petrobras
Argentina S.A. (“Petrobras Argentina S.A.” o “Petrobras Argentina”) para la emisión y re-emisión de Obligaciones Negociables
a Corto y Mediano Plazo No Convertibles en Acciones, por un monto en circulación de hasta de US$500.000.000 o su
equivalente en otras monedas (el “Programa”, y las obligaciones negociables emitidas bajo el mismo, las “Obligaciones
Negociables”). Este Prospecto deberá leerse conjuntamente con los estados financieros aplicables al presente y el
correspondiente Suplemento de Precio (según se define más adelante).
El monto, denominación, moneda, precio de emisión, fechas de amortización y vencimiento e intereses, si los hubiera, y
garantías, si las hubiera, junto con los demás términos y condiciones aplicables a cualquier Serie de Obligaciones
Negociables, se detallarán en un suplemento de precio preparado en relación a dicha Serie y/o Clase de Obligaciones
Negociables (cada uno, un “Suplemento de Precio”), el cual complementará los términos y condiciones de las Obligaciones
Negociables descriptos en este Prospecto. Las Obligaciones Negociables que sean de una misma Clase y cuyos términos y
condiciones sean idénticos entre sí, excepto por el valor nominal y la fecha de emisión, constituirán una “Serie”.
Oferta Pública autorizada por Resolución N° 17.162 de fecha 15 de agosto de 2013 de la Comisión Nacional de Valores
(la “CNV”). Esta autorización sólo significa que se ha cumplido con los requisitos establecidos en materia de
información. La CNV no ha emitido juicio sobre los datos contenidos en el Prospecto. La veracidad de la información
contable, financiera y económica, así como de toda otra información suministrada en el presente Prospecto es exclusiva
responsabilidad del órgano de administración y, en lo que les atañe, del órgano de fiscalización de Petrobras Argentina
y de los auditores independientes en cuanto a sus respectivos informes sobre los estados financieros que se acompañan
y demás responsables contemplados en los artículos 119 y 120 de la Ley Nº 26.831. El órgano de administración
manifiesta, con carácter de declaración jurada, que el presente Prospecto contiene a la fecha de su publicación
información veraz y suficiente sobre todo hecho relevante que pueda afectar la situación patrimonial, económica y
financiera de la Sociedad y de toda aquella que deba ser de conocimiento del público inversor con relación a la presente
emisión, conforme las normas vigentes.
El Programa tiene una duración de 5 (cinco) años contados a partir de la fecha de la Resolución N° 17.162 de la CNV de fecha
15 de agosto de 2013, que autoriza la oferta pública del Programa. Las Obligaciones Negociables tendrán un vencimiento de 7
(siete) días como mínimo, o aquel plazo mínimo que resulte imperativo bajo las normas en vigencia al momento de la
emisión de una Serie y/o Clase de Obligaciones Negociables. Las Obligaciones Negociables podrán emitirse a la par o bajo o
sobre la par, devengando interés a tasa fija, tasa flotante, o con descuento sin devengar intereses.
La creación y términos y condiciones del Programa ha sido autorizada por la Asamblea de Accionistas de la Sociedad de fecha
21 de marzo de 2013 y por la reunión de Directorio de la Sociedad de fecha 24 de abril de 2013.
Las Obligaciones Negociables constituirán obligaciones negociables en los términos de la Ley Argentina de Obligaciones
Negociables, Ley N° 23.576, conforme fuere modificada por la Ley N° 23.962 (así modificada, la “Ley de Obligaciones
Negociables”), serán emitidas en el marco y en cumplimiento de todos los requisitos de la Ley de Obligaciones Negociables,
tendrán derecho a los beneficios especificados en dicha ley y estarán sujetas a los requisitos de procedimiento allí
establecidos, y a las demás leyes y reglamentaciones argentinas aplicables. Las Obligaciones Negociables se emitirán y
colocarán de conformidad y cumpliendo todos los requisitos de dicha ley, de la Resolución Conjunta N° 470-1738/04, de la
CNV y la Administración Federal de Ingresos Públicos (“AFIP”) o la que en el futuro las reemplacen (la “Resolución
Conjunta”), la que fuera complementada por la Resolución General N° 597/2011 de la CNV y de la nueva Ley de Mercado de
Capitales N° 26.831, conforme fuera reglamentada por el Decreto N° 1.023/2013 (la “Ley de Mercado de Capitales”), y el
nuevo texto ordenado de las normas de la CNV, de conformidad con la Resolución N° 622/13 (las “Normas de la CNV”), así
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como de cualquier otra ley y reglamentación argentina aplicable, y estarán sujetas a los requisitos de procedimientos
establecidos en dichas normas.
El Programa no cuenta con calificación de riesgo. La Sociedad podrá calificar una o más Clases y/o Series de
Obligaciones Negociables a emitirse bajo el Programa, con una o dos calificaciones, conforme lo determine en cada
oportunidad el Directorio y se indique en el respectivo Suplemento de Precio.
Antes de tomar decisiones de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversor deberá considerar
la totalidad de la información contenida en este Prospecto y en los Suplementos de Precio correspondientes (incluyendo
sin limitación lo expuesto bajo el capítulo “Factores de Riesgo”).
Se podrá solicitar la cotización de las Obligaciones Negociables en bolsas y/o mercados locales y/o del exterior, según se
especifique en el correspondiente Suplemento de Precio. No obstante ello, Petrobras Argentina podría emitir Obligaciones
Negociables que no coticen en mercado o bolsa de valores alguna. El correspondiente Suplemento de Precio indicará si las
Obligaciones Negociables de la Serie pertinente cotizarán en alguna bolsa o mercado de valores.
Podrán solicitarse copias del Prospecto y estados financieros referidos en el Prospecto, así como eventualmente, los
Suplementos de Precio, en la sede social de la Sociedad sita en Maipú 1, (C1084ABA), Buenos Aires, Argentina, Teléfono (54-
11) 4344-6000, cuya página es: www.petrobras.com.ar. Asimismo, el Prospecto definitivo estará disponible en
www.cnv.gob.ar, y se publicará en forma reducida en el Boletín Diario del Mercado de Valores de Buenos Aires y
www.bolsar.com.
La fecha del Prospecto es 5 de mayo de 2016
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INDICE
DOCUMENTOS A DISPOSICIÓN Y OTROS INCORPORADOS POR REFERENCIA ____________________________________ 4
NOTIFICACIÓN A LOS INVERSORES ___________________________________________________________________ 6
INFORMACIÓN RELEVANTE ________________________________________________________________________ 8
DECLARACIONES SOBRE HECHOS FUTUROS ____________________________________________________________ 9
AVISO A LOS INVERSORES SOBRE NORMATIVA REFERENTE A LAVADO DE DINERO ______________________________ 10
RESUMEN DEL PROGRAMA DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES ______________________________________________ 16
DATOS SOBRE DIRECTORES, COMISIÓN FISCALIZADORA, PRINCIPALES EJECUTIVOS, ASESORES Y AUDITORES
INDEPENDIENTES _______________________________________________________________________________ 19
INFORMACIÓN SOBRE LA EMISORA __________________________________________________________________ 21
DESTINO DE LOS FONDOS _________________________________________________________________________ 26
FACTORES DE RIESGO ___________________________________________________________________________ 27
LA COMPAÑÍA __________________________________________________________________________________ 42
EL NEGOCIO ___________________________________________________________________________________ 45
MARCO REGULATORIO DE DETERMINADOS NEGOCIOS Y OPERACIONES ______________________________________ 84
RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA ___________________________________________________ 117
ADMINISTRACIÓN, COMITÉ DE AUDITORÍA Y COMISIÓN FISCALIZADORA_____________________________________ 150
PRINCIPALES ACCIONISTAS _______________________________________________________________________ 160
POLÍTICA DE DIVIDENDOS ________________________________________________________________________ 162
TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS ________________________________________________________ 163
INFORMACIÓN FINANCIERA ______________________________________________________________________ 166
DESCRIPCIÓN DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES ____________________________________________________ 168
CALIFICACIÓN DE RIESGO ________________________________________________________________________ 175
PLAN DE DISTRIBUCIÓN _________________________________________________________________________ 176
CONTROLES DE CAMBIO _________________________________________________________________________ 177
RÉGIMEN IMPOSITIVO __________________________________________________________________________ 184
GLOSARIO ___________________________________________________________________________________ 190
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DOCUMENTOS A DISPOSICIÓN Y OTROS INCORPORADOS POR REFERENCIA
La siguiente documentación se considerará incorporada por referencia y parte del presente Prospecto:
Los estados financieros consolidados e individuales de la Sociedad auditados al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 por
los ejercicios económicos anuales finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 (“Estados Financieros Anuales”). La
información financiera correspondiente a los Estados Financieros Anuales ha sido auditada por Price Waterhouse & Co. S.R.L.,
cuyos informes de auditoría de fechas 3 de marzo de 2016, 4 de febrero de 2015 y 12 de febrero de 2014 se encuentran
también incorporados por referencia en el presente Prospecto. Los informes correspondientes a los ejercicios finalizados el
31 de diciembre de 2015 y 2014 incluían una limitación en el alcance por la no obtención de evidencia de auditoría suficiente
y adecuada sobre la valuación de las inversiones en las sociedades mixtas de Venezuela. El informe correspondiente al
ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 incluía: (i) una limitación en el alcance por no haber podido realizar
procedimientos de auditoría sobre la información que sustenta el valor de las inversiones en las empresas mixtas de
Venezuela y (ii) incertidumbre acerca de las premisas utilizadas por la Sociedad para determinar el valor recuperable de la
inversión en Compañía de Inversiones de Energía S.A. (CIESA).
Todas las adendas al presente Prospecto que sean preparadas periódicamente por la Sociedad.
Con respecto a una Serie y/o Clase de Obligaciones Negociables en particular, el respectivo Suplemento de Precio
preparado en relación con dicha Serie y/o Clase.
Todo otro documento a ser incorporado por referencia en cualquier Suplemento de Precio.
A solicitud escrita o verbal de cualquier persona que hubiera recibido un ejemplar del presente Prospecto, se le
suministrarán copias, sin cargo alguno, de todos los documentos incorporados en el presente por referencia (excluyendo sus
anexos, salvo en caso de que estuvieran incluidos específicamente en dichos documentos por referencia). Las solicitudes de
dicha documentación podrán dirigirse a la Sociedad o al Organizador, de existir.
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ADVERTENCIA
CONFORME CON LO ESTABLECIDO EN LOS ARTÍCULOS 119 Y 120 DE LA LEY DE MERCADO DE CAPITALES, LOS EMISORES
DE VALORES NEGOCIABLES CON OFERTA PÚBLICA, JUNTO CON LOS INTEGRANTES DE LOS ÓRGANOS DE ADMINISTRACIÓN
Y DE FISCALIZACIÓN (ESTOS ÚLTIMOS EN MATERIA DE SU COMPETENCIA), Y EN SU CASO LOS OFERENTES DE LOS VALORES
NEGOCIABLES CON RELACIÓN A LA INFORMACIÓN VINCULADA A LOS MISMOS, Y LAS PERSONAS QUE FIRMEN EL
PROSPECTO DE UNA EMISIÓN DE VALORES NEGOCIABLES CON OFERTA PÚBLICA, SERÁN RESPONSABLES DE TODA LA
INFORMACIÓN INCLUIDA EN LOS PROSPECTOS POR ELLOS REGISTRADOS ANTE LA CNV. LAS ENTIDADES Y AGENTES
INTERMEDIARIOS EN EL MERCADO QUE PARTICIPEN COMO ORGANIZADORES, O COLOCADORES EN UNA OFERTA PÚBLICA
DE VENTA O COMPRA DE VALORES DEBERÁN REVISAR DILIGENTEMENTE LA INFORMACIÓN CONTENIDA EN LOS
PROSPECTOS DE LA OFERTA. LOS EXPERTOS O TERCEROS QUE OPINEN SOBRE CIERTAS PARTES DEL PROSPECTO SÓLO
SERÁN RESPONSABLES POR LA PARTE DE DICHA INFORMACIÓN SOBRE LA QUE HAN EMITIDO OPINIÓN.
LOS DIRECTORES Y SÍNDICOS DE LA EMISORA SON ILIMITADA Y SOLIDARIAMENTE RESPONSABLES POR LOS PERJUICIOS QUE
LA VIOLACIÓN DE LAS DISPOSICIONES DE LA LEY DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES PRODUZCA A LOS OBLIGACIONISTAS,
ELLO ATENTO A LO DISPUESTO EN EL ARTÍCULO 34 DE LA LEY DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES.
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NOTIFICACIÓN A LOS INVERSORES
Antes de tomar decisiones de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversor deberá considerar la
totalidad de la información contenida en este Prospecto y en los Suplementos de Precio correspondientes (complementados,
en su caso, por los avisos respectivos).
Al tomar decisiones de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversor deberá basarse en su propio
análisis de la Sociedad, en los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables y en los beneficios y riesgos
involucrados. El contenido de este Prospecto y/o de los Suplementos de Precio correspondientes no debe ser interpretado
como asesoramiento legal, comercial, financiero, impositivo y/o de otro tipo. El público inversor deberá consultar con sus
propios asesores respecto de los aspectos legales, comerciales, financieros, impositivos y/o de otro tipo relacionados con su
inversión en las Obligaciones Negociables.
No se ha autorizado al Organizador, ni a ningún agente colocador y/o a cualquier otra persona a brindar información y/o
efectuar declaraciones respecto de la Emisora y/o de las Obligaciones Negociables que no estén contenidas en el presente
Prospecto y/o en los Suplementos de Precio correspondientes, y, si se brindara y/o efectuara dicha información y/o
declaraciones, las mismas no podrán ser consideradas autorizadas y/o consentidas por la Emisora, el Organizador y/o los
correspondientes agentes colocadores.
En caso que la Sociedad se encontrara sujeta a procesos judiciales de quiebra, concursos preventivos, acuerdos preventivos
extrajudiciales y/o similares, las normas vigentes que regulan las Obligaciones Negociables (incluyendo, sin limitación las
disposiciones de la Ley de Obligaciones Negociables) y los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables emitidas
bajo cualquier Serie y/o Clase, estarán sujetos a las disposiciones previstas por la Ley de Concursos y Quiebras N° 24.522 y
sus modificatorias (la “Ley de Quiebras”), y demás normas aplicables a procesos de reestructuración empresariales.
Ni este Prospecto ni los Suplementos de Precio correspondientes constituirán una oferta de venta y/o una invitación a
formular ofertas de compra de las Obligaciones Negociables en aquellas jurisdicciones en que la realización de dicha
oferta y/o invitación no fuera permitida por las normas vigentes. El público inversor deberá cumplir con todas las
normas vigentes en cualquier jurisdicción en que comprara, ofreciera y/o vendiera las Obligaciones Negociables y/o en
las que poseyera y/o distribuyera este Prospecto y/o los Suplementos de Precio correspondientes, y deberá obtener
los consentimientos, las aprobaciones y/o los permisos para la compra, oferta y/o venta de las Obligaciones
Negociables requeridos por las normas vigentes en cualquier jurisdicción a la que se encontraran sujetos y/o en la que
realizarán dichas compras, ofertas y/o ventas. Ni la Emisora, ni el Organizador, de existir, ni los correspondientes
agentes colocadores, de existir, tendrán responsabilidad alguna por incumplimientos a dichas normas vigentes.
Ni la entrega de este Prospecto y/o de los Suplementos de Precio correspondientes, ni la venta de Obligaciones Negociables
en virtud de los mismos, significarán, en ninguna circunstancia, que la información contenida en este Prospecto es correcta
en cualquier fecha posterior a la fecha de este Prospecto.
La Sociedad podrá ofrecer Obligaciones Negociables emitidas en el marco de este Programa a través de uno o más
colocadores que oportunamente elija (los “Colocadores”), quienes podrán comprar Obligaciones Negociables, en nombre
propio, a la Sociedad para su colocación con inversores y otros compradores a precios diversos a los prevalecientes en el
mercado, según determine dicho colocador en el momento de la venta o, de acordarlo, a un precio de oferta fijo. Tales
Colocadores estarán indicados en el Suplemento de Precio que se utilice para cada Serie o Clase a emitirse bajo el Programa.
En relación con la emisión de las Obligaciones Negociables, el o los Colocadores, si los hubiera, y/o cualquier otro
intermediario que participe en la colocación de las mismas por cuenta propia o por cuenta de la Sociedad, podrán, de
acuerdo a lo que se reglamente en el Suplemento de Precio correspondiente, sobre adjudicar o efectuar operaciones que
estabilicen o mantengan el precio de mercado de las Obligaciones Negociables ofrecidas a un nivel por encima del que
prevalecería de otro modo en el mercado. Tales operaciones podrán efectuarse en los mercados bursátiles, extrabursátiles o
de otro modo de acuerdo a las normas aplicables vigentes (artículo 4 de la Ley de Mercado de Capitales y la Resolución
Conjunta). Dicha estabilización, en caso de iniciarse, podrá ser suspendida en cualquier momento y se desarrollará dentro
del plazo y en las condiciones que sean descriptas en el Suplemento de Precio correspondiente a cada Serie y/o Clase, todo
ello de conformidad con las normas aplicables vigentes.
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Al respecto, el artículo 11, de la Sección III del Capítulo IV, Título VI, de las Normas de la CNV establece que las operaciones
de estabilización de mercado deberán ajustarse a las siguientes condiciones:
No podrán extenderse más allá de los primeros treinta (30) días corridos desde el primer día en el cual se haya iniciado la
negociación del valor negociable en el mercado.
El prospecto correspondiente a la oferta pública en cuestión deberá haber incluido una advertencia dirigida a los
inversores respecto de la posibilidad de realización de estas operaciones, su duración y condiciones.
Las operaciones podrán ser realizadas por agentes que hayan participado en la organización y coordinación de la
colocación y distribución de la emisión.
Sólo podrán realizarse operaciones de estabilización destinadas a evitar o moderar alteraciones bruscas en el precio al
cual se negocien los valores negociables comprendidos en la oferta inicial en cuestión.
Ninguna operación de estabilización que se realice en el período autorizado podrá efectuarse a precios superiores a
aquellos a los que se haya negociado el valor en cuestión en los mercados autorizados, en operaciones entre partes no
vinculadas con la organización, distribución y colocación.
Ninguna operación de estabilización podrá realizarse a precios superiores al de la colocación inicial, y
Las entidades autorreguladas deberán individualizar como tales y hacer públicas las operaciones de estabilización, ya
fuere en cada operación individual o al finalizar la rueda de operaciones.
En cada Suplemento de Precio, el o los Colocadores deberán indicar si llevarán a cabo operaciones de estabilización.
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INFORMACIÓN RELEVANTE
El presente Prospecto contiene información relevante sobre la Compañía y hechos recientes ocurridos en Argentina. La
Compañía no ha autorizado a ninguna otra persona a brindar otra información. La situación social, política, económica y legal
en Argentina, y el marco regulatorio de las actividades de la Compañía, es susceptible de cambio y no puede preverse de qué
modo y hasta qué punto algún cambio futuro en la situación descripta afectará a la Compañía. Todo potencial inversor debe
tener presente la incertidumbre con respecto a la futura operatoria y situación financiera de la Compañía, así como los
importantes riesgos relacionados con la inversión. Ver “Factores de Riesgo”.
Petrobras Argentina, luego de efectuar todas las averiguaciones razonables, confirma por el presente que este Prospecto,
considerado en conjunto, no contiene declaraciones falsas sobre hechos relevantes ni omite mencionar hecho relevante
alguno que fuera necesario incluir para que las declaraciones aquí contenidas, a la luz de las circunstancias en las que fueron
formuladas, no resulten equívocas. Las opiniones e intenciones expresadas en este Prospecto con respecto a la Compañía son
de buena fe y se basan en presunciones razonables. En función de lo antedicho, la Compañía se hace responsable por la
información incluida en este Prospecto.
La información incluida en este Prospecto bajo “Marco Regulatorio de la Actividad de la Compañía” ha sido extraída,
resumida u obtenida únicamente de información incluida en publicaciones oficiales o de conocimiento público y de otras
fuentes independientes. El órgano de administración de Petrobras Argentina se hace responsable por la correcta extracción
de tal información, no formulando en cambio declaración alguna respecto de su exactitud o suficiencia ni acerca de la
inexistencia de un hecho que pudiera afectar la exactitud o suficiencia de esa información.
La información contenida en este Prospecto con respecto a la situación política, legal y económica de Argentina ha sido
obtenida de fuentes gubernamentales y otras fuentes públicas. La Compañía y su Directorio sólo serán responsables por la
obtención de dicha información de manera precisa. No podrá considerarse que la información contenida en el presente
Prospecto constituya una promesa o garantía, ya sea con respecto al pasado o al futuro. El Prospecto contiene resúmenes con
respecto a términos de ciertos documentos propios que la Compañía considera precisos. Copias de dichos documentos serán
puestas a disposición del inversor, si así lo solicitara, para completar la información resumida en el presente. Dichos
resúmenes se encuentran condicionados en su totalidad a dichas referencias.
En este Prospecto, salvo disposición o mención en contrario la “Sociedad”, la “Compañía”, “la Emisora" y “Nosotros”
se refieren a Petrobras Argentina S.A. y sus sociedades controladas consolidadas. En este Prospecto las referencias a
“Pesos”, “P$” o “Ps” indican pesos argentinos y las referencias a “US$”, “U$S”, “USD”, “dólares estadounidenses” o
“dólares” indican dólares estadounidenses. Algunos montos incluidos en este Prospecto han sido redondeados, por
ende, es posible que las cifras que figuran como totales en algunos cuadros no constituyan la suma exacta.
El presente Prospecto ha sido confeccionado exclusivamente para ser utilizado en relación con el Programa. Cualquier
consulta o requerimiento de información adicional con respecto al presente Prospecto o a las operaciones aquí
contempladas, deberá dirigirse a la Compañía, al domicilio y teléfonos indicados en la contratapa.
A los fines de facilitar la lectura, se ha incluido al final del presente Prospecto un glosario que contiene los términos
definidos que se utilizan en el documento, al cual remitimos.
El contenido del presente Prospecto no deberá interpretarse como asesoramiento legal, impositivo o de inversión. Todo
potencial inversor deberá consultar a sus propios abogados, contadores y demás asesores con respecto a cualquier aspecto
jurídico, impositivo, comercial y/o financiero relacionado con el Programa, incluyendo las características de las Obligaciones
Negociables.
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DECLARACIONES SOBRE HECHOS FUTUROS
Este Prospecto contiene declaraciones sobre hechos futuros incluidas, principalmente, en los capítulos de “Factores de
Riesgo”, “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera”, “El Negocio” y “Marco Regulatorio de determinados Negocios y
Operaciones”, incluyendo, entre otras, declaraciones sobre la Compañía relacionadas con inversiones en bienes de capital,
competencia y ventas, reservas de petróleo y gas y perspectivas y tendencias en las industrias de petróleo, gas, refinación,
distribución, petroquímica y electricidad.
Otras declaraciones incluidas en este Prospecto son declaraciones sobre hechos futuros y no están basadas en hechos
históricos, tales como las declaraciones que contienen las palabras “considerar”, “poder”, “estimar”, “continuar”,
“anticipar”, “prever”, “esperar” y palabras de significado comparable.
Esas declaraciones sobre hechos futuros están sujetas a riesgos, incertidumbres y presunciones, incluyendo los descriptos en
el Capítulo de “Factores de Riesgo”.
Entre los factores que podrían provocar que los resultados reales difieran sustancial y adversamente, se incluyen, no
exhaustivamente:
cambios en la situación general económica, comercial, social, política u otra de la Argentina y de América Latina;
variaciones en el precio de los hidrocarburos y sus derivados;
disponibilidad de financiamiento local y del exterior;
cambios en los planes de inversión;
cambios en las leyes y regulaciones que afectan las operaciones;
aumento de costos; y
otros factores considerados bajo el título “Factores de Riesgo” en el presente Prospecto.
Petrobras Argentina entiende que sus declaraciones son razonables pero recomienda no basarse exclusivamente en ellas ya
que están fundadas en sus expectativas actuales. Petrobras Argentina no asume ninguna obligación de actualizar
declaraciones sobre hechos futuros para reflejar hechos o circunstancias posteriores a la fecha en que tales declaraciones
fueron formuladas o para reflejar el acaecimiento de hechos no previstos. Periódicamente surgen nuevos factores y Petrobras
Argentina no puede anticipar todos ellos. Por otro lado, tampoco puede evaluar el impacto de cada factor sobre sus negocios
o la medida en que un factor, o una combinación de factores, podrían provocar que los resultados reales difieran
sustancialmente de los mencionados en una declaración sobre hechos futuros.
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AVISO A LOS INVERSORES SOBRE NORMATIVA REFERENTE A LAVADO DE DINERO
SE NOTIFICA A LOS SEÑORES INVERSORES QUE POR LEY N° 25.246 (MODIFICADA POSTERIORMENTE POR LAS LEYES N° 26.087, N° 26.119, N° 26.268 Y N° 26.683) (LA “LEY DE PREVENCIÓN DEL LAVADO DE DINERO”) SE INCORPORÓ EL LAVADO DE DINERO COMO DELITO TIPIFICADO EN EL CÓDIGO PENAL ARGENTINO. ASIMISMO, LA RECIENTE SANCIÓN DE LA LEY N° 26.683, MODIFICÓ LA FIGURA DEL DELITO DE LAVADO DE DINERO PREVISTA ANTERIORMENTE COMO UNA ESPECIE DE ENCUBRIMIENTO, OTORGÁNDOLE PLENA AUTONOMÍA Y TIPIFICÁNDOLO COMO UN DELITO CONTRA EL ORDEN ECONÓMICO Y FINANCIERO. MEDIANTE LA LEY DE PREVENCIÓN DE LAVADO DE DINERO, Y A FIN DE PREVENIR E IMPEDIR LOS DELITOS DE LAVADO DE DINERO Y FINANCIACIÓN DEL TERRORISMO, SE CREÓ LA UNIDAD DE INFORMACIÓN FINANCIERA (“UIF”) BAJO LA JURISDICCIÓN DEL MINISTERIO DE JUSTICIA Y DERECHOS HUMANOS DE LA NACIÓN. LA LEY DE PREVENCIÓN DE LAVADO DE DINERO ESTABLECE CUÁLES SON AQUELLAS FACULTADES QUE TIENE LA UIF COMO ORGANISMO AUTÓNOMO Y AUTÁRQUICO, ENTRE LAS CUALES SE DESTACAN: (I) SOLICITAR INFORMES, DOCUMENTOS, ANTECEDENTES Y TODO OTRO ELEMENTO QUE ESTIME ÚTIL PARA EL CUMPLIMIENTO DE SUS FUNCIONES A CUALQUIER ORGANISMO PÚBLICO, NACIONAL, PROVINCIAL O MUNICIPAL, Y A PERSONAS FÍSICAS O JURÍDICAS, PÚBLICAS O PRIVADAS, TODOS LOS CUALES ESTARÁN OBLIGADOS A PROPORCIONARLOS DENTRO DEL TÉRMINO QUE SE LES FIJE, BAJO APERCIBIMIENTO DE LEY. EN EL MARCO DEL ANÁLISIS DE UN REPORTE DE OPERACIÓN SOSPECHOSA, LOS SUJETOS OBLIGADOS NO PODRÁN OPONER A LA UIF EL SECRETO BANCARIO, FISCAL, BURSÁTIL O PROFESIONAL, NI LOS COMPROMISOS LEGALES O CONTRACTUALES DE CONFIDENCIALIDAD; (II) RECIBIR DECLARACIONES VOLUNTARIAS, QUE EN NINGÚN CASO PODRÁN SER ANÓNIMAS; (III) REQUERIR LA COLABORACIÓN DE TODOS LOS SERVICIOS DE INFORMACIÓN DEL ESTADO, LOS QUE ESTÁN OBLIGADOS A PRESTARLA EN LOS TÉRMINOS DE LA NORMATIVA PROCESAL VIGENTE; (IV) ACTUAR EN CUALQUIER LUGAR DE LA REPÚBLICA ARGENTINA EN CUMPLIMIENTO DE LAS FUNCIONES ESTABLECIDAS POR ESTA LEY; (V) SOLICITAR AL MINISTERIO PÚBLICO PARA QUE ÉSTE REQUIERA AL JUEZ COMPETENTE QUE RESUELVA LA SUSPENSIÓN, POR EL PLAZO QUE ÉSTE DETERMINE, DE LA EJECUCIÓN DE CUALQUIER OPERACIÓN O ACTO INFORMADO PREVIAMENTE CONFORME EL INCISO B) DEL ARTÍCULO 21 O CUALQUIER OTRO ACTO VINCULADO A ÉSTOS, ANTES DE SU REALIZACIÓN, CUANDO SE INVESTIGUEN ACTIVIDADES SOSPECHOSAS Y EXISTAN INDICIOS SERIOS Y GRAVES DE QUE SE TRATA DE LAVADO DE ACTIVOS PROVENIENTES DE ALGUNOS DE LOS DELITOS PREVISTOS EN EL ARTÍCULO 6° O DE FINANCIACIÓN DEL TERRORISMO; (VI) SOLICITAR AL MINISTERIO PÚBLICO PARA QUE: (1) REQUIERA AL JUEZ COMPETENTE EL ALLANAMIENTO DE LUGARES PÚBLICOS Y PRIVADOS, LA REQUISA PERSONAL Y EL SECUESTRO DE DOCUMENTACIÓN O ELEMENTOS ÚTILES PARA LA INVESTIGACIÓN Y (2) ARBITRE TODOS LOS MEDIOS LEGALES NECESARIOS PARA LA OBTENCIÓN DE INFORMACIÓN DE CUALQUIER FUENTE U ORIGEN; (VII) DISPONER LA IMPLEMENTACIÓN DE SISTEMAS DE CONTRALOR INTERNO PARA LOS SUJETOS OBLIGADOS, PARA LO CUAL LA UIF PODRÁ ESTABLECER LOS PROCEDIMIENTOS DE SUPERVISIÓN, FISCALIZACIÓN E INSPECCIÓN IN SITU PARA EL CONTROL DEL CUMPLIMIENTO DE LAS OBLIGACIONES ESTABLECIDAS EN EL ARTÍCULO 21 DE LA LEY Y DE LAS DIRECTIVAS E INSTRUCCIONES DICTADAS CONFORME LAS FACULTADES DEL ARTÍCULO 14 INCISO 10. EL SISTEMA DE CONTRALOR INTERNO DEPENDERÁ DIRECTAMENTE DEL PRESIDENTE DE LA UIF, QUIEN DISPONDRÁ LA SUSTANCIACIÓN DEL PROCEDIMIENTO, EL QUE DEBERÁ SER DE FORMA ACTUADA. EN EL CASO DE SUJETOS OBLIGADOS QUE CUENTEN CON ÓRGANOS DE CONTRALOR ESPECÍFICOS, ÉSTOS ÚLTIMOS, DEBERÁN PROPORCIONAR A LA UIF LA COLABORACIÓN EN EL MARCO DE SU COMPETENCIA. (VIII) APLICAR LAS SANCIONES PREVISTAS EN LA LEY, DEBIENDO GARANTIZAR EL DEBIDO PROCESO; (IX) ORGANIZAR Y ADMINISTRAR ARCHIVOS Y ANTECEDENTES RELATIVOS A LA ACTIVIDAD DE LA PROPIA UIF O DATOS OBTENIDOS EN EL EJERCICIO DE SUS FUNCIONES PARA RECUPERACIÓN DE INFORMACIÓN RELATIVA A SU MISIÓN, PUDIENDO CELEBRAR ACUERDOS Y CONTRATOS CON ORGANISMOS NACIONALES, INTERNACIONALES Y EXTRANJEROS PARA INTEGRARSE EN REDES INFORMATIVAS DE TAL CARÁCTER; (X) EMITIR DIRECTIVAS E INSTRUCCIONES QUE DEBERÁN CUMPLIR E IMPLEMENTAR LOS SUJETOS OBLIGADOS POR LA LEY, PREVIA CONSULTA CON LOS ORGANISMOS ESPECÍFICOS DE CONTROL. LOS SUJETOS OBLIGADOS EN LOS INCISOS 6 Y 15 DEL ARTÍCULO 20 PODRÁN DICTAR NORMAS DE PROCEDIMIENTO COMPLEMENTARIAS A LAS DIRECTIVAS E INSTRUCCIONES EMITIDAS POR LA UIF, NO PUDIENDO AMPLIAR NI MODIFICAR LOS ALCANCES DEFINIDOS POR DICHAS DIRECTIVAS E INSTRUCCIONES. EN CONSECUENCIA: (1) SE REPRIME CON PRISIÓN DE TRES A DIEZ AÑOS Y MULTA DE DOS A DIEZ VECES DEL MONTO DE LA OPERACIÓN AL QUE CONVIERTA, TRANSFIERA, ADMINISTRE, VENDA, GRAVE, DISIMULE O DE CUALQUIER OTRO MODO PUSIERE EN CIRCULACIÓN EN EL MERCADO, BIENES PROVENIENTES DE UN ILÍCITO PENAL, CON LA CONSECUENCIA POSIBLE DE QUE LOS BIENES ORIGINARIOS O LOS SUBROGANTES ADQUIERAN LA APARIENCIA DE UN ORIGEN LÍCITO Y SIEMPRE QUE SU VALOR SUPERE LOS TRESCIENTOS MIL PESOS ($ 300.000) SEA EN UN SOLO ACTO O POR LA REITERACIÓN DE HECHOS DIVERSOS VINCULADOS ENTRE SÍ. (2) LA PENA PREVISTA EN EL INCISO 1 SERÁ AUMENTADA EN UN TERCIO DEL MÁXIMO Y EN LA MITAD DEL MÍNIMO, EN LOS SIGUIENTES CASOS: (A) CUANDO EL AUTOR REALIZARE EL HECHO CON HABITUALIDAD O COMO MIEMBRO DE UNA ASOCIACIÓN O BANDA FORMADA PARA LA COMISIÓN CONTINUADA DE HECHOS DE ESTA NATURALEZA; (B) CUANDO EL AUTOR FUERA FUNCIONARIO PÚBLICO QUE HUBIERA COMETIDO EL HECHO EN EJERCICIO U OCASIÓN DE SUS FUNCIONES. EN ESTE CASO, SUFRIRÁ ADEMÁS PENA DE INHABILITACIÓN ESPECIAL DE TRES A DIEZ AÑOS. LA MISMA PENA SUFRIRÁ EL QUE HUBIERE ACTUADO EN EJERCICIO DE UNA PROFESIÓN U OFICIO QUE REQUIRIERAN HABILITACIÓN ESPECIAL.
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(3) EL QUE RECIBIERE DINERO U OTROS BIENES PROVENIENTES DE UN ILÍCITO PENAL, CON EL FIN DE HACERLOS APLICAR EN UNA OPERACIÓN DE LAS PREVISTAS EN EL INCISO 1, QUE LES DÉ LA APARIENCIA POSIBLE DE UN ORIGEN LÍCITO, SERÁ REPRIMIDO CON LA PENA DE PRISIÓN DE SEIS MESES A TRES AÑOS. (4) SI EL VALOR DE LOS BIENES NO SUPERARE LA SUMA INDICADA EN EL INCISO 1, EL AUTOR SERÁ REPRIMIDO CON LA PENA DE PRISIÓN DE SEIS MESES A TRES AÑOS. (5) LAS DISPOSICIONES MENCIONADAS ANTERIORMENTE REGIRÁN AÚN CUANDO EL ILÍCITO PENAL PRECEDENTE HUBIERA SIDO COMETIDO FUERA DEL ÁMBITO DE APLICACIÓN ESPACIAL DEL CÓDIGO PENAL, EN TANTO EL HECHO QUE LO TIPIFICARA TAMBIÉN HUBIERA ESTADO SANCIONADO CON PENA EN EL LUGAR DE SU COMISIÓN. POR OTRA PARTE, CUANDO LOS HECHOS DELICTIVOS HUBIEREN SIDO REALIZADOS EN NOMBRE, O CON LA INTERVENCIÓN, O EN BENEFICIO DE UNA PERSONA DE EXISTENCIA IDEAL, SE IMPONDRÁN A LA ENTIDAD LAS SIGUIENTES SANCIONES CONJUNTA O ALTERNATIVAMENTE: (1) MULTA DE DOS A DIEZ VECES EL VALOR DE LOS BIENES OBJETO DEL DELITO. (2) SUSPENSIÓN TOTAL O PARCIAL DE ACTIVIDADES, QUE EN NINGÚN CASO PODRÁ EXCEDER DE DIEZ AÑOS. (3) SUSPENSIÓN PARA PARTICIPAR EN CONCURSOS O LICITACIONES ESTATALES DE OBRAS O SERVICIOS PÚBLICOS O EN CUALQUIER OTRA ACTIVIDAD VINCULADA CON EL ESTADO, QUE EN NINGÚN CASO PODRÁ EXCEDER DE DIEZ AÑOS. (4) CANCELACIÓN DE LA PERSONERÍA CUANDO HUBIESE SIDO CREADA AL SOLO EFECTO DE LA COMISIÓN DEL DELITO, O ESOS ACTOS CONSTITUYAN LA PRINCIPAL ACTIVIDAD DE LA ENTIDAD. (5) PÉRDIDA O SUSPENSIÓN DE LOS BENEFICIOS ESTATALES QUE TUVIERE. (6) PUBLICACIÓN DE UN EXTRACTO DE LA SENTENCIA CONDENATORIA A COSTA DE LA PERSONA JURÍDICA. PARA GRADUAR ESTAS SANCIONES, LOS JUECES TENDRÁN EN CUENTA EL INCUMPLIMIENTO DE REGLAS Y PROCEDIMIENTOS INTERNOS, LA OMISIÓN DE VIGILANCIA SOBRE LA ACTIVIDAD DE LOS AUTORES Y PARTÍCIPES, LA EXTENSIÓN DEL DAÑO CAUSADO, EL MONTO DE DINERO INVOLUCRADO EN LA COMISIÓN DEL DELITO, EL TAMAÑO, LA NATURALEZA Y LA CAPACIDAD ECONÓMICA DE LA PERSONA JURÍDICA. CUANDO FUERE INDISPENSABLE MANTENER LA CONTINUIDAD OPERATIVA DE LA ENTIDAD, O DE UNA OBRA, O DE UN SERVICIO EN PARTICULAR, NO SERÁN APLICABLES LAS SANCIONES PREVISTAS EN LOS PUNTOS 2 Y 4 ANTERIORES. A SU VEZ, SE PREVÉN SANCIONES PECUNIARIAS. EN TAL SENTIDO, LA LEY DE PREVENCIÓN DE LAVADO DE DINERO ESTABLECE QUE: (1) SERÁ SANCIONADO CON MULTA DE CINCO A VEINTE VECES DEL VALOR DE LOS BIENES OBJETO DEL DELITO, LA PERSONA JURÍDICA CUYO ÓRGANO EJECUTOR HUBIERA RECOLECTADO O PROVISTO BIENES O DINERO, CUALQUIERA SEA SU VALOR, CON CONOCIMIENTO DE QUE SERÁN UTILIZADOS POR ALGÚN MIEMBRO DE UNA ASOCIACIÓN ILÍCITA TERRORISTA. CUANDO EL HECHO HUBIERA SIDO COMETIDO POR TEMERIDAD O IMPRUDENCIA GRAVE DEL ÓRGANO O EJECUTOR DE UNA PERSONA JURÍDICA O POR VARIOS ÓRGANOS O EJECUTORES SUYOS, LA MULTA A LA PERSONA JURÍDICA SERÁ DEL 20% AL 60% DEL VALOR DE LOS BIENES OBJETO DEL DELITO, Y (2) CUANDO EL ÓRGANO O EJECUTOR DE UNA PERSONA JURÍDICA HUBIERA COMETIDO EN ESE CARÁCTER EL DELITO A QUE SE REFIERE EL ARTÍCULO 22 LA LEY DE PREVENCIÓN DE LAVADO, LA PERSONA JURÍDICA SERÁ PASIBLE DE MULTA DE CINCUENTA MIL PESOS ($ 50.000) A QUINIENTOS MIL PESOS ($ 500.000). ADICIONALMENTE, SE PREVÉ QUE EL JUEZ PODRÁ ADOPTAR DESDE EL INICIO DE LAS ACTUACIONES JUDICIALES LAS MEDIDAS CAUTELARES SUFICIENTES PARA ASEGURAR LA CUSTODIA, ADMINISTRACIÓN, CONSERVACIÓN, EJECUCIÓN Y DISPOSICIÓN DEL O DE LOS BIENES QUE SEAN INSTRUMENTOS, PRODUCTO, PROVECHO O EFECTOS RELACIONADOS CON LOS DELITOS PREVISTOS EN LOS ARTÍCULOS PRECEDENTES. EN OPERACIONES DE LAVADO DE ACTIVOS, SERÁN DECOMISADOS DE MODO DEFINITIVO, SIN NECESIDAD DE CONDENA PENAL, CUANDO SE HUBIERE PODIDO COMPROBAR LA ILICITUD DE SU ORIGEN, O DEL HECHO MATERIAL AL QUE ESTUVIEREN VINCULADOS, Y EL IMPUTADO NO PUDIERE SER ENJUICIADO POR MOTIVO DE FALLECIMIENTO, FUGA, PRESCRIPCIÓN O CUALQUIER OTRO MOTIVO DE SUSPENSIÓN O EXTINCIÓN DE LA ACCIÓN PENAL, O CUANDO EL IMPUTADO HUBIERE RECONOCIDO LA PROCEDENCIA O USO ILÍCITO DE LOS BIENES. LOS ACTIVOS QUE FUEREN DECOMISADOS SERÁN DESTINADOS A REPARAR EL DAÑO CAUSADO A LA SOCIEDAD, A LAS VÍCTIMAS EN PARTICULAR O AL ESTADO. SÓLO PARA CUMPLIR CON ESAS FINALIDADES PODRÁ DARSE A LOS BIENES UN DESTINO ESPECÍFICO. TODO RECLAMO O LITIGIO SOBRE EL ORIGEN, NATURALEZA O PROPIEDAD DE LOS BIENES SE REALIZARÁ A TRAVÉS DE UNA ACCIÓN ADMINISTRATIVA O CIVIL DE RESTITUCIÓN. CUANDO EL BIEN HUBIERE SIDO SUBASTADO SÓLO SE PODRÁ RECLAMAR SU VALOR MONETARIO. ASIMISMO, LA LEY DE PREVENCIÓN DE LAVADO DE DINERO ESTABLECE QUE: (1) SI LA ESCALA PENAL PREVISTA PARA EL DELITO DEL ART. 277 FUERA MENOR QUE LA ESTABLECIDA EN LAS DISPOSICIONES DE ESTE CAPÍTULO, SERÁ APLICABLE AL CASO LA ESCALA PENAL DEL DELITO PRECEDENTE. (2) SI EL DELITO PRECEDENTE NO ESTUVIERA AMENAZADO CON PENA PRIVATIVA DE LIBERTAD, SE APLICARÁ A SU ENCUBRIMIENTO MULTA DE UN MIL PESOS ($ 1.000) A VEINTE MIL PESOS ($ 20.000) O LA ESCALA PENAL DEL DELITO PRECEDENTE, SI ÉSTA FUERA MENOR.
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(3) CUANDO EL AUTOR DE LOS HECHOS DESCRIPTOS EN LOS INCISOS 1 O 3 DEL ARTÍCULO 277 FUERA UN FUNCIONARIO PÚBLICO QUE HUBIERA COMETIDO EL HECHO EN EJERCICIO U OCASIÓN DE SUS FUNCIONES, SUFRIRÁ ADEMÁS PENA DE INHABILITACIÓN ESPECIAL DE TRES A DIEZ AÑOS. LA MISMA PENA SUFRIRÁ EL QUE HUBIERE ACTUADO EN EJERCICIO DE UNA PROFESIÓN U OFICIO QUE REQUIERAN HABILITACIÓN ESPECIAL. (4) LAS DISPOSICIONES DE ESTE CAPÍTULO REGIRÁN AÚN CUANDO EL DELITO PRECEDENTE HUBIERA SIDO COMETIDO FUERA DEL ÁMBITO DE APLICACIÓN ESPACIAL DE ESTE CÓDIGO, EN TANTO EL HECHO QUE LO TIPIFICARA TAMBIÉN HUBIERA ESTADO SANCIONADO CON PENA EN EL LUGAR DE SU COMISIÓN. EL RÉGIMEN PREVÉ A SU VEZ UN RÉGIMEN PENAL ADMINISTRATIVO. DE ESTA MANERA: (A) LA PERSONA QUE ACTUANDO COMO ÓRGANO O EJECUTOR DE UNA PERSONA JURÍDICA O LA PERSONA DE EXISTENCIA VISIBLE QUE INCUMPLA ALGUNA DE LAS OBLIGACIONES ANTE LA UIF, SERÁ SANCIONADA CON PENA DE MULTA DE UNA A DIEZ VECES DEL VALOR TOTAL DE LOS BIENES U OPERACIÓN A LOS QUE SE REFIERA LA INFRACCIÓN, SIEMPRE Y CUANDO EL HECHO NO CONSTITUYA UN DELITO MÁS GRAVE, (B) LA MISMA SANCIÓN SERÁ APLICABLE A LA PERSONA JURÍDICA EN CUYO ORGANISMO SE DESEMPEÑARE EL SUJETO INFRACTOR; (C) CUANDO NO SE PUEDA ESTABLECER EL VALOR REAL DE LOS BIENES, LA MULTA SERÁ DE DIEZ MIL PESOS ($ 10.000) A CIEN MIL PESOS ($ 100.000); (D) LA ACCIÓN PARA APLICAR LA SANCIÓN ESTABLECIDA EN ESTE ARTÍCULO PRESCRIBIRÁ A LOS CINCO (5) AÑOS, DEL INCUMPLIMIENTO. IGUAL PLAZO REGIRÁ PARA LA EJECUCIÓN DE LA MULTA, COMPUTADOS A PARTIR DE QUE QUEDE FIRME EL ACTO QUE ASÍ LA DISPONGA; (E) EL CÓMPUTO DE LA PRESCRIPCIÓN DE LA ACCIÓN PARA APLICAR LA SANCIÓN PREVISTA SE INTERRUMPIRÁ: POR LA NOTIFICACIÓN DEL ACTO QUE DISPONGA LA APERTURA DE LA INSTRUCCIÓN SUMARIAL O POR LA NOTIFICACIÓN DEL ACTO ADMINISTRATIVO QUE DISPONGA SU APLICACIÓN. ASIMISMO, LA LEY DE PREVENCIÓN DE LAVADO DE DINERO ESTABLECE QUE LA UIF COMUNICARÁ LAS OPERACIONES SOSPECHOSAS AL MINISTERIO PÚBLICO A FIN DE ESTABLECER SI CORRESPONDE EJERCER ACCIÓN PENAL CUANDO HAYA AGOTADO EL ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN REPORTADA Y SURGIERAN ELEMENTOS DE CONVICCIÓN SUFICIENTES PARA CONFIRMAR EL CARÁCTER DE SOSPECHOSA DE LAVADO DE ACTIVOS. SIENDO EL OBJETO PRINCIPAL DE LA LEY DE PREVENCIÓN DE LAVADO DE DINERO, IMPEDIR EL LAVADO DE DINERO, NO ATRIBUYE LA RESPONSABILIDAD DE CONTROLAR ESAS TRANSACCIONES DELICTIVAS SOLO A LOS ORGANISMOS DEL GOBIERNO NACIONAL SINO QUE TAMBIÉN ASIGNA DETERMINADAS OBLIGACIONES A DIVERSAS ENTIDADES DEL SECTOR PRIVADO TALES COMO BANCOS, AGENTES DE BOLSA, SOCIEDADES DE BOLSA Y COMPAÑÍAS DE SEGURO. ASIMISMO, LA MODIFICACIÓN A LA LEY DE PREVENCIÓN DE LAVADO DE DINERO INTRODUJO DENTRO DE LAS CATEGORÍAS DE SUJETOS OBLIGADOS, ENTRE OTROS, A LAS PERSONAS FÍSICAS O JURÍDICAS QUE ACTÚEN COMO FIDUCIARIOS, EN CUALQUIER TIPO DE FIDEICOMISO Y LAS PERSONAS FÍSICAS O JURÍDICAS TITULARES DE O VINCULADAS, DIRECTA O INDIRECTAMENTE, CON CUENTAS DE FIDEICOMISOS, FIDUCIANTES Y FIDUCIARIOS EN VIRTUD DE CONTRATOS DE FIDEICOMISO. ESTAS OBLIGACIONES CONSISTEN BÁSICAMENTE EN FUNCIONES DE CAPTACIÓN DE INFORMACIÓN, CANALIZADAS MEDIANTE LA UIF. LA RESOLUCIÓN N° 229/2011 DE LA UIF (JUNTO CON SUS MODIFICATORIAS Y COMPLEMENTARIAS) ESTABLECE LAS MEDIDAS Y PROCEDIMIENTOS QUE EN EL MERCADO DE CAPITALES SE DEBERÁN OBSERVAR EN RELACIÓN CON LA COMISIÓN DE LOS DELITOS DE LAVADO DE ACTIVOS Y FINANCIACIÓN DEL TERRORISMO POR PARTE DE LOS SIGUIENTES SUJETOS OBLIGADOS: LOS AGENTES Y SOCIEDADES DE BOLSA, SOCIEDADES GERENTE DE FONDOS COMUNES DE INVERSIÓN, AGENTES DE MERCADO ABIERTO ELECTRÓNICO Y TODOS AQUELLOS INTERMEDIARIOS EN LA COMPRA, ALQUILER O PRÉSTAMO DE TÍTULOS VALORES QUE OPEREN BAJO LA ÓRBITA DE BOLSAS DE COMERCIO, CON O SIN MERCADOS ADHERIDOS; COMO ASÍ TAMBIÉN LOS AGENTES INTERMEDIARIOS INSCRIPTOS EN LOS MERCADOS DE FUTUROS Y OPCIONES CUALQUIERA SEA SU OBJETO. DICHOS SUJETOS OBLIGADOS DEBERÁN REPORTAR AQUELLAS OPERACIONES INUSUALES QUE, DE ACUERDO A LA IDONEIDAD EXIGIBLE EN FUNCIÓN DE LA ACTIVIDAD QUE REALIZAN Y EL ANÁLISIS EFECTUADO, CONSIDEREN SOSPECHOSAS DE LAVADO DE ACTIVOS O FINANCIACIÓN DE TERRORISMO PARA LO QUE TENDRÁN ESPECIALMENTE EN CUENTA LAS SIGUIENTES CIRCUNSTANCIAS: (A) LOS MONTOS, TIPOS, FRECUENCIA Y NATURALEZA DE LAS OPERACIONES QUE REALICEN LOS CLIENTES, SIEMPRE QUE NO GUARDEN RELACIÓN CON LOS ANTECEDENTES Y LA ACTIVIDAD ECONÓMICA DE LOS MISMOS; (B) LOS MONTOS INUSUALMENTE ELEVADOS, LA COMPLEJIDAD Y LAS MODALIDADES NO HABITUALES DE LAS OPERACIONES REALIZADAS; (C) CUANDO TRANSACCIONES DE SIMILAR NATURALEZA, CUANTÍA, MODALIDAD O SIMULTANEIDAD, HAGAN PRESUMIR QUE SE TRATA DE UNA OPERACIÓN FRACCIONADA A LOS EFECTOS DE EVITAR LA APLICACIÓN DE LOS PROCEDIMIENTOS DE DETECCIÓN Y/O REPORTE DE LAS OPERACIONES; (D) GANANCIAS O PÉRDIDAS CONTINUAS EN OPERACIONES REALIZADAS REPETIDAMENTE ENTRE LAS MISMAS PARTES;
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(E) CUANDO LOS CLIENTES SE NIEGUEN A PROPORCIONAR DATOS O DOCUMENTOS REQUERIDOS POR LOS SUJETOS OBLIGADOS EN VIRTUD DE LA PRESENTE RESOLUCIÓN O BIEN CUANDO SE DETECTE QUE LA INFORMACIÓN SUMINISTRADA POR LOS MISMOS SE ENCUENTRA ALTERADA, INTENTEN EVITAR DAR CUMPLIMIENTO A LA PRESENTE RESOLUCIÓN U OTRAS NORMAS DE APLICACIÓN EN LA MATERIA; (F) CUANDO EXISTAN INDICIOS SOBRE EL ORIGEN, MANEJO O DESTINO ILEGAL DE LOS FONDOS, BIENES O ACTIVOS UTILIZADOS EN LAS OPERACIONES, RESPECTO DE LOS CUALES EL SUJETO OBLIGADO NO CUENTE CON UNA EXPLICACIÓN; (G) CUANDO EL CLIENTE EXHIBE UNA INUSUAL DESPREOCUPACIÓN RESPECTO DE LOS RIESGOS O COSTOS DE LAS TRANSACCIONES, O QUE ÉSTOS RESULTEN INCOMPATIBLES CON EL PERFIL ECONÓMICO DEL MISMO; (H) CUANDO LAS OPERACIONES INVOLUCREN PAÍSES O JURISDICCIONES CONSIDERADOS "PARAÍSOS FISCALES" O IDENTIFICADOS COMO NO COOPERATIVOS POR EL GRUPO DE ACCIÓN FINANCIERA INTERNACIONAL; (I) CUANDO SE INDICARE EL MISMO DOMICILIO EN CABEZA DE DISTINTAS PERSONAS JURÍDICAS, O CUANDO LAS MISMAS PERSONAS FÍSICAS REVISTIEREN EL CARÁCTER DE AUTORIZADAS Y/O APODERADAS DE DIFERENTES PERSONAS JURÍDICAS, Y NO EXISTIERE RAZÓN ECONÓMICA O LEGAL PARA ELLO. TENIENDO ESPECIAL CONSIDERACIÓN CUANDO ALGUNA DE LAS COMPAÑÍAS ESTÉN UBICADAS EN PARAÍSOS FISCALES Y SU ACTIVIDAD PRINCIPAL SEA LA OPERATORIA OFF SHORE. (J) LA COMPRA O VENTA DE VALORES NEGOCIABLES A PRECIOS NOTORIAMENTE MÁS ALTOS O BAJOS QUE LOS QUE ARROJAN LAS COTIZACIONES VIGENTES AL MOMENTO DE CONCERTARSE LA OPERACIÓN; (K) EL PAGO O COBRO DE PRIMAS EXCESIVAMENTE ALTAS O BAJAS EN RELACIÓN CON LAS QUE SE NEGOCIAN EN EL MERCADO DE OPCIONES; (L) LA COMPRA O VENTA DE CONTRATOS A FUTURO, A PRECIOS NOTORIAMENTE MÁS ALTOS O BAJOS QUE LOS QUE ARROJAN LAS COTIZACIONES VIGENTES AL MOMENTO DE CONCERTARSE LA OPERACIÓN; (M) LA COMPRA DE VALORES NEGOCIABLES POR IMPORTES SUMAMENTE ELEVADOS; (N) LOS MONTOS MUY SIGNIFICATIVOS EN LOS MÁRGENES DE GARANTÍA PAGADOS POR POSICIONES ABIERTAS EN LOS MERCADOS DE FUTUROS Y OPCIONES; (O) LA INVERSIÓN MUY ELEVADA EN PRIMAS EN EL MERCADO DE OPCIONES, O EN OPERACIONES DE PASE O CAUCIÓN BURSÁTIL; (P) LAS OPERACIONES EN LAS CUALES EL CLIENTE NO POSEE UNA SITUACIÓN FINANCIERA QUE GUARDE RELACIÓN CON LA MAGNITUD DE LA OPERACIÓN, Y QUE ELLO IMPLIQUE LA POSIBILIDAD DE NO ESTAR OPERANDO EN SU PROPIO NOMBRE, SINO COMO AGENTE PARA UN PRINCIPAL OCULTO; (Q) LAS SOLICITUDES DE CLIENTES PARA SERVICIOS DE ADMINISTRACIÓN DE CARTERA DE INVERSIONES, DONDE EL ORIGEN DE LOS FONDOS, BIENES U OTROS ACTIVOS NO ESTÁ CLARO O NO ES CONSISTENTE CON EL TIPO DE ACTIVIDAD DECLARADA; (R) LAS OPERACIONES DE INVERSIÓN EN VALORES NEGOCIABLES POR VOLÚMENES NOMINALES MUY ELEVADOS, QUE NO GUARDAN RELACIÓN CON LOS VOLÚMENES OPERADOS TRADICIONALMENTE EN LA ESPECIE PARA EL PERFIL TRANSACCIONAL DEL CLIENTE; (S) LOS CLIENTES QUE REALICEN SUCESIVAS TRANSACCIONES O TRANSFERENCIAS A OTRAS CUENTAS COMITENTES, SIN JUSTIFICACIÓN APARENTE, QUE REALICEN OPERACIONES FINANCIERAS COMPLEJAS, O QUE OSTENTEN UNA INGENIERÍA FINANCIERA LLEVADA A CABO SIN UNA FINALIDAD CONCRETA, O QUE LA JUSTIFIQUE; QUE, SIN JUSTIFICACIÓN APARENTE, MANTIENE MÚLTIPLES CUENTAS BAJO UN ÚNICO NOMBRE O A NOMBRE DE FAMILIARES O EMPRESAS, CON UN GRAN NÚMERO DE TRANSFERENCIAS A FAVOR DE TERCEROS; (T) CUANDO UNA TRANSFERENCIA ELECTRÓNICA DE FONDOS SEA RECIBIDA SIN LA TOTALIDAD DE LA INFORMACIÓN QUE LA DEBA ACOMPAÑAR; (U) EL DEPÓSITO DE DINERO CON EL PROPÓSITO DE REALIZAR UNA OPERACIÓN A LARGO PLAZO, SEGUIDA INMEDIATAMENTE DE UN PEDIDO DE LIQUIDAR LA POSICIÓN Y TRANSFERIR LOS FONDOS FUERA DE LA CUENTA; (V) CUANDO ALGUNA DE LAS COMPAÑÍAS U ORGANIZACIONES INVOLUCRADAS ESTÉN UBICADAS EN PARAÍSOS FISCALES Y SU ACTIVIDAD PRINCIPAL SE RELACIONE A LA OPERATORIA "OFF SHORE". AL IGUAL QUE EN LAS DISTINTAS RESOLUCIONES EMITIDAS POR LA UIF PARA LAS DISTINTAS CATEGORÍAS DE SUJETOS OBLIGADOS, LA RESOLUCIÓN ESTABLECE UN LISTADO DE TRANSACCIONES QUE SI BIEN NO CONSTITUYEN POR SÍ SOLAS O POR SU SOLA EFECTIVIZACIÓN O TENTATIVA, OPERACIONES SOSPECHOSAS, CONSTITUYEN UNA EJEMPLIFICACIÓN DE TRANSACCIONES QUE DEBERÁN ESPECIALMENTE TENER EN CUENTA A LOS EFECTOS DE EFECTUAR UN REPORTE, SI ES QUE DE ACUERDO A LA IDONEIDAD EXIGIBLE EN FUNCIÓN DE LA ACTIVIDAD QUE REALIZAN Y EL ANÁLISIS EFECTUADO, LO CONSIDEREN SOSPECHOSAS DE LAVADO DE ACTIVOS O FINANCIACIÓN DE TERRORISMO.
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ESTA RESOLUCIÓN INCORPORA UNA DISTINCIÓN ENTRE LOS CLIENTES EN FUNCIÓN AL TIPO Y MONTO DE OPERACIONES, CLASIFICÁNDOLOS EN: (I) HABITUALES, CUANDO REALIZAN OPERACIONES POR UN MONTO ANUAL QUE ALCANCE O SUPERE LA SUMA DE SESENTA MIL PESOS ($ 60.000) O SU EQUIVALENTE EN OTRAS MONEDAS; (II) OCASIONALES, CUANDO REALICEN OPERACIONES ANUALES QUE NO SUPEREN LA SUMA DE SESENTA MIL PESOS ($ 60.000) O SU EQUIVALENTE EN OTRAS MONEDAS; E (III) INACTIVOS, CUANDO LAS CUENTAS NO HUBIESEN TENIDO MOVIMIENTO POR UN LAPSO MAYOR AL AÑO CALENDARIO Y LA VALUACIÓN DE LOS ACTIVOS DE LAS MISMAS SEA INFERIOR A SESENTA MIL PESOS ($ 60.000). ASIMISMO FIJA UNA PLAZO MÁXIMO DE TREINTA (30) DÍAS CORRIDOS PARA REPORTAR HECHOS U OPERACIONES SOSPECHOSAS DE LAVADO DE ACTIVOS A PARTIR DE QUE LA OPERACIÓN ES REALIZADA O TENTADA, Y ESTABLECE UN PLAZO MÁXIMO DE CUARENTA Y OCHO (48) HORAS PARA REPORTAR HECHOS U OPERACIONES SOSPECHOSAS DE FINANCIACIÓN DEL TERRORISMO A PARTIR DE QUE LA OPERACIÓN ES REALIZADA O TENTADA. POR SU PARTE, LAS NORMAS DE LA CNV DISPONEN QUE LOS SUJETOS PARTICIPANTES EN LA OFERTA PÚBLICA DE TÍTULOS VALORES (DISTINTOS DE ENTIDADES EMISORAS), INCLUYENDO, ENTRE OTROS, A PERSONAS FÍSICAS O JURÍDICAS QUE INTERVENGAN COMO AGENTES COLOCADORES DE TODA EMISIÓN PRIMARIA DE VALORES NEGOCIABLES, DEBERÁN CUMPLIR CON LAS NORMAS ESTABLECIDAS POR LA UIF PARA EL SECTOR MERCADO DE CAPITALES, EN PARTICULAR EN LO QUE SE REFIERE A IDENTIFICACIÓN DE CLIENTES E INFORMACIÓN A REQUERIR, CONSERVACIÓN DE LA DOCUMENTACIÓN, RECAUDOS QUE DEBERÁN TOMARSE AL REPORTAR OPERACIONES SOSPECHOSAS, POLÍTICAS Y PROCEDIMIENTOS PARA PREVENIR EL LAVADO DE ACTIVOS Y LA FINANCIACIÓN DEL TERRORISMO. EN VIRTUD DE ELLO, LOS ADQUIRENTES DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES ASUMIRÁN LA OBLIGACIÓN DE APORTAR LA INFORMACIÓN Y DOCUMENTACIÓN QUE SE LES REQUIERA RESPECTO DEL ORIGEN DE LOS FONDOS UTILIZADOS PARA LA SUSCRIPCIÓN Y SU LEGITIMIDAD. LAS NORMAS DE LA CNV DISPONEN QUE QUEDAN COMPRENDIDOS EN LOS TÉRMINOS DE LOS INCISOS 4, 5 Y 22 DEL ART. 20 DE LA LEY N° 25.246 Y SUS MODIFICATORIAS, LOS AGENTES DE LIQUIDACIÓN Y COMPENSACIÓN, LOS AGENTES DE DISTRIBUCIÓN Y COLOCACIÓN Y LOS AGENTES DE ADMINISTRACIÓN DE PRODUCTOS DE INVERSIÓN COLECTIVA. ASIMISMO, DISPUSO QUE LOS SUJETOS OBLIGADOS DEBERÁN OBSERVAR LAS DISPOSICIONES ESTABLECIDAS EN LA LEY N° 25.246 Y SUS MODIFICATORIAS, EN LAS NORMAS REGLAMENTARIAS EMITIDAS POR LA UIF Y EN LAS NORMAS DE LA CNV Y DECRETOS DEL PODER EJECUTIVO NACIONAL REFERIDOS A LAS DECISIONES ADOPTADAS POR EL CONSEJO DE SEGURIDAD DE LAS NACIONES UNIDAS. ASIMISMO, ESTABLECE QUE LAS DISPOSICIONES REFERIDAS A LA PREVENCIÓN DEL LAVADO DE ACTIVOS Y FINANCIACIÓN DEL TERRORISMO DEBERÁN SER OBSERVADAS POR: 1) AGENTES DE CUSTODIA DE PRODUCTOS DE INVERSIÓN COLECTIVA; 2) AGENTES DE CORRETAJE; 3) AGENTES DE DEPÓSITO COLECTIVO; Y 4) LAS SOCIEDADES EMISORAS RESPECTO DE AQUELLOS APORTES DE CAPITAL, APORTES IRREVOCABLES A CUENTA DE FUTURAS EMISIONES DE ACCIONES O PRESTAMOS SIGNIFICATIVOS QUE RECIBA, SEA QUE QUIEN LOS EFECTÚE TENGA LA CALIDAD DE ACCIONISTA O NO AL MOMENTO DE REALIZARLOS, ESPECIALMENTE EN LO REFERIDO A LA IDENTIFICACIÓN DE DICHAS PERSONAS Y AL ORIGEN Y LICITUD DE LOS FONDOS APORTADOS O PRESTADOS. DE CONFORMIDAD CON LOS TÉRMINOS DEL ARTÍCULO 3, SECCIÓN II, TITULO XI DE LAS NORMAS DE LA CNV, LOS SUJETOS OBLIGADOS SÓLO PODRÁN RECIBIR POR CLIENTE Y POR DÍA FONDOS EN EFECTIVO POR UN IMPORTE QUE NO EXCEDA LOS MIL PESOS ($ 1.000) (EN CASO DE EXCEDER DICHA SUMA SE DEBERÁ AJUSTAR A LO PREVISTO EN LA LEY N° 25.345 SOBRE PREVENCIÓN DE LA EVASIÓN FISCAL). EN EL CASO DE UTILIZARSE CHEQUES O TRANSFERENCIAS BANCARIAS SE DETALLA DE QUÉ MANERA DEBERÁN REALIZARSE. LOS SUJETOS OBLIGADOS SÓLO PODRÁN DAR CURSO A OPERACIONES EN EL ÁMBITO DE LA OFERTA PÚBLICA DE VALORES NEGOCIABLES, CONTRATOS A TÉRMINO, FUTUROS U OPCIONES DE CUALQUIER NATURALEZA Y OTROS INSTRUMENTOS Y PRODUCTOS FINANCIEROS, CUANDO SEAN EFECTUADAS U ORDENADAS POR SUJETOS CONSTITUIDOS, DOMICILIADOS O QUE RESIDAN EN DOMINIOS, JURISDICCIONES, TERRITORIOS O ESTADOS ASOCIADOS, QUE FIGUREN INCLUIDOS DENTRO DEL LISTADO DE PAÍSES COOPERADORES PREVISTO EN EL ARTÍCULO 2 INCISO B) DEL DECRETO N° 589/2013. EN ESE SENTIDO, CUANDO DICHOS SUJETOS NO SE ENCUENTREN INCLUIDOS DENTRO DEL LISTADO MENCIONADO Y REVISTAN EN SU JURISDICCIÓN DE ORIGEN LA CALIDAD DE INTERMEDIARIOS REGISTRADOS EN UNA ENTIDAD AUTORREGULADA BAJO CONTROL Y FISCALIZACIÓN DE UN ORGANISMO QUE CUMPLA SIMILARES FUNCIONES A LAS DE LA CNV, SÓLO SE DEBERÁ DAR CURSO A ESE TIPO DE OPERACIONES SIEMPRE QUE ACREDITEN QUE EL ORGANISMO DE SU JURISDICCIÓN DE ORIGEN, HA FIRMADO MEMORANDO DE ENTENDIMIENTO DE COOPERACIÓN E INTERCAMBIO DE INFORMACIÓN CON LA CNV. POR ESTAS RAZONES, PODRÍA OCURRIR QUE UNO O MÁS PARTICIPANTES EN EL PROCESO DE COLOCACIÓN Y EMISIÓN DE LOS TÍTULOS, TALES COMO LOS AGENTES COLOCADORES SE ENCUENTREN OBLIGADOS A RECOLECTAR INFORMACIÓN VINCULADA CON LOS SUSCRIPTORES DE LOS TÍTULOS E INFORMAR A LAS AUTORIDADES OPERACIONES QUE PAREZCAN SOSPECHOSAS O INUSUALES, O A LAS QUE LES FALTEN JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA O JURÍDICA, O QUE SEAN INNECESARIAMENTE COMPLEJAS, YA SEA QUE FUEREN REALIZADAS EN OPORTUNIDADES AISLADAS O EN FORMA REITERADA. LOS INVERSORES QUE DESEEN SUSCRIBIR LOS TÍTULOS DEBERÁN SUMINISTRAR TODA AQUELLA INFORMACIÓN Y DOCUMENTACIÓN QUE LES SEA REQUERIDA POR EL O LOS COLOCADORES Y/O LA EMISORA PARA EL CUMPLIMIENTO DE, ENTRE OTRAS, LAS NORMAS SOBRE LAVADO DE ACTIVOS DE ORIGEN DELICTIVO EMANADAS DE LA UIF O ESTABLECIDAS POR LA CNV. MEDIANTE RESOLUCIÓN UIF Nº 229/2014 SE DISPUSO AL BANCO CENTRAL, LA CNV, LA SUPERINTENDENCIA DE SEGUROS DE LA NACIÓN Y EL INSTITUTO NACIONAL DE ASOCIATIVISMO Y ECONOMÍA SOCIAL LA OBLIGACIÓN DE PROPORCIONAR A LA UIF TODA LA COLABORACIÓN NECESARIA A EFECTOS DE EVALUAR EL CUMPLIMIENTO, POR PARTE DE LOS SUJETOS OBLIGADOS QUE SE ENCUENTREN SUJETOS A SU CONTRALOR, DE LAS OBLIGACIONES ESTABLECIDAS POR LA LEY DE
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PREVENCIÓN DEL LAVADO DE DINERO, LA NORMATIVA DICTADA POR LA UIF Y POR LAS DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS QUE SE DICTEN EN SU CONSECUENCIA POR LOS PROPIOS ORGANISMOS. ASIMISMO, LA RESOLUCIÓN UIF N° 229/2014 OTORGA FACULTADES A LOS ORGANISMOS DE CONTRALOR CON EL OBJETO DE SUPERVISAR EL CUMPLIMIENTO DE LA TOTALIDAD DE LAS OBLIGACIONES EN MATERIA DE PREVENCIÓN DE LAVADO DE ACTIVOS Y FINANCIACIÓN DEL TERRORISMO, COMO ASÍ TAMBIÉN AUTORIZA A DICHOS ORGANISMO A DISPONER LAS MEDIDAS Y ACCIONES CORRECTIVAS QUE ESTIMEN NECESARIAS A LOS FINES DE CORREGIR Y MEJORAR LOS PROCEDIMIENTOS DE CUMPLIMIENTO EN MATERIA DE PREVENCIÓN DE LAVADO DE ACTIVOS Y DE FINANCIACIÓN DEL TERRORISMO DE LOS SUJETOS OBLIGADOS. PARA UN ANÁLISIS MÁS EXHAUSTIVO DEL RÉGIMEN DE LAVADO DE DINERO VIGENTE AL DÍA DE LA FECHA, SE SUGIERE A LOS INVERSORES CONSULTAR CON SUS ASESORES LEGALES Y DAR UNA LECTURA COMPLETA DEL NUEVO CAPITULO XIII, TITULO XI, DEL CÓDIGO PENAL ARGENTINO, Y A LA NORMATIVA EMITIDA POR LA UIF, A CUYO EFECTO LOS INTERESADOS PODRÁN CONSULTAR LA MISMA EN EL SITIO WEB DEL MECON HTTP://WWW.MECON.GOV.AR, O HTTP://WWW.INFOLEG.GOV.AR Y EN EL SITIO WEB DE LA UIF WWW.UIF.GOV.AR Y LA CÁMARA DE DIPUTADOS DE LA NACIÓN WWW.DIPUTADOS.GOV.AR. SE SUGIERE ADEMÁS CONSULTAR LAS NORMAS SOBRE LA MATERIA DICTADAS POR LA CNV DISPONIBLES EN SU SITIO WEB WWW.CNV.GOV.AR Y LAS NORMAS DEL BCRA DISPONIBLES EN SU SITIO WEB WWW.BCRA.GOV.AR.
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RESUMEN DEL PROGRAMA DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES
Los términos y condiciones aplicables a cada Serie y/o Clase de Obligaciones Negociables en particular constarán en el
Suplemento de Precio correspondiente, en el cual se podrán completar o ampliar, respecto de dicha Serie y/o Clase en
particular, los términos y condiciones generales de las Obligaciones Negociables que se incluyen en el siguiente texto (las
“Condiciones”) y que se aplicarán a cada Serie y/o Clase de Obligaciones Negociables, cuando ello sea en beneficio de los
inversores.
Emisora: Petrobras Argentina S.A.
Títulos a emitir bajo el Programa: Obligaciones negociables simples, no convertibles en acciones, conforme a la Ley de
Obligaciones Negociables.
Monto máximo del Programa: U$S 500.000.000 (dólares estadounidenses quinientos millones) o su equivalente en otras
monedas en circulación en cualquier momento, determinado al momento de emitirse cada Serie y/o Clase, pudiendo re-
emitirse las sucesivas Clases y/o Series que se amorticen.
Duración del Programa: Cinco (5) años contados desde la autorización del mismo por la CNV, o el plazo máximo adicional
que eventualmente pueda ser fijado por futuras regulaciones que resulten aplicables, en cuyo caso el Directorio podrá
decidir la extensión de su plazo de vigencia.
Series y Clases: Las Obligaciones Negociables podrán emitirse en una o más Series (las “Series”). Todas las Obligaciones
Negociables de una determinada Serie estarán sujetas a idénticas condiciones, pudiendo diferir en su fecha de emisión. Las
Obligaciones Negociables de una misma Serie con distinta fecha de emisión pertenecerán a una clase distinta de la misma
Serie (una “Clase”) de Obligaciones Negociables. .
Amortización de las Obligaciones Negociables: Las Obligaciones Negociables tendrán un vencimiento de siete (7) días como
mínimo, o aquel plazo mínimo que resulte imperativo bajo las normas en vigencia al momento de la emisión de una Serie y/o
Clase. Los plazos y formas de amortización de las Obligaciones Negociables serán los que se especifiquen en el Suplemento
de Precio correspondiente.
Precio de emisión de las Obligaciones Negociables: Las Obligaciones Negociables podrán emitirse a la par, bajo la par o con
prima sobre la par, según se indique en el Suplemento de Precio de cada Serie y/o Clase.
Interés: Las Obligaciones Negociables podrán emitirse devengando interés a tasa fija, a tasa flotante, con descuento de
emisión o sin devengar interés.
Garantía: Las Obligaciones Negociables podrán ser sin garantía, o con garantía especial, flotante o fiduciaria, o garantizadas
por un tercero, conforme lo determine el Directorio.
Rango y Garantías de las ONs: Las Obligaciones Negociables constituirán obligaciones simples, incondicionales, con garantía
común y no subordinadas de la Sociedad. El Suplemento de Precio podrá establecer para una determinada Serie y/o Clase de
Obligaciones Negociables, que éstas cuenten con garantías o que sean subordinadas. Las Obligaciones Negociables de una
determinada Serie y/o Clase con garantía común no tendrán el beneficio de los bienes afectados a garantías especiales,
reales, flotantes, fiduciarias u otras garantías de cualquier otra deuda de la Sociedad, incluyendo Obligaciones Negociables
de otras Series y/o Clases garantizadas.
Moneda de emisión: Dólares, pesos, o cualquier otra moneda que oportunamente determine el Directorio, sujeto al
cumplimiento de todos los requisitos legales y reglamentarios aplicables. Conforme se determine en el Suplemento de Precio,
la Emisora podrá emitir Obligaciones Negociables cuyo capital e intereses sean pagaderos en una o más monedas distintas de
la moneda en que dichas Obligaciones Negociables se denominen, con el alcance permitido por la legislación aplicable
Forma: Las Obligaciones Negociables que se emitan bajo el Programa podrán: (i) serlo en forma escritural; o (ii) estar
representadas por participaciones en un certificado global nominativo no endosable que será depositado en ocasión de la
emisión de cada Serie y/o Clase en un régimen de depósito colectivo, conforme se determinará en el Suplemento de Precio
pertinente.
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Destino de los fondos: Los fondos netos provenientes de la colocación de las Obligaciones Negociables emitidas bajo el
Programa serán destinados de conformidad con el artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables, a uno o más de los
siguientes destinos, conforme se indique en el Suplemento de Precio correspondiente: (i) integración de capital de trabajo en
la República Argentina; (ii) inversiones en activos físicos situados en la República Argentina; (iii) refinanciación de pasivos y
(iv) integración de aportes de capital a sociedades controladas o vinculadas, siempre que tales sociedades destinen el
producido de tales aportes tal como se especifica en (i), (ii) o (iii) precedentes, o bien a otro destino que cumpla con el
artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables.
Rescate anticipado a opción de la Sociedad: Siempre y cuando se especifique en el Suplemento de Precio correspondiente a
una Serie y/o Clase, las Obligaciones Negociables de dicha Serie y/o Clase serán rescatables total o parcialmente en forma
anticipada a opción de la Sociedad, al valor nominal con más los intereses devengados hasta la fecha de pago del valor de
reembolso y la prima de rescate que allí se establezca.
Rescate por razones impositivas: Las Obligaciones Negociables de cualquier Serie y/o Clase podrán ser rescatadas a opción
de la Sociedad en su totalidad, pero no parcialmente, en caso que tuvieran lugar ciertos cambios impositivos que generen en
la Sociedad la obligación de pagar ciertos montos adicionales bajo las Obligaciones Negociables. Ver “Descripción de las
Obligaciones Negociables. Rescate Anticipado por Razones Impositivas” del presente Prospecto.
Compromisos: La Sociedad se obliga a cumplir los compromisos que se detallan en “Descripción de las Obligaciones
Negociables. Compromisos generales de la Sociedad” del presente Prospecto en tanto existan Obligaciones Negociables en
circulación. En los Suplementos de Precio correspondientes se podrán establecer compromisos adicionales a los detallados en
“Descripción de las Obligaciones Negociables. Compromisos generales de la Sociedad”.
Supuestos de Incumplimiento: Ver “Descripción de las Obligaciones Negociables. Eventos de Incumplimiento”. En los
Suplementos de Precio correspondientes se podrán establecer eventos de incumplimiento adicionales a los allí detallados.
Cotización: Se podrá solicitar la cotización de las Obligaciones Negociables en bolsas y/o mercados locales y/o del exterior,
según se especifique en el correspondiente Suplemento de Precio. No obstante ello, Petrobras Argentina podría emitir
Obligaciones Negociables que no coticen en bolsa de valores alguna. El correspondiente Suplemento de Precio indicará si las
Obligaciones Negociables de la Serie pertinente cotizarán en alguna bolsa de valores.
Calificaciones de riesgo: El Programa no contará con calificación de riesgo. La Sociedad podrá calificar una o más Series y/o
Clases de Obligaciones Negociables a emitirse bajo el Programa, conforme lo determine en cada oportunidad el Directorio y
se indique en el respectivo Suplemento de Precio.
Impuestos: Los pagos sobre las Obligaciones Negociables se efectuarán sin deducciones ni retenciones por, o a cuenta de,
impuestos nacionales, provinciales o municipales argentinos. En caso de exigirse dichas deducciones o retenciones, la
Sociedad habrá de pagar los montos adicionales que resulten necesarios a fin de que los obligacionistas reciban los mismos
montos que hubieran recibido en el caso de no haberse exigido dichas retenciones o deducciones.
Fiduciario: Las Series y/o Clases podrán contar con un fiduciario, con los alcances del artículo 13 de la Ley de Obligaciones
Negociables, de acuerdo con lo que determine el Suplemento de Precio respectivo.
Colocación: Las Obligaciones Negociables podrán ser colocadas a través de oferta pública en el país y/o en el extranjero, dentro
o fuera de bolsa, sobre la base de una suscripción en firme o una colocación en base a los mejores esfuerzos, según lo que sea
acordado entre la Sociedad y los colocadores respectivos, que podrán ser designados por la Emisora. El Suplemento de Precio
respectivo especificará los nombres y las direcciones de dichos colocadores, de existir, y los términos de colocación acordados
por la Sociedad con los mismos, en su caso, los que observarán lo dispuesto por la Resolución Conjunta. Una oferta podrá
subordinarse a la colocación total o parcial de una Serie y/o Clase. En tal caso, de no alcanzarse la colocación de la totalidad - o
de la cantidad parcial prevista-, el contrato de suscripción de las Obligaciones Negociables quedará resuelto de pleno derecho,
debiendo restituirse a los inversores los importes recibidos, sin intereses.
Competencia: Toda acción contra la Sociedad en razón de las Obligaciones Negociables podrá ser interpuesta en forma no
exclusiva ante los Tribunales Ordinarios en lo Comercial con asiento en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, el Tribunal de
Arbitraje General del Mercado de Valores de Buenos Aires o el que lo reemplace en el futuro o cualquier otro tribunal al cual
la Sociedad decida someterse con respecto a cada una de las Clases y/o Series, conforme se establezca en cada Suplemento
de Precio. El artículo 46 de la Ley de Mercado de Capitales dispone que todos los mercados deberán contar en su ámbito con
un tribunal arbitral permanente, al cual quedarán sometidas en forma obligatoria las entidades cuyos valores negociables se
negocien dentro de su ámbito, en sus relaciones con los accionistas e inversores. Quedan comprendidas en la jurisdicción
arbitral todas las acciones derivadas de la Ley General de Sociedades N° 19.550 (t.o. 1984) y sus modificaciones, incluso las
18
demandas de impugnación de resoluciones de los órganos sociales y las acciones de responsabilidad contra sus integrantes o
contra otros accionistas, así como las acciones de nulidad de cláusulas de los estatutos o reglamentos. En todos los casos, los
reglamentos deberán dejar a salvo el derecho de los accionistas e inversores para optar por acudir a los tribunales judiciales
competentes. En los casos en que la ley establezca la acumulación de acciones entabladas con idéntica finalidad ante un solo
tribunal, la acumulación se efectuará ante el tribunal judicial. También quedan sometidas a la jurisdicción arbitral
establecida en dicho artículo las personas que efectúen una oferta pública de adquisición respecto de los destinatarios de tal
adquisición. Las reglamentaciones que los mercados dicten, aplicables a la creación y funcionamiento de los tribunales
arbitrales, deberán ser sometidas a la previa aprobación de la CNV.
Legislación Aplicable: Las Obligaciones Negociables constituirán obligaciones negociables en virtud de la Ley de Obligaciones
Negociables, y gozarán de los beneficios allí previstos. La calificación como Obligaciones Negociables, la autorización,
formalización y otorgamiento de las Obligaciones Negociables por parte de la Sociedad, y la aprobación de las mismas por la
CNV para su oferta pública en Argentina, se regirá por la ley argentina. Las demás cuestiones relacionadas a las Obligaciones
Negociables podrán regirse por la legislación de otra jurisdicción conforme se establezca en cada Suplemento de Precio.
Acción Ejecutiva: Los tenedores de las Obligaciones Negociables podrán solicitar en los términos del artículo 129 de la Ley
de Mercado de Capitales la expedición de un comprobante de saldo en cuenta o comprobante de participación en el
certificado global, según sea el caso, a efectos de legitimar al titular para efectuar cualquier reclamo judicial inclusive
mediante acción ejecutiva conforme lo dispone el artículo 29, primer párrafo de la Ley de Obligaciones Negociables o ante
cualquier jurisdicción arbitral, si correspondiere.
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DATOS SOBRE DIRECTORES, COMISIÓN FISCALIZADORA, PRINCIPALES EJECUTIVOS, ASESORES Y
AUDITORES INDEPENDIENTES
Directorio
Se indica a continuación la composición actual del Directorio de la Sociedad, según fuera aprobada por la Asamblea General
Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas de Petrobras Argentina celebrada el 28 de abril de 2016, y considerando posteriores
modificaciones:
Nombre
Año de empleo
por Petrobras
Argentina Cargo Carácter
Vencimiento
del mandato
Fecha de
asamblea de
designación CUIT / Pasaporte
André Lima Cordeiro - Presidente No Independiente 3 años 28/04/2016 Pasaporte Brasil FH-474266
Jorge José Nahas Neto - Vicepresidente No Independiente 2 años 19/03/2015 20-60425264-5
Guilherme Pontes Galvão França - Director Titular No Independiente 2 años 19/03/2015 20-60438335-9
Carlos Alberto Pereira de Oliveira - Director Titular No Independiente 2 años 19/03/2015 20-93956365-3
Cedric Bridger - Director Titular Independiente 1 año 27/03/2014 20-05038560-5
Roberto Luis Monti - Director Titular Independiente 1 año 27/03/2014 20-04563973-9
Roberto Alejandro Fortunati - Director Titular Independiente 1 año 28/04/2016 20-11953815-8
Marcos Benício Pompa Antunes 2015 Director Titular No Independiente 3 años 28/04/2016 20-95445231-0
Maelcio Mauricio Soares 2015 Director Titular No Independiente 3 años 28/04/2016 20-95499759-7
Gustavo Tardín Barbosa - Director Suplente No Independiente 2 años 19/03/2015 Pasaporte Brasil FJ 951285
Claudio Rogerio Linassi Mastella - Director Suplente No Independiente 2 años 19/03/2015 Pasaporte Brasil FL 259474
Mauro Roberto Da Costa Mendes - Director Suplente No Independiente 2 años 19/03/2015 Pasaporte Brasil FD 375766
Gustavo Adolfo Amaral 2015 Director Suplente No Independiente 3 años 28/04/2016 20-94009788-7
José Jorge de Moraes Junior - Director Suplente No Independiente 3 años 28/04/2016 Pasaporte Brasil FH 458965
Héctor Daniel Casal 1991 Director Suplente No Independiente 3 años 28/04/2016 20-11875775-1
Alejandro Poletto - Director Suplente Independiente 1 año 27/03/2014 20-23146577-5
Santiago Luis Montezanti - Director Suplente Independiente 1 año 28/04/2016 20-24765545-0
Conforme los criterios establecidos por el Artículo 11, Sección III, Capítulo III, Título II de las Normas (TO 2013) de la CNV, los
señores Cedric Bridger, Roberto Luis Monti, Roberto Alejandro Fortunati, Alejandro Poletto y Santiago Luis Montezanti
revisten el carácter de Directores independientes. Conforme a dicha norma, los demás miembros del Directorio revisten el
carácter de no independientes.
Para mayor detalle sobre los Directores de Petrobras Argentina, Ver “Administración, Comité de Auditoría y Comisión
Fiscalizadora” en el presente.
Comisión Fiscalizadora
La Comisión Fiscalizadora está integrada por tres miembros titulares y tres miembros suplentes. La Asamblea General
Ordinaria y Extraordinaria del día 28 de abril de 2016 designó tres Síndicos Titulares y dos Suplentes, disponiendo el pase a
un cuarto intermedio a fin de continuar con el tratamiento para cubrir el cargo de un miembro suplente, continuando la
reunión el día 27 de mayo de 2016. Se indica a continuación la composición actual:
En cumplimiento de la RT N° 15 de la FACPCE, Juan Carlos Cincotta reviste el carácter de independientes.
El señor Justo Federico Norman, y la señora María Laura Maciel son abogados y pertenecen al Estudio Maciel, Norman &
Asociados; y los señores Héctor Osvaldo Rossi Camilión y Jorge Héctor Lorenzo son abogados y pertenecen al Estudio Rossi
Camillón y Asociados.
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Para mayor detalle sobre la Comisión Fiscalizadora de la Sociedad, Ver “Administración, Comité de Auditoría y Comisión
Fiscalizadora” en el presente.
Principales Ejecutivos
El cuadro a continuación detalla los nombres y cargos de los funcionarios ejecutivos de la Compañía.
Para mayor detalle sobre los principales ejecutivos de Petrobras Argentina, Ver “Administración, Comité de Auditoría y
Comisión Fiscalizadora” en el presente.
Asesores Legales
Ciertas cuestiones con respecto a las leyes argentinas serán dictaminadas para la Compañía por Héctor Daniel Casal
([email protected]), Director de Legales, domiciliado en Maipú 1, (C1084ABA), Ciudad Autónoma de Buenos Aires,
Argentina, Teléfono (54-11) 4344-6000 y por el Estudio Marval, O’Farrell & Mairal, domiciliado en Av. Leandro N. Alem 928,
Piso 7° (C1001AAR), Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina.
Asesores
Las estimaciones de las reservas probadas de petróleo y gas de la Compañía al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 han sido
evaluadas por DeGolyer and MacNaughton, con domicilio en 5001 Spring Valley Road, Suite 800 East, Dallas, Texas 75244,
Estados Unidos.
Auditores Independientes
El presente Prospecto incorpora por referencia los estados financieros consolidados e individuales auditados de la Sociedad al
31 de Diciembre de 2015, 2014 y 2013 y por los ejercicios económicos anuales finalizados el 31 de Diciembre de 2015, 2014 y
2013.
La información financiera consolidada e individual correspondiente al ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2015,
2014 y 2013 ha sido auditada por Price Waterhouse & Co. S.R.L., firma miembro de PricewaterhouseCoopers International
Limited (“PWC”) a través de su contador Miguel A. Urus, matriculado en el CPCECABA, T°184, F°246. Price Waterhouse & Co.
S.R.L. tiene domicilio en Bouchard 557, 8° piso, C1106ABG, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
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INFORMACIÓN SOBRE LA EMISORA
INFORMACIÓN CONTABLE Y FINANCIERA SELECCIONADA CONSOLIDADA
Es posible que la información financiera especificada a continuación no contenga toda la información financiera que se
debería considerar para tomar la decisión de invertir. La presente información debe ser leída conjuntamente con los
“Factores de Riesgo”, incluidos en este Prospecto. Adicionalmente, se deberán leer atentamente los Estados Financieros
Anuales de Petrobras Argentina y el capítulo de “Discusión y Análisis de los Resultados de las Operaciones y de la Situación
Financiera Consolidada”, que se incluyen en otra sección de este Prospecto, para obtener información financiera adicional
acerca de Petrobras Argentina.
Los Estados Financieros Anuales por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 han sido preparados de
conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) y por lo tanto las políticas contables utilizadas
están basadas en las NIIF emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB, por su sigla en Inglés) y
las interpretaciones emitidas por el CINIIF (Comité de Interpretación de Normas Internacionales de Información Financiera)
aplicables a la fecha de emisión de los Estados Financieros Anuales. Los Estados Financieros Anuales de la Sociedad han sido
preparados de acuerdo con las normas relativas a la forma de presentación y criterios de valuación de los estados financieros
previstas en el Régimen Informativo Periódico de la CNV, el cual adopta las NIIF, emitidas por el IASB.
La información seleccionada de los estados de resultados consolidados por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de
2015, 2014 y 2013 y de los estados de situación patrimonial consolidados al 31 de diciembre de 2015 y 2014 y 2013 ha sido
extraída de los Estados Financieros Anuales incorporados por referencia en el presente Prospecto.
A continuación se presenta la información contable seleccionada de la Sociedad correspondiente a los ejercicios finalizados
el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013:
22
ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS
(Expresados en millones de pesos)
23
ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADOS
(Expresados en millones de pesos)
24
ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADOS
(Expresados en millones de pesos)
25
ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO CONSOLIDADOS
(Expresados en millones de pesos)
INDICADORES
(Expresados en millones de pesos)
CAPITALIZACIÓN Y ENDEUDAMIENTO
Al 31 de diciembre de 2015 el capital suscripto e integrado de Petrobras Argentina S.A. asciende a Ps. 2.019 millones.
El siguiente cuadro presenta la deuda consolidada y la capitalización total de la Sociedad al 31 de diciembre de 2015:
(Expresados en millones de pesos)
26
DESTINO DE LOS FONDOS
Los fondos netos provenientes de la colocación de las Obligaciones Negociables emitidas bajo el Programa serán destinados
de conformidad con el artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables, a uno o más de los siguientes destinos: (i)
integración de capital de trabajo en la República Argentina; (ii) inversiones en activos físicos situados en la República
Argentina; (iii) refinanciación de pasivos; y (iv) integración de aportes de capital a sociedades controladas o vinculadas,
siempre que tales sociedades destinen el producido de tales aportes tal como se especifica en los puntos (i), (ii) o (iii)
precedentes, o bien a otro destino que cumpla con el artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables. El destino específico
de los fondos será indicado con precisión en el Suplemento de Precio correspondiente a cada emisión.
Estando pendiente su aplicación, los eventuales fondos podrían ser colocados en inversiones de corto plazo o según se
especifique en el Suplemento de Precio correspondiente.
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FACTORES DE RIESGO
Factores Relativos a la Argentina
La inestabilidad política y económica en la Argentina ha afectado y podría continuar afectando en forma
adversa la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.
La Compañía está expuesta a la situación económica y política de la Argentina, dado que al 31 de diciembre de 2015,
aproximadamente el 81% de los activos totales, el 99% de las ventas netas y el 92% de la producción combinada de petróleo y
gas y el 90% de las reservas probadas de petróleo y gas de la Compañía estaban situados en la Argentina.
Durante las últimas décadas, la economía Argentina experimentó una significativa volatilidad, caracterizada por períodos de
crecimiento bajo o negativo, inflación alta y variable y devaluaciones de su moneda. En consecuencia, el negocio de la
Sociedad y sus operaciones han resultado afectados y pueden continuar resultando afectados en distinta medida por
acontecimientos económicos y políticos y otros hechos significativos que afectan la economía Argentina, tales como:
inflación, controles de precios, controles de cambios, fluctuaciones del tipo de cambio y de las tasas de interés, devaluación
de la moneda, políticas públicas de gasto e inversión y otras iniciativas regulatorias que aumentan la intervención del Estado
Nacional en actividades económicas; conmoción social y problemas de inseguridad local. Se deberían hacer investigaciones
propias sobre la economía argentina y sus condiciones prevalecientes antes de hacer una inversión en la Compañía.
Durante los años 2001 y 2002, la Argentina estuvo inmersa en una severa crisis política, económica y social. Entre otras
consecuencias, esta crisis tuvo como resultado la suspensión del pago de la deuda externa de la Argentina, la
implementación de medidas de emergencia y numerosos cambios en las políticas económicas que afectaron el sector de
servicios públicos y muchos otros sectores de la economía. Argentina también sufrió una fuerte devaluación del peso que
hizo, a su vez, que muchos deudores del sector privado argentino con exposición en moneda extranjera incurrieran en
incumplimiento de sus deudas pendientes de pago. Luego de la mencionada crisis, la Argentina incrementó
significativamente su PBI real. No obstante, en 2008 y 2009 se produjo una desaceleración de la economía argentina atribuida
a factores internos y externos, dentro de los que se incluyen la gran sequía que afectó las actividades agropecuarias y el
efecto de la crisis económica global. El crecimiento del PBI real se recuperó entre 2010 y 2011, con un aumento del 9,5% y
del 8,4%, respectivamente. Sin embargo, el aumento del PBI se desaceleró un 0,8% en 2012, recuperándose nuevamente un
2,9% en 2013. Según el INDEC, la actividad económica creció un 0,5% en 2014 y, según información preliminar, un 2,1% en
2015, principalmente debido a un crecimiento en los segmentos de agricultura y construcción. El consumo privado y la
inversión se redujeron un 0,5% y 5,5% en 2014. La contracción de la economía se debió principalmente al debilitamiento de la
demanda interna que se originó, en parte, por el aumento de los precios internos debido a la financiación del desequilibrio
fiscal del gobierno del Banco Central. El desempeño del sector privado también se debilitó, debido principalmente a un
aumento de los precios, una disminución del poder adquisitivo del peso, el acceso limitado a los mercados de crédito y el
aumento del ahorro de los consumidores en respuesta a las condiciones de incertidumbre financiera.
La Argentina ha sufrido presiones inflacionarias desde 2007, que se evidencian en continuos aumentos de precios de los
alimentos, la energía y los combustibles, entre otros indicadores. De acuerdo con los datos de la inflación publicados por el
INDEC, desde 2011 a 2014, el índice de precios al consumidor en la Argentina aumentó 9,5%, 10,8%, 10,9% y 24% en cada uno
de esos años, respectivamente y el 11,9% en el periodo de diez meses terminado el 31 de octubre del año 2015. El índice de
precios mayoristas aumentó 12,7%, 13,1%, 14,8%, y 28,3% en cada uno de esos años, respectivamente y el 10,6% en el periodo
de diez meses terminado el 31 de octubre del año 2015. En noviembre de 2015, el INDEC suspendió la publicación del índice
del índice de precios al consumidor y el índice de precios mayoristas.
Desde 2007 hasta 2015, el INDEC experimentó un proceso de reformas institucionales y metodológicas que generó
controversias en cuanto a la confiabilidad de la información que suministra, incluyendo mediciones de inflación, PBI y
desempleo. Los informes publicados por el FMI indicaron que su personal utilizó mediciones alternativas de inflación a los
fines de la supervisión macroeconómica, incluyendo datos aportados por fuentes privadas, que reflejan índices de inflación
más altos que los publicados por el INDEC desde 2007. El FMI también censuró a la Argentina en 2013 por fallar en realizar
suficientes progresos en la adopción de medidas correctivas para mejorar la calidad de los datos oficiales, que incluye datos
sobre inflación y PBI.
El 13 de febrero de 2014, el INDEC dio a conocer el Índice de Precios al Consumidor Nacional Urbano (IPCNu), el cual mide los
precios de los productos en todo el país y sustituye al índice anterior, que sólo mide la inflación en el conurbano de la Ciudad
de Buenos Aires. Si bien el IPCNu presenta estadísticas de inflación más cercanas a las estimadas por fuentes privadas, a
finales de 2015 se mantuvieron las diferencias entre los datos de inflación oficiales y estimaciones privadas.
28
Desde las primeras semanas luego de asumir el 10 de diciembre de 2015, la nueva administración ha introducido reformas
económicas y políticas. Ver "Factores de Riesgo - El impacto de las recientes elecciones presidenciales y del congreso sobre el
futuro económico y político de la Argentina es incierto". Adicionalmente, el Gobierno Argentino ha iniciado negociaciones con
los Holdout tenedores de bonos de la última reestructuración de la deuda argentina. Ver "Factores de Riesgo - La falta de
financiamiento para empresas argentinas, ya sea debido a las condiciones de mercado, a regulaciones gubernamentales o al
litigio no resuelto con los Holdout tenedores de bonos, podría afectar negativamente la situación financiera o los flujos de
efectivo de la Compañía."
En enero de 2016, la nueva administración, mediante el Decreto N° 55/2016, declaró el estado de emergencia administrativa
del sistema estadístico nacional hasta el 31 de diciembre de 2016 y las nuevas autoridades del INDEC anunciaron la
suspensión de la metodología previamente utilizada y suspendieron la publicación de todos los índices hasta tanto se
alcancen las condiciones para calcular estos índices basados en datos adecuados y fiables. El INDEC ha sugerido utilizar, como
índices alternativos en el intermedio, las cifras del IPC publicadas por la Provincia de San Luis y la Ciudad de Buenos Aires.
De acuerdo con lo informado por la Provincia de San Luis, la tasa de inflación fue del 2,9%, 6,5%, 4,2%, 2,7% y 3,0% para
noviembre de 2015, diciembre de 2015, enero de 2016, febrero de 2016 y marzo de 2016, respectivamente. De acuerdo con
lo informado por la Ciudad de Buenos Aires, la tasa de inflación fue del 2,0%, 3,9%, 4,1%, 4,0 y 3,3% para noviembre de 2015,
diciembre de 2015, enero de 2016, febrero de 2016 y marzo de 2016, respectivamente.
Desde 2007, la inflación en Argentina ha contribuido a un aumento sustancial en los costos de las operaciones, los costos
laborales particulares, generando un impacto negativo en los resultados de operaciones y en la situación financiera de la
Compañía. No existe ninguna garantía de que las tasas de inflación no aumentarán aún más en el futuro, o de cuáles serán los
efectos que pueden tener en el futuro las medidas adoptadas o que pueden adoptarse en el futuro por el gobierno argentino
para controlar la inflación. Ver "Factores de Riesgo – La intervención del Estado Nacional en la economía argentina podría
afectar en forma adversa los resultados de las operaciones o la situación financiera de la Compañía."
La Compañía no puede garantizar que la inflación u otros futuros desarrollos económicos, sociales y políticos en Argentina,
sobre los cuales la misma no tiene control, no afectarán adversamente los resultados de las operaciones o la situación
financiera de la Compañía, incluyendo la capacidad de la Compañía de pagar sus deudas a su vencimiento o dividendos.
El impacto de las recientes elecciones presidenciales y del congreso sobre el futuro económico y político de la
Argentina es incierto.
Las elecciones presidenciales y legislativas tuvieron lugar en Argentina el 25 de octubre de 2015, y una segunda vuelta
(ballotage) entre los dos candidatos presidenciales principales se llevó a cabo el 22 de noviembre de 2015, que resultó en la
elección de Mauricio Macri como presidente de Argentina, durante un período de cuatro años. La nueva administracion
asumió el cargo el 10 de diciembre de 2015.
Desde que asumió el cargo, el nuevo gobierno ha anunciado, y comenzó a aplicar reformas económicas y políticas,
incluyendo:
• Estado de emergencia del sistema eléctrico nacional y reformas. El Gobierno Argentino, mediante el Decreto N° 134/2015,
declaró el estado de emergencia en relación con el sistema eléctrico nacional que tendrá vigencia hasta el 31 de diciembre
de 2017. El estado de emergencia permite al Gobierno Argentino tomar acciones destinadas a garantizar el suministro de
electricidad en Argentina, tales como instruir al Ministerio de Energía y Minería de la Nación a elaborar y poner en práctica,
con la colaboración de todas las entidades públicas nacionales, un programa coordinado para garantizar la calidad y la
seguridad del sistema eléctrico y racionalizar el consumo de energía de las entidades públicas. Adicionalmente, mediante la
Resolución Nº 6/2016 del Ministerio de Energía y Minería y la Resolución Nº 1/2016 del Ente Nacional Regulador de la
Electricidad (el "ENRE"), la nueva administración anunció la eliminación de ciertos subsidios a la energía y un aumento
sustancial de las tarifas eléctricas.
• Reformas del INDEC. El Gobierno Argentino, mediante el Decreto N° 55/2016, declaró el estado de emergencia
administrativa del sistema estadístico nacional hasta el 31 de diciembre de 2016 y las nuevas autoridades del INDEC
anunciaron la suspensión de la metodología previamente utilizada y suspendieron la publicación de todos los índices hasta
tanto se alcancen las condiciones para calcular estos índices basados en datos adecuados y fiables, y está trabajando para
implementar ciertas reformas metodológicas y ajustar ciertas estadísticas macroeconómicas sobre la base de dichas
reformas.
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• Reformas en el mercado de divisas. El nuevo Gobierno ha puesto en práctica ciertos cambios en el mercado de divisas que
otorgan mayor flexibilidad y facilidad de acceso al mercado de cambios para las personas y las entidades del sector privado.
Las principales medidas adoptadas a partir de la fecha del presente Prospecto incluyen: (i) la eliminación de la
obligatoriedad de liquidar los fondos de nueva deuda financiera externa contraída con el sector financiero extranjero, los
gobiernos locales y el sector privado no financiero a través del Mercado Único Libre de Cambios (MULC), excepto que seguirá
siendo necesaria la prueba de la liquidación de fondos a través del MULC para el acceso posterior al MULC con el fin de
devolver el capital y el interés de dicha deuda; (ii) la reducción del período mínimo obligatorio en el que deben mantenerse
en la Argentina el producto de cualquier nuevo endeudamiento financiero y la renovación de la deuda existente incurrida por
los residentes, en poder de los acreedores extranjeros y transferidos a través del MULC, de 365 días calendario a 120 días
calendario a partir de la fecha de la transferencia del importe correspondiente; (iii) en el caso de pago anticipado parcial o
total del capital correspondiente a la nueva deuda financiera del exterior, el acceso al MULC es aceptado sujeto al período
mínimo obligatorio antes mencionado; (iv) el restablecimiento de los derechos de residentes argentinos para la compra de
moneda extranjera en una cantidad de hasta USD 2 millones por mes para adquirir bienes en el extranjero; (v) la reducción
de 30% a 0% de la obligatoriedad de mantener depósitos intransferibles y sin interés de los montos de las operaciones de
entrada de divisas extranjeras por un período de 365 días calendario; y (vi) la eliminación de la exigencia de un período
mínimo de participación (72 horas hábiles) para compras y subsecuentes ventas de valores. Ver “Controles de Cambio”.
• Reducción del déficit. La nueva administración ha anunciado su intención de reducir el déficit presupuestario primario de
aproximadamente el 5,8% del PIB en 2015, al 4,8% del PIB en 2016 y el 3,3% del PIB en 2017, en parte por la eliminación de
subsidios a los servicios públicos actualmente vigentes y por la disminución del gasto público.
• Reformas del comercio exterior. La nueva administración eliminó los derechos de exportación de trigo, maíz, carne y
productos regionales, y redujo el derecho de exportación de la soja en un 5%. Por otra parte, se eliminó el 5% de derechos de
exportación en la mayoría de las exportaciones industriales y derechos de exportación sobre las exportaciones mineras. Con
respecto a los pagos por importaciones y servicios a realizar en el extranjero, la nueva administración anunció la eliminación
gradual de las limitaciones a las transacciones correspondientes a transacciones a través del MULC. En lo que respecta a los
pagos por importaciones y servicios a realizar en el extranjero, la nueva administración anunció la eliminación gradual de las
limitaciones a las transacciones correspondientes a transacciones realizadas a través del MULC. Las limitaciones de este tipo
de transacciones serán eliminadas a partir de junio el año 2016.
A la fecha del presente Prospecto, no se puede predecir el impacto que estas medidas u otras medidas anunciadas tendrá en
la economía argentina y el momento de la aplicación de las mismas.
Las fluctuaciones en el valor del peso pueden afectar en forma adversa la economía argentina, y
consecuentemente, la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.
Desde enero de 2002, el valor del peso ha fluctuado en forma significativa. Si el peso se devaluara en forma significativa,
todos los efectos negativos sobre la economía argentina emergentes de dicha devaluación, también tendrían consecuencias
adversas para el negocio de la Compañía. Un aumento sustancial en el valor del peso frente al dólar estadounidense también
representa un riesgo para la economía argentina, ya que podría traer aparejado un deterioro del saldo de la cuenta corriente
y la balanza de pagos del país.
Después de varios años de variaciones moderadas en el tipo de cambio nominal, en 2013 y 1014 el peso perdió
aproximadamente más del 30% de su valor con respecto al dólar estadounidense. En 2015, el peso perdió aproximadamente
el 52% de su valor con respecto al dólar estadounidense, incluyendo una depreciación de aproximadamente un 34% registrada
luego del 17 de diciembre de 2015, en el marco del anuncio de la suspensión de gran parte de las restricciones al mercado de
cambios. Luego de la devaluación de diciembre de 2015, el Banco Central permitió la flotación del peso y limitó las
intervenciones necesarias para garantizar el funcionamiento ordenado del mercado de cambios. Al 31 de marzo de 2016, el
tipo de cambio fue de Ps. 14,70 por USD 1.
Una continua devaluación del peso podría afectar negativamente los resultados de las operaciones si el Gobierno Argentino
promulga medidas que no permiten a la Compañía trasladar esos costos a los clientes. Ver "Factores de Riesgo - Las
limitaciones sobre los precios internos en la Argentina podrían afectar en forma adversa los resultados de las operaciones de
la Compañía”. La Compañía no puede predecir el valor futuro del peso frente al dólar estadounidense y cómo las
fluctuaciones pueden afectar a la demanda de sus productos y servicios o los costos en los que se incurran en la realización
de sus operaciones o sus resultados.
A pesar de las medidas adoptadas recientemente por la nueva administración, cualquier regulación futura de control de
cambio puede impedir o limitar la posibilidad de compensar el riesgo derivado de la exposición de la Compañía al dólar
30
estadounidense y, en consecuencia, afectar en forma adversa en los resultados de las operaciones o en la situación financiera
de la Compañía.
La intervención del Estado Nacional en la economía argentina podría afectar en forma adversa los resultados
de las operaciones o la situación financiera de la Compañía.
Además de los factores políticos y económicos descriptos precedentemente, el negocio y las operaciones de la Compañía han
sido afectados y podrían continuar siendo afectados por las medidas adoptadas por el Gobierno Argentino a través de la
implementación de nuevas leyes y reglamentaciones o modificaciones de leyes y reglamentaciones, tales como:
nacionalizaciones, expropiaciones o ventas forzadas de activos; restricciones a la producción y a las importaciones y
exportaciones; restricciones cambiarias o a la transferencia de divisas; controles directos o indirectos de precios;
obligaciones de abastecer el mercado interno, incluso si implica la importación de productos con márgenes negativos;
aumentos de impuestos, cambios en la interpretación o aplicación de las leyes impositivas y otros reclamos o impugnaciones
fiscales retroactivos; cancelación de derechos contractuales; y demoras o rechazos de aprobaciones gubernamentales.
Desde 2007 a 2015, el Gobierno Argentino aumentó su intervención directa en la economía, en particular mediante la
aplicación de medidas de expropiación y nacionalización, el control de precios y el control de cambios.
En 2008, el Gobierno Argentino reemplazó el anterior sistema previsional mixto (de capitalización y reparto) por un sistema
previsional único de reparto. En consecuencia, todos los recursos administrados por los fondos de jubilaciones privados bajo
el sistema de capitalización (las AFJPs), incluyendo importantes participaciones de capital en una amplia gama de Compañías
que cotizan en bolsa, fueron transferidos al FGS a ser administrado por la ANSES. La disolución de las AFJPs y la
transferencia de sus activos financieros al FGS han tenido importantes repercusiones en el financiamiento de empresas del
sector privado, dado que las AFJPs eran inversores institucionales de gran relevancia para el desarrollo del mercado de
capitales argentino. A partir de que la ANSES adquirió participaciones accionarias en empresas privadas durante el proceso de
reemplazo del sistema jubilatorio, tiene derecho a designar representantes del Gobierno Argentino en los directorios de estas
entidades. Conforme al Decreto Nº 1.278/2012 emitido por el Gobierno Argentino el 25 de julio de 2012, estos
representantes deben reportar directamente al Ministerio de Hacienda y Finanzas Públicas y están sujetos a un régimen
obligatorio de información que, entre otras cosas, incluye la obligación de informar inmediatamente al Ministerio de
Hacienda y Finanzas Públicas el orden del día de cada reunión de Directorio y suministrar la documentación relacionada.
En abril de 2012, el PEN decretó la remoción de los directores y los altos funcionarios de YPF, la mayor empresa de petróleo
y gas del país, que estaba controlada por el grupo español Repsol, y envió al Congreso Nacional un proyecto de ley para
expropiar el 51% de las acciones de YPF de titularidad de Repsol. El Congreso Nacional aprobó en mayo de 2012 mediante la
sanción de la Ley Nº 26.741, que declaró de interés público nacional y como políticas fundamentales de la República
Argentina, la explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, y facultó al PEN a adoptar las
medidas conducentes a alcanzar el autoabastecimiento de Hidrocarburos. En febrero de 2014, el Gobierno Argentino y Repsol
anunciaron que habían llegado a un acuerdo sobre los términos de la compensación a pagar a Repsol por la expropiación de
las acciones de YPF. Dicha compensación ascendió a 5.000 millones de dólares estadounidenses con la entrega de los bonos
soberanos argentinos con diferentes vencimientos. El acuerdo, que fue ratificado por la Ley N° 26.932, puso fin a la demanda
interpuesta por Repsol ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (el CIADI). Ver “Factores
de Riesgo - En el pasado, el Estado Nacional y los Estados Provinciales han intervenido en la industria del petróleo y gas y es
probable que continúen haciéndolo”.
El negocio de la Compañía y las operaciones en la Argentina pueden también verse afectados en forma adversa por las
medidas adoptadas por el Gobierno Argentino para controlar la inflación. Por ejemplo, el aumento de los costos laborales y
de servicios puede afectar negativamente los resultados de las operaciones de la Compañía si el Gobierno promulga medidas
que no permitan a la Compañía trasladar estos mayores costos a los clientes. Ver “Factores de Riesgo - Las limitaciones
sobre los precios internos en la Argentina podrían afectar en forma adversa los resultados de las operaciones de la
Compañía”.
Además, el 26 de octubre de 2011, el PEN emitió el Decreto Nº 1.722/2011, en el que se establecía que la totalidad de las
divisas provenientes de operaciones de exportación realizadas por las empresas de minería, petróleo y gas debían ser
repatriadas y vendidas en el mercado de cambio interno, que es el régimen general aplicable a los ingresos generados por las
exportaciones argentinas. Antes de la entrada en vigencia de este decreto, las empresas podían retener en el exterior hasta
un 70% de las divisas provenientes de ciertas exportaciones. Ver “Controles de Cambio” y “Reseña y Perspectiva Operativa y
Financiera.”
31
Ciertos economistas privados reportaron ampliamente que las expropiaciones, los controles de precios, los controles de
cambio y otras intervenciones directas del Estado Nacional en la economía han tenido un efecto adverso sobre el nivel de
inversiones en la Argentina, el acceso de las empresas argentinas a los mercados internacionales de capital y las relaciones
comerciales y diplomáticas de la Argentina con otros países. La nueva administración ha adoptado recientemente nuevas
medidas que incluyen: la reducción o eliminación de ciertas restricciones para operar en el mercado de divisas; el aumento
de tasas de interés para los préstamos en pesos; la eliminación o reducción de los impuestos a las exportaciones de
determinados productos y el aumento de las tarifas eléctricas para reducir subsidios a la energía y el déficit fiscal. En
febrero de 2016, el Gobierno Argentino celebró acuerdos para, en principio, resolver el conflicto con los Holdout tenedores
de deuda en default y presentó una propuesta a otros tenedores de deuda en default. El 22 de abril, Argentina emitió nuevos
títulos de deuda en los mercados internacionales de capital por USD 16.500 millones y pagó USD 9.300 millones para
satisfacer los acuerdos con tenedores de deuda en default por un monto de aproximadamente USD 8.200 millones de capital.
Ver “Factores de Riesgo - La falta de financiamiento para empresas argentinas, ya sea debido a las condiciones de mercado,
a regulaciones gubernamentales o al litigio no resuelto con los Holdout tenedores de bonos, podría afectar negativamente la
situación financiera o los flujos de efectivo de la Compañía”. A pesar las medidas adoptadas por la nueva administración, el
nivel de intervención del Estado Nacional en la economía puede continuar o aumentar, y ello podría afectar en forma adversa
la economía argentina y, a la vez, el negocio, los resultados de las operaciones y la situación financiera de la Compañía.
La economía argentina podría verse afectada en forma adversa por acontecimientos económicos en otros
mercados y por efectos “contagio” más generalizados, y ello podría tener un efecto significativo adverso sobre
el crecimiento económico de la Argentina.
La economía argentina es vulnerable a shocks externos que podrían ser causados por acontecimientos adversos que afectan a
sus principales socios comerciales. Una caída significativa en el crecimiento económico de cualquiera de los principales
socios comerciales de la Argentina (Incluyendo Brasil, Unión Europea, China y Estados Unidos de América), tal como la actual
desaceleración de la economía brasileña y la depreciación sustancial de su moneda, podría tener un efecto significativo
adverso en la balanza comercial de la Argentina y afectar en forma adversa el crecimiento económico del país. La caída en la
demanda de exportaciones argentinas o en los precios internacionales de mercado de estos productos podría tener un efecto
significativo adverso sobre el crecimiento económico de la Argentina.
Una disminución en los precios internacionales de los principales productos básicos de exportación de la Argentina tendría un
impacto negativo en los niveles de ingresos de los gobiernos y la capacidad del gobierno para pagar su deuda soberana, y
podría generar presiones recesivas o inflacionarias, dependiendo de la reacción del gobierno. Cualquiera de estos resultados
podría afectar negativamente a la economía de la Argentina y, a su vez, el negocio, los resultados de las operaciones y la
situación financiera de la Compañía. Ver "Factores de Riesgo - Las caídas significativas o prolongadas y la volatilidad de los
precios del petróleo crudo, los productos derivados del petróleo y el gas natural pueden tener un efecto adverso sobre los
resultados de las operaciones y la situación financiera de la Compañía".
Adicionalmente, los mercados bursátiles y financieros de la Argentina fueron influenciados por las condiciones económicas y
de mercado de otros mercados en todo el mundo. A pesar de que las condiciones económicas varían de país en país, las
percepciones de los inversores sobre los hechos que suceden en otros países han afectado significativamente en el pasado, y
pueden continuar afectando significativamente los flujos de capital y las inversiones en títulos valores de emisores de otros
países, incluyendo la Argentina. La reacción de los inversores internacionales ante hechos que acontecen en un mercado
demuestra en algunos casos un efecto “contagio” por el cual una región entera o un tipo de inversión resulta desfavorecido
por los inversores internacionales. La Argentina podría verse afectada negativamente por acontecimientos económicos o
financieros en otros países, lo que a su vez podría tener un efecto adverso sobre los resultados de las operaciones y la
situación financiera de la Compañía.
La Compañía no puede garantizar que la economía, el sistema financiero y el mercado de valores de la Argentina no se verán
afectados en forma adversa por acontecimientos en las economías de los países desarrollados u otros países emergentes. Una
desaceleración de la actividad económica de la Argentina afectaría en forma adversa el negocio, la situación financiera y los
resultados de las operaciones de la Compañía.
La falta de financiamiento para empresas argentinas, ya sea debido a las condiciones de mercado, a
regulaciones gubernamentales o al litigio no resuelto con los Holdout tenedores de bonos, podría afectar
negativamente la situación financiera o los flujos de efectivo de la Compañía.
Las perspectivas de acceso de las empresas argentinas a los mercados financieros podrían verse limitadas en términos del
monto de financiamiento disponible y de las condiciones y el costo de tal financiamiento.
32
Las medidas de política económica adoptadas por el gobierno argentino pueden continuar impidiendo el fácil acceso de
empresas argentinas como la Compañía a los mercados internacionales de capitales o hacer que las condiciones de tales
operaciones sean menos favorables que las suministradas a empresas de otros países en la región y, por lo tanto, pueden
afectar negativamente la situación patrimonial o los flujos de fondos de la Sociedad.
En 2005 y 2010, la Argentina realizó ofertas de canje para reestructurar parte de su deuda soberana que se encontraba en
default desde fines de 2001. Como resultado de estas ofertas de canje, la Argentina reestructuró más del 92% de su deuda en
default elegible.
A partir de 2002, los acreedores holdout iniciaron numerosas demandas contra la Argentina en varias jurisdicciones, dentro
de las que se incluyen los Estados Unidos, Italia, Alemania y Japón. En estas demandas en general se afirmaba que la
Argentina no había cumplido puntualmente con los pagos de intereses y/o capital de sus bonos, y se solicitaba el dictado de
una sentencia por el valor nominal de tales bonos y/o los intereses devengados sobre ellos. Se han dictado sentencias en
numerosos procesos en los Estados Unidos y Alemania, sin embargo hasta la fecha, ningún acreedor reconocido como tal en
juicio ha logrado, salvo pocas excepciones, ejecutar tales sentencias.
En febrero de 2012, los actores en 13 acciones en Nueva York que involucran reclamos por US$ 428 millones de capital más
intereses obtuvieron una orden del tribunal federal de distrito que prohibía a la Argentina realizar el pago total de intereses
sobre los bonos emitidos conforme a las ofertas de canje de 2005 y 2010 (“Bonos Reestructurados”) a menos que la Argentina
pagara íntegramente a los actores, con fundamento en la teoría de que estos pagos violaban la cláusula pari passu del
Convenio de Agencia Fiscal de 1994 (el “CAF”) que regía aquellos bonos incumplidos. La orden del tribunal federal de distrito
quedó suspendida a la espera de las apelaciones. El Tribunal de Apelaciones del Segundo Circuito ratificó las llamadas
medidas cautelares pari passu, y el 16 de junio de 2014, la Corte Suprema de los Estados Unidos rechazó el pedido de
recurso extraordinario (writ of certiorari) presentado por la Argentina y, como consecuencia de dicho rechazo, el 18 de junio
se levantó la suspensión de las medidas cautelares pari passu. Además, en 2015, los actores que habían obtenido medidas
cautelares pari passu ampliaron sus demandas para incluir reclamos de que el servicio de intereses por parte de la Argentina
de los bonos BONAR 2024 recientemente emitidos y de toda la deuda externa en general violaría la cláusula pari passu. El
tribunal federal de distrito no se ha pronunciado aún sobre estas nuevas pretensiones y todavía continúa la etapa de
diligencias probatorias previas al juicio (discovery). El 30 de octubre de 2015, el tribunal federal de distrito dictó nuevas
medidas cautelares pari passu, sustancialmente idénticas a las que ya se encontraban vigentes, en otros 49 procesos en los
que se reclaman más de USD 2.100 millones conforme al CAF de 1994, más miles de millones en intereses anteriores y
posteriores a las sentencias. La Argentina apeló la decisión el 10 de noviembre de 2015.
En 2014, el Gobierno Argentino tomó una serie de medidas para continuar atendiendo el servicio de los bonos emitidos en las
ofertas de canje de 2005 y 2010, que resultaron tener un éxito limitado. Los acreedores holdout continuaron iniciando
demandas ampliando el alcance de las mismas para incluir el pago por parte del Gobierno Argentino de la deuda que no sea
los Bonos Reestructurados y el status del Banco Central como entidad separada.
La nueva administración entabló negociaciones con tenedores de deuda en default con el propósito de poner fin a quince
años de litigios. En febrero de 2016, el gobierno argentino celebró un acuerdo preliminar con ciertos tenedores de bonos en
default y presentó una propuesta para los demás tenedores de deuda en default, incluso aquellos con demandas en curso en
tribunales estadounidenses, sujeto a dos condiciones: la obtención de la aprobación por parte del Congreso argentino y el
levantamiento de las medidas cautelares pari passu. El 2 de marzo de 2016, el tribunal federal de distrito acordó el
levantamiento de las medidas cautelares pari passu, sujeto a dos condiciones: primero, la derogación de todos los obstáculos
legislativos para llegar a un acuerdo con los tenedores de bonos emitidos conforme al Convenio de Agencia Fiscal, y segundo,
el pago total a los tenedores alcanzados por las medidas cautelares pari passu con quienes el gobierno argentino había
celebrado un acuerdo preliminar el 29 de febrero de 2016 o con anterioridad a dicha fecha, conforme a los términos
específicos de dichos acuerdos. La orden del el tribunal federal de distrito fue apelada y el 13 de abril de 2016 fue
confirmada por el Tribunal de Apelaciones del Segundo Circuito. El 31 de marzo de 2016, el Congreso Argentino derogó los
obstáculos legislativos para llegar al acuerdo y aprobó la propuesta de acuerdo. El 22 de abril, Argentina emitió nuevos
títulos de deuda en los mercados internacionales de capital por USD 16.500 millones y pagó USD 9.300 millones para
satisfacer los acuerdos con tenedores de deuda en default por un monto de aproximadamente USD 8.200 millones de capital.
El tribunal federal de distrito dictó la orden de levantar todas las medidas cautelares pari passu después de la confirmación
de dichos pagos.
A la fecha del presente Prospecto, continúan en varias jurisdicciones los juicios iniciados por los bonistas que no aceptaron la
propuesta de acuerdo de Argentina, si bien ha disminuido considerablemente la cantidad de demandas involucradas. El
levantamiento de las medidas cautelares dictadas por los tribunales estadounidenses que impiden a los bonistas recibir los
pagos de intereses de los bonos emitidos conforme a las ofertas de canje de 2005 y 2010 y los acontecimientos posteriores
relacionados allanó el camino al Gobierno Argentino para obtener el acceso a los mercados internacionales de capitales.
33
La aplicación de ciertas leyes y reglamentos es incierta y podría afectar adversamente los resultados de las
operaciones o la situación financiera de la Compañía.
La Ley N° 26.854, que regula los procesos judiciales en los casos en los que el Gobierno Argentino sea parte o ha intervenido,
entró en vigencia el 30 de abril de 2013 como parte de un proyecto de ley de reforma judicial aprobado por el Congreso de la
Nación. Los principales cambios implementados por dicha ley son una limitación de tiempo sobre las medidas impuestas en
los procesos iniciados con el Gobierno Argentino y la creación de tres nuevas cámaras de Casación (cortes de apelación) antes
de la intervención de la Corte Suprema de Justicia. Adicionalmente, la Ley N° 26.855, que entró en vigencia el 27 de mayo
de 2013, modificó la estructura y las funciones del Consejo de la Magistratura (consejo judicial) de Argentina, el cual es
autorizado de nombrar a los jueces inferiores, de presentar cargos contra ellos y de suspenderlos o removerlos. Sin embargo,
ciertos aspectos de la legislación han sido cuestionados por la Suprema Corte como inconstitucionales y no podemos predecir
el impacto a largo plazo de la legislación recientemente aprobada y los futuros procesos administrativos o judiciales,
incluyendo posibles futuros reclamos realizados por la Compañía contra el Gobierno Argentino.
El 18 de septiembre de 2014, el Congreso de la Nación sancionó la Ley Nº 26.991, que modifica la Ley Nº 20.680 (la "Ley de
Abastecimiento"), que entró en vigencia el 28 de septiembre de 2014, con el fin de aumentar el control sobre el suministro
de bienes y prestación de servicios. Dicha iniciativa incluye la capacidad del gobierno argentino de regular los derechos del
consumidor en virtud del Artículo N°42 de la Constitución y permite la creación de un “Observatorio de Precios y
Disponibilidad de Insumos, Bienes y Servicios”. La Ley de Abastecimiento, en su versión modificada: (i) requiere la
producción continua de bienes para satisfacer las necesidades básicas; (ii) crea la obligación de publicar los precios de los
bienes producidos y servicios prestados; (iii) permite que se solicite e incaute información financiera; (iv) intensifica las
multas por personas jurídicas y fiscales. Las reformas y la creación del “Observatorio de Precios y Disponibilidad
de Insumos, Bienes y Servicios” podrían afectar adversamente las operaciones de la Compañía. Adicionalmente se aprobó una
iniciativa para regular las cuestiones de derechos de los consumidores denominada Conciliación Previa en las Relaciones de
Consumo (COPREC), donde los usuarios y consumidores pueden presentar reclamos en forma gratuita y deben ser resueltos
dentro de los 30 días.
La Ley de Abastecimiento se aplica a todos los procesos económicos vinculados a bienes, instalaciones y servicios que,
directa o indirectamente, satisfacen las necesidades básicas de la población ("Canasta Básica") y otorga amplias delegaciones
de poderes a su agencia de modo de hacer cumplir a los involucrados en dichos procesos. Adicionalmente faculta a la agencia
a ordenar la venta, producción, distribución o entrega de la Canasta Básica en todo el país en caso de una escasez de
suministro.
El 1 de octubre de 2014, el Congreso Nacional aprobó la reforma, actualización y unificación de los Códigos Nacional Civil y
Comercial, que resultó en el dictado de un único nuevo Código Civil y Comercial Nacional que entró en vigencia el 1 de
agosto de 2015.
No se pueden predecir las consecuencias de la reforma y su aplicación judicial posterior ni el impacto a largo plazo de la
legislación recientemente aprobada en el sistema legal de Argentina y futuros procedimientos administrativos y/o judiciales,
incluidos los posibles reclamos futuros realizados por la Compañía contra el Gobierno Argentino.
Factores Relativos al Negocio de la Compañía
Las caídas significativas o prolongadas y la volatilidad de los precios del petróleo crudo, los productos
derivados del petróleo y el gas natural pueden tener un efecto adverso sobre los resultados de las operaciones
y la situación financiera de la Compañía.
Una parte importante de los ingresos de la Compañía proviene de la venta de petróleo crudo, productos derivados del
petróleo y gas natural. Los factores que afectan los precios internacionales del petróleo crudo y sus derivados incluyen: los
acontecimientos políticos en las regiones productoras de petróleo crudo, especialmente Oriente Medio; la capacidad de la
Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y otros países productores de petróleo crudo de fijar y mantener los
niveles y los precios de la producción; la oferta y la demanda mundial y regional de petróleo crudo; la competencia de otras
fuentes de energía; las regulaciones gubernamentales nacionales y extranjeras; las condiciones climáticas y los conflictos o
los actos de terrorismo locales e internacionales. La Compañía no tiene control sobre estos factores. Los cambios en los
precios del petróleo crudo en general originan cambios en los precios de los productos derivados. Los precios internacionales
del petróleo han fluctuado ampliamente en los últimos años, declinando significativamente desde la segunda mitad de 2014.
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Las caídas significativas o prolongadas en los precios internacionales del petróleo crudo y los productos derivados del
petróleo podrían tener un efecto significativamente adverso sobre el negocio, los resultados de las operaciones y la situación
financiera de la Compañía, así como también sobre el valor de sus reservas probadas. Además, las reducciones significativas
en los precios del petróleo crudo y sus derivados podrían llevar a la Compañía a requerir incurrir en cargos por
desvalorización en el futuro o a reducir o alterar sus inversiones de capital, y ello podría afectar negativamente sus
pronósticos de producción a mediano plazo y sus estimaciones de reservas en el futuro.
Las concesiones de explotación y los permisos de exploración de petróleo y gas en la Argentina están sujetos a
ciertas condiciones y podrían ser revocados o no renovados.
La Ley N° 17.319 modificada por la Ley N° 27.007 (la "Ley de Hidrocarburos"), establece que las concesiones de explotación
de petróleo y gas convencionales tendrán una vigencia de 25 años, las concesiones no convencionales por 35 años y las
concesiones offshore por 30 años, a partir de la fecha de su adjudicación y dispone asimismo la extensión de los plazos de
concesión para un máximo de otros diez años, sujeta a los términos y condiciones aprobados por el otorgante en el momento
de la prórroga. La facultad para extender los plazos de los permisos actuales y nuevos, concesiones y contratos corresponde
al gobierno de la Provincia Argentina en la que está situada el área pertinente (y al Estado Nacional en el caso de las áreas
offshore ubicadas a partir de las 12 millas marinas). A fin de ser elegible para una prórroga, la Ley de Hidrocarburos
modificada establece que los concesionarios deben (i) haber cumplido con sus obligaciones en virtud de la Ley de
Hidrocarburos y los términos de la concesión, (ii) ser productores de hidrocarburos en la concesión pertinente, y (iii)
presentar una plan de inversión para el desarrollo de las áreas solicitadas por las autoridades competentes al menos un año
antes de la terminación del plazo de la concesión. Además, los concesionarios que soliciten extensiones en virtud de la Ley
Nº 27.007 deberán realizar el pago de regalías adicionales que van desde 3% hasta un máximo del 18%. Conforme a la Ley de
Hidrocarburos, el incumplimiento de las obligaciones y normas establecidas puede dar lugar a la imposición de multas y, en
el caso de incumplimientos graves, la revocación de la concesión o permiso.
La Compañía no puede dar garantías de que las concesiones sean extendidas en el futuro como resultado de la revisión por
parte de las autoridades pertinentes de los planes de inversión presentados a tales fines, o que no se le impondrán requisitos
adicional para poder obtener las prórrogas de tales concesiones o permisos. Ver “El Negocio - Exploración y Producción de
Petróleo y Gas - Las Participaciones en Exploración y Producción de Petróleo y Gas de la Sociedad.”
Las estimaciones de reservas de petróleo crudo y gas natural implican un cierto grado de incertidumbre que
podría afectar en forma adversa la capacidad de la Compañía de generar ingresos.
Las reservas de petróleo y gas probadas de la Compañía son estimadas a partir de datos geológicos y de ingeniería para
determinar con certeza razonable si el petróleo crudo o gas natural en los yacimientos conocidos es recuperable bajo
condiciones económicas y operativas existentes. La precisión de las estimaciones de reservas probadas depende de una serie
de factores, suposiciones y variables, algunas de las cuales están fuera del control de la Compañía. Factores susceptibles del
control de la Compañía incluyen la perforación, pruebas y producción después de la fecha de las estimaciones que pueden
requerir modificaciones sustanciales en las estimaciones de reservas; la calidad de los datos geológicos, técnicos y
económicos disponibles utilizados por la Compañía y la interpretación de los mismos; el rendimiento de la producción de las
reservas y las tasas de recuperación, los cuales dependen en gran parte sobre las tecnologías disponibles, así como la
capacidad de la Compañía para implementar dichas tecnologías y los conocimientos técnicos pertinentes; la selección de los
terceros con los que la Compañía participa en el negocio; y la precisión de las estimaciones iniciales de los hidrocarburos en
el lugar, las que pueden resultar incorrectas o requerir modificaciones sustanciales. Factores principalmente fuera del
control de la Compañía incluyen cambios en los precios del petróleo y el gas natural vigente, que podrían tener un efecto
sobre las cantidades de las reservas probadas de la Compañía (ya que las estimaciones de las reservas se calculan sobre la
base de condiciones económicas existentes al momento de realizar estos cálculos); los cambios en las normas impositivas
vigentes, otras regulaciones gubernamentales y actualizaciones de las condiciones contractuales después de que las
estimaciones fueran realizadas (lo que podría hacer que las reservas ya no fueran económicamente viables para explotar); y
ciertas acciones de terceros, incluyendo los operadores de los campos en los que la Compañía tiene un interés. Ver “El
Negocio - Exploración de petróleo y gas y la producción en las reservas."
Como resultado de lo anterior, las estimaciones de las reservas están sujetas a revisión. Cualquier revisión a la baja en las
cantidades estimadas de la Compañía de reservas probadas podría afectar adversamente los resultados financieros por los
que conduce a un aumento de los cargos por depreciación, agotamiento y amortización y/o cargos por deterioro, lo que
reduciría los ingresos y el patrimonio.
Las actividades de petróleo y gas están sujetas a riesgos económicos, ambientales y operacionales
significativos.
35
Las actividades de exploración y producción de petróleo y gas están sujetas a particulares riesgos operativos económicos y
específicos de la industria, algunos de los cuales están fuera del control de la Compañía, como los riesgos de producción y
equipos de transporte, así como los peligros naturales y otras incertidumbres, incluyendo las relativas a la características
físicas de los campos de petróleo o de gas natural en tierra y mar. Las operaciones de la Compañía pueden ser reducidas,
demoradas o canceladas debido a las malas condiciones meteorológicas, las dificultades mecánicas, escasez o demoras en la
entrega de los equipos, el cumplimiento de los requisitos gubernamentales, incendios, explosiones, estallidos, fallas en las
tuberías, formaciones anormalmente presurizadas, y los peligros ambientales, tales como los derrames de petróleo, fugas de
gas, roturas o descargas de gases tóxicos. Si estos riesgos se materializan, la Compañía puede sufrir pérdidas operativas
sustanciales o interrupciones en sus operaciones. La perforación podría no ser rentable, no sólo con respecto a los pozos
secos, sino también con respecto a los pozos que son productivos, pero no producen ingresos netos suficientes para generar
un beneficio después de la perforación, operación y otros costos que son tenidos en cuenta.
La Compañía podría verse imposibilitada de reponer sus reservas de petróleo y gas y esto podría tener un
efecto adverso sobre los resultados futuros de las operaciones y la situación financiera de la Compañía.
En los últimos años, la Compañía ha experimentado una disminución en las reservas y en la producción (Ver “El Negocio—
Reservas”). La posibilidad de reponer las reservas de petróleo crudo y gas natural de la Compañía en el futuro depende de la
capacidad de acceder a nuevas reservas, tanto por exploración exitosa como por adquisiciones de reservas. La Compañía
considera que la exploración, que implica riesgos e incertidumbres inherentes, es el principal vehículo para el crecimiento
futuro y la reposición de reservas.
Sin actividades de exploración exitosas o adquisiciones de reservas, las reservas probadas de la Compañía disminuirán ya que
la producción de petróleo y gas se vería forzada a depender de la cartera actual de activos de la Compañía.
La Compañía no puede garantizar que las actividades de exploración, desarrollo y adquisición permitirán compensar la caída
de las reservas. Si la Compañía no logra encontrar, desarrollar o adquirir suficientes reservas adicionales, es posible que las
reservas, y por consiguiente la producción, continúen disminuyendo y, en consecuencia, esto podría afectar en forma adversa
los resultados futuros de las operaciones y la situación financiera de la Compañía.
En el pasado, el Estado Nacional y los Estados Provinciales han intervenido en la industria del petróleo y gas y
es probable que continúen haciéndolo.
Históricamente, el Estado Nacional ha ejercido una influencia significativa sobre la economía, incluyendo el sector
energético, y empresas como la Compañía que operan en el mencionado sector lo han hecho en un contexto altamente
regulado que apunta principalmente a garantizar el abastecimiento de la demanda interna.
Para hacer frente a la crisis argentina de 2001 y 2002, el Congreso Nacional sancionó la Ley de Emergencia Pública y otras
reglamentaciones de emergencia, algunas de las cuales continúan vigentes a la fecha. Algunas de estas reglamentaciones
introdujeron una cantidad de cambios significativos en el marco regulatorio aplicable a la industria de petróleo y gas en la
Argentina.
A la fecha de este Prospecto sigue vigente la Ley de Emergencia Pública. Además, el Gobierno Nacional continúa
introduciendo cambios significativos en el régimen regulatorio aplicable a la industria de petróleo y gas, tales como la
suspensión de los programas de Petróleo Plus y Refinación Plus y la obligación de repatriar y vender en el mercado local el
100% de las divisas obtenidas por exportaciones de petróleo y gas.
El 17 de abril de 2012, el PEN envió al Congreso Nacional un proyecto de ley para expropiar el 51% de las acciones de YPF de
propiedad de Repsol YPF S.A. (España). Con vigencia a partir del 7 de mayo de 2012, el Congreso Nacional sancionó la Ley Nº
26.741 que dispuso la expropiación del 51% de las Acciones Clase D de YPF del total de las acciones pertenecientes a Repsol
YPF S.A. (España) y del 51% de Repsol YPF GAS S.A., representado por el 60% de las acciones Clase A de dicha Compañía,
pertenecientes en ese momento a Repsol Butano S.A. (España).
La ley N° 26.741 también declara de “interés público nacional” las actividades hidrocarburíferas (lo cual incluye la
exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos) en el Territorio Nacional. El 27
de julio de 2012, el Decreto N° 1.277/2012, luego modificado por el Decreto N° 272/2015, reguló diversos aspectos de la Ley
Nº 26.741, específicamente (a) derogó los artículos de los decretos Nº 1.055/89, 1.212/89 y 1.589/89 (los "Decretos de
Desregulación") que establecían el derecho a comercializar libremente los productos de hidrocarburos en el mercado interno
y externo y la exención de retenciones a las exportaciones; (b) creó la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica
36
Del Plan de Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional
de Hidrocarburos Inversiones, o "La Comisión"), a cargo de la elaboración y ejecución de un "Plan Nacional de Inversiones
Hidrocarburíferas"; (c) estableció la obligación para las empresas de hidrocarburos que presenten información técnica, de
producción y económica a la Comisión, así como sus planes de inversión; y (d) amplió las facultades de la Comisión con el
objetivo del seguimiento de los planes de inversión y asegurar precios comerciales razonables en el mercado interno. Ver
"Marco Regulatorio". Del mismo modo, en 2012 los gobernadores de diez provincias argentinas productoras de hidrocarburos
firmaron el Acuerdo Federal de Hidrocarburos (Acuerdo Federal de Hidrocarburos), que incluye entre sus principales
objetivos el establecimiento del autoabastecimiento en los suministros de petróleo y gas como una política de estado.
En diciembre de 2015, la nueva administración dispuso la disolución de la Comisión. Las competencias asignadas a la
Comisión fueron asumidas por el Ministerio de Energía y Minería. Mediante el Decreto N° 272/2015, el Ministerio de Energía y
Minería tiene la función de realizar una revisión exhaustiva de las normas relativas a los requisitos de registro y revelación
aplicables a las empresas que operan en el sector del petróleo y el gas. Sin embargo, hasta tanto se determinen los cambios
en las leyes o regulaciones, la Compañía no puede estimar cómo dichos cambios pueden afectar su negocio y los resultados
de sus operaciones. Los cambios realizados en relación con el Ministerio de Energía y Minería, o cualquier otro cambio en el
marco regulatorio, pueden tener un efecto adverso en los negocios, ingresos y operaciones de las empresas que operan en el
sector de petróleo y gas en la Argentina, incluyendo a la Compañía.
La Compañía no puede garantizar que estas u otras medidas que pudieran ser adoptadas por el Gobierno Nacional o los
Gobiernos Provinciales con respecto a la industria de petróleo y gas no tendrán un efecto significativo adverso sobre el
negocio, la situación financiera o los resultados de las operaciones de la Compañía.
Las restricciones a las exportaciones de hidrocarburos y los productos derivados del petróleo han afectado y
podrían continuar afectando los resultados de las operaciones de la Compañía.
En los últimos años, el Gobierno Nacional ha adoptado una serie de medidas que limitan las exportaciones de hidrocarburos y
productos derivados del petróleo, lo que ha impedido a la Compañía beneficiarse de los precios más altos de estos
commodities en los mercados internacionales y ha afectado la competitividad y los resultados de las operaciones de la
Compañía.
En abril de 2004, a fin de facilitar la recomposición de los precios del gas natural, la ex-Secretaría de Energía (ex-SE) celebró
un acuerdo con los productores de gas natural en virtud del cual éstos debían vender un volumen determinado de gas en el
mercado regulado interno. En 2006, la ex-Secretaría de Energía solicitó a los productores redireccionar el gas natural
destinado a exportación con el fin de abastecer las centrales termoeléctricas y las distribuidoras de gas. En enero de 2007, la
ex-SE 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 la ex-SE, actual Ministerio de Energía y Minería. Estas medidas
impidieron a la Compañía beneficiarse de márgenes más altos en los mercados internacionales. En 2007, luego del
vencimiento del mencionado acuerdo, el Gobierno Nacional y los productores firmaron un nuevo acuerdo con vigencia hasta
2011 destinado a garantizar el abastecimiento de gas al mercado interno. El 5 de enero de 2012, la ex-SE decidió extender
las normas provisorias de asignaciones y otros criterios establecidos en la Resolución Nº 599/2007 para establecer
obligaciones de abastecimiento oportuno de gas natural conforme a lo dispuesto en el acuerdo con los productores de gas
natural vigente desde 2007 hasta 2011, hasta que la nueva legislación sea aprobada. Conforme a la Resolución N° 1.679/04
de la ex-SE, desde diciembre de 2004 los productores deben obtener la aprobación previa del Gobierno Argentino para
exportar petróleo crudo o gasoil. Para obtener dicha aprobación, los exportadores deben justificar que han cumplido con los
requisitos de abastecimiento al mercado interno o que han otorgado al mercado interno la oportunidad de adquirir petróleo o
gasoil en términos similares a los precios corrientes del mercado interno, y en el caso del gasoil, también deberán justificar,
si resulta aplicable, que los términos comerciales ofrecidos al mercado interno son al menos equivalentes a aquellos
ofrecidos a su propia red de estaciones de servicio. Además, en diciembre de 2006, conforme a la Resolución Nº 1.338/06, la
ex-SE extendió estas regulaciones a la exportación de naftas, fuel oil y sus mezclas, gasoil, aerokerosene o jet-fuel,
lubricantes, asfaltos, coque y derivados para uso en la industria petroquímica. En enero de 2008, el Gobierno Nacional
prohibió temporalmente las exportaciones de nafta y gasoil hasta que el mercado local se encuentre plenamente abastecido,
a los precios vigentes al 31 de octubre de 2007.
Estas restricciones pueden afectar significativamente en forma adversa la rentabilidad de las operaciones de la Compañía e
impedir capturar la ventaja de los precios de exportación, y afectar negativamente el volumen total de productos refinados
vendidos en el mercado interno, debido a su necesidad de regular los volúmenes de petróleo crudo procesado de acuerdo con
la capacidad de almacenamiento de la Compañía.
37
La Compañía no puede asegurar que la nueva administración no aumentará las restricciones a las exportaciones de
hidrocarburos y sus productos derivados, afectando adversamente los resultados de las operaciones y la situación financiera
de la Compañía.
Las retenciones a las exportaciones y las regulaciones a las importaciones de los productos de la Compañía han
afectado y podrían seguir afectando en forma negativa la rentabilidad de las operaciones de la Compañía.
El 1° de marzo de 2002, el Gobierno Nacional estableció una retención a las exportaciones de hidrocarburos inicialmente por
un plazo de cinco años. La retención a la exportación se amplió en 2006 por la Ley Nº 26.217 y en 2011 por la Ley Nº 26.732
se prorrogó por cinco años más. Este marco impidió a las empresas de la industria beneficiarse de significativos aumentos en
los precios internacionales de petróleo, productos derivados del petróleo y gas natural, dificultó la compensación de los
aumentos sostenidos de costos relacionados con la industria energética, y afectó significativamente la competitividad y los
resultados de las operaciones de la Compañía. Con vigencia a partir de noviembre de 2007, el entonces Ministerio de
Economía estableció un método más oneroso para el cálculo de las retenciones a las exportaciones de petróleo crudo y
ciertos productos derivados del petróleo. El 3 de enero de 2013, se redujeron las retenciones a las exportaciones de petróleo
crudo, lo que permitió una reducción de la brecha entre los precios netos locales y de exportación. En octubre de 2014, se
modificaron las retenciones a las exportaciones de hidrocarburos, que relaciona la tasa (que va del 10% al 13%) a una lista de
precios específica. Además, la Resolución Nº 1077/2014 del entonces Ministerio de Economía y Finanzas Públicas entró en
vigencia el 1 de enero de 2015 estableció que durante el tiempo que el precio internacional del crudo sea inferior a USD 71
por barril, el tasa de retención aplicable será 1% y las tasas de impuestos incrementales se aplicarán durante el tiempo que
el precio internacional del crudo sea igual o superior a USD 71 por barril.
Adicionalmente, en 2012, el Gobierno Argentino adoptó un procedimiento de importación conforme al cual las autoridades
locales deben pre-aprobar cualquier importación de productos y servicios a Argentina como una condición previa para
permitir a los importadores el acceso al mercado de cambios para el pago de dichos productos importados y servicios.
Durante el año 2012, la Unión Europea, los Estados Unidos de América y Japón han presentado reclamos con la Organización
Mundial de Comercio (OMC) contra ciertos requisitos relacionados con las importaciones realizadas por Argentina.
Recientemente, la OMC concluyó que estas medidas no son compatibles con las obligaciones de la Argentina en la OMC y
solicitó la eliminación. El 22 de diciembre de 2015, la Agencia Federal de Ingresos Públicos (“AFIP”) reemplazó al
procedimiento de licencias de importación vigente desde 2002, denominado Declaración Jurada Anticipada de Importación
(“DJAI”), por el Sistema Integral de Monitoreo de Importaciones (“SIMI”), destinado a facilitar las importaciones. Entre otros
cambios, actualmente las autoridades locales deben responder a cualquier solicitud de aprobación dentro de los diez días de
presentada la misma.
Ver “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera—Factores que afectan los resultados de las operaciones—Regulaciones de la
Industria Energética en Argentina—Retenciones a las Exportaciones”.
La Compañía no puede asegurar que el Gobierno Nacional modificará o mantendrá las actuales alícuotas de exportación o las
regulaciones a las importaciones. No se puede predecir el impacto que cualquier cambio podría tener en los resultados de las
operaciones y en la situación financiera de la Compañía.
Las limitaciones sobre los precios internos en la Argentina podrían afectar en forma adversa los resultados de
las operaciones de la Compañía.
En los últimos años, debido a factores de política económica, regulatorios y de gobierno, los precios internos del petróleo
crudo, la nafta, el gasoil y otros combustibles han diferido sustancialmente respecto de los precios regionales e
internacionales de tales productos, y la capacidad de la Compañía para incrementar o mantener los precios relacionados a
precios internacionales y aumentos de los costos internos ha sido limitada. Los precios internacionales del petróleo crudo y
de los productos derivados del petróleo han disminuido significativamente desde la segunda mitad de 2014. En diciembre de
2015, el precio del crudo Brent descendió por debajo de USD 38 por barril, lo que significa una disminución de
aproximadamente el 28% del precio promedio del año 2015 de USD 52,30 por barril.
Los precios locales de petróleo registraron una disminución de USD 7 por barril en el primer trimestre de 2015 en
comparación con el precio vigente al 31 de diciembre de 2014 y una caída adicional del 10% en 2016, en comparación con el
precio vigente a 31 de diciembre de 2015, lo que resulta en un precio de USD 67,50 y USD 54,90 por barril de crudo Medanito
y Escalante, respectivamente. A la fecha de emisión del presente Prospecto, los precios del petróleo crudo y productos
refinados locales en general superan los precios internacionales.
38
Adicionalmente, los precios a los que se venden gas natural en Argentina están sujetos a reglamentaciones gubernamentales,
incluyendo los aumentos de los precios del gas natural correspondientes a los esquemas de compensación establecidos por el
Programa de Estímulo a la inyección de Gas Natural para las empresas que, como es el caso de la Compañía, hayan suscripto
al mismo. Ver “Marco Regulatorio - Ajuste del Precio del Gas Natural en Boca de Pozo”.
Por otra parte, el Gobierno Argentino establece los valores remunerativos de las empresas generadoras (que afectan el Ciclo
Combinado Genelba y el Complejo Hidroeléctrico Pichi Picún Leufú) en el mercado spot en pesos. Ver “Marco Regulatorio-
Electricidad”.
Para mayor información sobre los precios internos de los productos, Ver “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera—
Factores que afectan los resultados de las operaciones” y “Marco Regulatorio de Determinados Negocios y Operaciones”.
La Compañía no puede asegurar que podrá aumentar los precios internos de sus productos ni que las limitaciones a su
capacidad de hacerlo afectarán en forma adversa los resultados de sus operaciones y su situación financiera. Tampoco puede
asegurar que los precios de los hidrocarburos en la Argentina seguirán los aumentos y disminuciones de los precios de los
hidrocarburos en el mercado internacional o los mercados regionales. Las discrepancias entre los precios nacionales e
internacionales pueden afectar negativamente los resultados de las operaciones y la condición financiera de la Compañía.
Los precios del petróleo y el gas pueden afectar el nivel de inversiones de capital de la Compañía.
Los precios que la Compañía puede obtener por sus productos hidrocarburíferos afectan la viabilidad de las inversiones en
nuevas actividades de exploración, desarrollo y refinación, y en consecuencia, la oportunidad y el monto de las inversiones
de capital proyectadas a tal fin. La Compañía presupuesta las inversiones de capital tomando en cuenta, entre otras cosas,
los precios de mercado de sus productos hidrocarburíferos. En el caso de una disminución en los precios internos actuales, es
probable que esto afecte la capacidad de mejorar las tasas de recuperación de hidrocarburos de la Compañía, identificar
nuevas reservas e implementar algunos de los planes de inversiones de capital, lo que a su vez tendría un efecto adverso
sobre los resultados de las operaciones de la Compañía.
El Gobierno Nacional y la empresa de servicios públicos asociada a la Compañía se encuentran en proceso de
renegociar el contrato de servicios públicos, y la recuperabilidad de las inversiones en esta empresa asociada
depende de la exitosa culminación de dichas negociaciones.
La situación macroeconómica del país luego de la sanción de la Ley de Emergencia Pública en 2002 afectó la ecuación
económico-financiera de las empresas de servicios públicos en la Argentina. El efecto combinado de: (i) la devaluación del
peso en 2002; (ii) la decisión del Gobierno Nacional de congelar las tarifas en pesos sin reflejar el efecto de la devaluación y
(iii) las deudas financieras principalmente denominadas en moneda extranjera, ha afectado negativamente la situación
financiera de las empresas asociadas y los resultados de las operaciones de las empresas de servicios públicos y su capacidad
de cumplir las obligaciones financieras y pagar dividendos. Pese a que algunas de estas empresas de servicios públicos han
logrado concretar exitosamente la reestructuración de su endeudamiento, la recuperación de la estabilidad financiera y la
rentabilidad en el largo plazo dependerán de que la negociación de los aumentos de tarifas con el Estado Nacional resulte
exitosa. TGS se encuentra en proceso de negociación con la Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios
Públicos (“UNIREN”) y llegó a renegociaciones de contratos parciales y la adaptación transitoria de los precios y tarifas
necesarias para garantizar la continuidad de la prestación normal de los servicios. El 16 de febrero de 2016, la nueva
administración, mediante el Decreto N° 367/2016, estableció la disolución de la UNIREN y transfirió la responsabilidad de
renegociar los contratos de servicios públicos a los ministerios con competencia en las actividades relevantes (en el caso de
TGS, el Ministerio de Energía y Minería) en forma conjunta con el Ministerio de Hacienda y Finanzas Públicas. De acuerdo con
la Resolución N° 31/2016 del Ministerio de Energía y Minería, TGS y el ENARGAS debe llegar a un acuerdo para concluir el
proceso de renegociación en los próximos doce meses siguientes a la emisión de la Resolución N° 3.724 /2016, del 31 de
marzo de 2016. A la fecha del presente Prospecto, esta negociación no dio como resultado un aumento de tarifa suficiente
para que el segmento de la empresa de servicios públicos asociada a la Compañía recupere la estabilidad financiera y la
rentabilidad. Ver “Marco Regulatorio de Determinados Negocios y Operaciones—Gas y Energía—Transporte de Gas—TGS—
Proceso de Renegociación de TGS”.
Acontecimientos que afectan al accionista controlante de la Compañía podrían tener un efecto adverso en las
operaciones de la Compañía.
A partir de 2014, y durante 2015, la Procuraduría Federal de Brasil llevó a cabo investigaciones sobre irregularidades que
involucraban a contratistas y proveedores de Petróleo Brasileiro. Estas investigaciones revelaron un amplio esquema de pagos
en el cual estaba comprometido un gran número de participantes, incluyendo ex empleados de Petróleo Brasileiro. En base a
39
la información de la que dispone Petróleo Brasileiro, en el esquema de pagos estaba involucrado un grupo de empresas que,
entre 2004 y abril de 2012, se confabuló para obtener contratos con Petróleo Brasileiro, sobrefacturó a Petróleo Brasileiro
obras por dichos contratos y utilizó los sobrepagos recibidos en virtud de dichos contratos para financiar pagos indebidos a
partidos políticos, funcionarios electos u otros funcionarios públicos, personal de contratistas, ex empleados de Petróleo
Brasileiro y otras personas involucradas en el esquema de pagos. Además del esquema de pagos, en las investigaciones se
identificaron varios casos específicos de otros contratistas y proveedores que supuestamente sobrefacturaron a Petróleo
Brasileiro y utilizaron los sobrepagos recibidos por sus contratos con Petróleo Brasileiro para financiar pagos indebidos, no
relacionados con el esquema de pagos, a determinados ex empleados de Petróleo Brasileiro.
Si bien las autoridades brasileñas han descripto públicamente a Petróleo Brasileiro como una víctima de la supuesta conducta
ilegal identificada durante las investigaciones mencionadas precedentemente, la Compañía no puede predecir los efectos
generales de la investigación en curso, los cuales podrían tener un efecto negativo sobre la situación patrimonial o en los
resultados de las operaciones de la Compañía.
Investigaciones internas de la Compañía en curso con potencial impacto en el negocio y los resultados de las
operaciones de la Compañía.
A raíz de ciertas manifestaciones de un ex-funcionario jerárquico de Petróleo Brasileiro realizadas en los procesos judiciales
que tienen lugar en Brasil, el Directorio de la Sociedad, ha iniciado un proceso de investigación independiente a través de
estudios de abogados especializados. Asimismo, ha creado un Comité interno de Seguimiento para supervisar la investigación.
Sobre la base de las investigaciones realizadas hasta la fecha y que todavía están en curso, no existen indicios que deriven en
ajustes y/o revelaciones adicionales a los estados financieros. La Sociedad no puede predecir los efectos de la investigación
en curso, la cual podría tener un efecto en el negocio y/o en los resultados de las operaciones de la Sociedad.
Las actividades de la Compañía podrían verse afectadas en forma adversa por hechos acaecidos en otros países
en los que lleva a cabo sus actividades, particularmente en Venezuela.
Las operaciones de la Compañía están concentradas en América Latina, una región que ha experimentado una significativa
volatilidad económica, social, política y regulatoria. En períodos recientes, muchos gobiernos de América Latina han tomado
medidas a fin de ejercer un mayor control o aumentar su participación en los ingresos provenientes del sector energético,
incentivados por los crecientes precios del petróleo y gas y por políticas nacionalistas. Ver “Marco Regulatorio” “Marco
Regulatorio de Venezuela” y “Marco Regulatorio de Bolivia”.
Estos riesgos se evidencian en los cambios en las condiciones comerciales que hemos experimentado en Venezuela, Bolivia y
Ecuador. Ver “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera—Factores que Afectan los Resultados de las Operaciones” y “El
Negocio— Exploración y Producción de Petróleo y Gas—Producción—Producción en el exterior”.
Con relación a nuestras inversiones en las Empresas Mixtas en Venezuela, las políticas monetarias y fiscales implementadas
por el Estado Venezolano, junto a la caída significativa de los precios internacionales del petróleo desde 2014, han
erosionado la capacidad de las empresas mixtas para operar de manera eficiente los campos de producción, creando mayor
incertidumbre en relación al riesgo de las inversiones de la Compañía en Venezuela.
El nivel de intervención gubernamental en los países de América Latina, entre ellos los cambios en las condiciones de los
acuerdos de servicios operativos en Venezuela y el aumento de las tasas impositivas, ha afectado adversamente el negocio y
el resultado de las operaciones de la Compañía. La Compañía no puede asegurar que el nivel de intervención gubernamental
en los países en los que lleva a cabo sus actividades no continuará o aumentará, afectando adversamente el negocio, los
resultados de las operaciones y la situación financiera de la Compañía.
La Compañía podría ser objeto de acciones colectivas organizadas.
Muchas de las operaciones de la Compañía son altamente intensivas en mano de obra y requieren una gran cantidad de
trabajadores. Los sectores en los que opera la Compañía están altamente sindicalizados. La Compañía ha sufrido
interrupciones de actividades organizadas y paros en el pasado, debido frecuentemente a huelgas de los trabajadores de los
contratistas que emplea. La Compañía no puede asegurar que no sufrirá interrupciones de actividades o paros en el futuro, y
tales medidas pueden afectar en forma adversa sus negocios e ingresos.
Durante 2010 y, en menor medida, en 2011 y 2012, la producción de gas en la Cuenca Austral se vio afectada por huelgas de
trabajadores. Entre marzo y junio de 2013, la Compañía ha experimentado conflictos sindicales en la planta de Zárate.
40
Durante 2014, los conflictos sindicales no afectaron significativamente las operaciones de la Compañía y eran en su mayoría
relacionados con las acciones generales de la industria.
Las operaciones de la Compañía podrían provocar daños ambientales y cualquier cambio en las leyes
ambientales podría aumentar sus costos operativos.
Algunas de las operaciones de la Compañía están sujetas a riesgos ambientales que podrían surgir en forma inesperada y
originar efectos adversos significativos en los resultados de sus operaciones y su situación financiera. Además, el
acaecimiento de cualquiera de estos riesgos podría derivar en lesiones personales, pérdida de vidas, daños ambientales,
gastos de limpieza y reparación, daños en equipos y responsabilidad en procesos civiles y administrativos. La Compañía no
puede asegurar que no incurrirá en costos adicionales en relación con cuestiones ambientales en el futuro, lo cual podría
afectar negativamente los resultados de sus operaciones y su situación financiera. Además, no puede asegurar que la
cobertura de seguro con la que cuenta sea suficiente para cubrir las pérdidas que potencialmente podrían surgir de estos
riesgos ambientales.
La Compañía no cuenta con cobertura de seguro contra interrupciones de actividades, lo que incluye las derivadas de
acciones de trabajadores. Las huelgas, los piquetes y otros tipos de conflictos con empleados agremiados podrían afectar en
forma adversa los resultados de las operaciones y la situación financiera de la Compañía.
Asimismo, la Compañía está sujeta a una amplia legislación ambiental, tanto en la Argentina como en los otros países en los
que opera. Las autoridades locales, provinciales y nacionales de la Argentina y de otros países en los que opera la Compañía
podrían implementar nuevas leyes y reglamentaciones ambientales y ello puede requerir que la Compañía incurra en mayores
costos para dar cumplimiento a dichas normas. Por ejemplo, se han presentado o propuesto varias iniciativas en regiones
fuera de la Argentina para regular los procesos de fracturación hidráulica (que consiste en la inyección de agua, arena y un
pequeño porcentaje de químicos en el pozo para fracturar las rocas que contienen hidrocarburos miles de pies debajo de la
superficie a fin de facilitar el mayor flujo de hidrocarburos en el pozo), y las actividades de perforación para descubrir
reservas de petróleo y gas no convencionales. La imposición de requisitos regulatorios y de permisos más estrictos en relación
con estas prácticas en la Argentina podría aumentar significativamente los costos de la actividad de la Compañía.
La Compañía no puede predecir los efectos generales de la implementación de nuevas leyes y reglamentaciones ambientales
sobre su situación financiera y los resultados de sus operaciones.
La industria de petróleo y gas se ha vuelto cada vez más dependiente de las tecnologías digitales para llevar a
cabo sus actividades, incluyendo las de exploración, desarrollo y producción.
Las tecnologías, sistemas, redes de la Compañía y de sus socios de negocios pueden llegar a ser objeto de ataques
cibernéticos o fallos a la seguridad de los sistemas de información, lo que podría resultar en la divulgación no autorizada,
mal uso o pérdida de información confidencial, u otra alteración en las operaciones comerciales. Adicionalmente, ciertos
incidentes cibernéticos, como la amenaza persistente avanzada, podrían no ser detectados por un período prolongado de
tiempo. La Compañía depende de la tecnología digital, incluyendo los sistemas de información para procesar los datos
financieros y operativos, analizar información sísmica y de perforación y estimaciones de reservas. A pesar de que la
Compañía no ha experimentado ninguna pérdida significativa relacionada con los ataques cibernéticos, no existen garantías
que no ocurran ataques cibernéticos en el futuro que podrían afectar adversamente las operaciones o la situación financiera
de la Compañía. En la medida que las amenazas informáticas continúan evolucionando, es posible que la Compañía necesite
incurrir en gastos adicionales para mejorar las medidas de protección o para remediar cualquier vulnerabilidad de seguridad
de la información.
En caso se produzca un cambio de control de la Compañía, ésta puede no tener la capacidad de reunir los
fondos necesarios para financiar la oferta de recompra como es requerido por las Obligaciones Negociables
Serie S o para reemplazar garantías o avalar con un depósito en efectivo las mismas.
A la fecha de emisión del presente Prospecto, la Compañía mantiene una deuda financiera por USD 300 millones
representada por Obligaciones Negociables Serie S. Bajo el contrato suplementario de las Obligaciones Negociables Serie S,
en caso se produzca un cambio de control de la Compañía, ésta debe ofrecer la recompra de cualquiera y todas las
obligaciones negociables vigentes a un precio de compra igual al 101% del monto total de capital de dichos instrumentos, más
cualquier interés devengado y no pagado más cualquier otro monto adicional, si existiera, desde la fecha de compra. Ante un
cambio de control, la Compañía (o un tercero de conformidad con los términos del contrato de emisión suplementario de las
Obligaciones Negociables Serie S) puede no contar con fondos disponibles para realizar las recompras de las Obligaciones
Negociables Serie S requeridas.
41
En caso la Compañía no sea capaz de recomprar (o hacer que se recompre) tales obligaciones negociables en circunstancias
que puedan constituir un evento de incumplimiento bajo el contrato suplementario, lo que a su vez provocaría disposiciones
de incumplimiento cruzado en otro de los instrumentos de deuda pendiente, podrían verse afectados adversamente los
resultados de las operaciones de la Compañía.
Adicionalmente existen otros instrumentos vigentes correspondientes a garantías emitidas por instituciones bancarias a
solicitud de la Compañía y a favor de terceros, las cuales podrían generar una obligación para la Compañía de reemplazar o
de avalar las mismas con un depósito en efectivo en caso de producirse un cambio de control, lo que podría afectar el
negocio de la Compañía. Adicionalmente, si la Compañía no es capaz de reemplazar o de avalar con un depósito en
efectivo dichas garantías en circunstancias que puedan constituir un evento de incumplimiento, provocaría disposiciones de
incumplimiento cruzado en otro de los instrumentos de deuda pendiente y podría verse afectado el negocio de la Compañía.
Ver “La Compañía – Historia de la Compañía - Negociaciones para la venta de la participación accionaria del accionista
controlante”.
Factores Relativos a la oferta de Obligaciones Negociables y Otros Instrumentos
El accionista mayoritario puede ejercer control sobre la Compañía.
A la fecha del presente Prospecto, Petróleo Brasileiro posee el 67,2% de las acciones y derechos del capital y votos y la ANSES
posee aproximadamente el 11,8% de las acciones y derechos de voto de la Compañía. Petróleo Brasileiro es capaz de
determinar o ejercer una influencia significativa en prácticamente todos los asuntos que requieran la aprobación por la
mayoría de los accionistas de la Compañía, incluyendo la elección de la mayoría de los directores. Petróleo Brasileiro
también dirige las operaciones de la Compañía y puede ser capaz de causar o impedir un cambio en el control de la
Compañía. Ver “La Compañía – Historia de la Compañía - Negociaciones para la venta de la participación accionaria del
accionista controlante”.
La Compañía no puede asegurar que los intereses de los principales accionistas no van a divergir de los intereses del resto de
los inversores.
Las restricciones a las salidas de fondos impuestas por Argentina pueden afectar su capacidad de recibir
intereses y/o capital
En circunstancias en que se desarrolla un desequilibrio significativo en la balanza de pagos o en los casos que existan razones
para prever tal desequilibrio, el Gobierno Argentino puede imponer restricciones temporales a los movimientos de fondos. La
Compañía no puede asegurar que el Gobierno Argentino no impondrá restricciones a las salidas de capital y/o divisas, que
pudiera obstaculizar o impedir la conversión de pesos a dólares estadounidenses y el envío de los dólares estadounidenses al
extranjero.
Circunstancias relacionadas al accionista controlante pueden tener un efecto sobre la calificación de las
Obligaciones Negociables Serie S de la Compañía.
Las Obligaciones Negociables Serie S de la Compañía están sujetas a un acuerdo de compra standby con el accionista
controlante, Petróleo Brasileiro, por el cual Petróleo Brasileiro estaría obligado a comprar los derechos de los tenedores de
dichas obligaciones negociables para recibir pagos si la Compañía se encontrara en situación de incumplir el pago de los
montos adeudados según dichos instrumentos. La agencia calificadora de riesgo Moody rebajó la calificación global de la
deuda en moneda extranjera de Petróleo Brasileiro y, en consecuencia, Moody América Latina (agente de Moody para
Calificaciones de Riesgo en América Latina) bajó la calificación de las Obligaciones Negociables Serie S de Ba2 a Baa3. La
agencia calificadora de riesgo Estándar & Poor´s rebajó la calificación global de la deuda en moneda extranjera de Petróleo
Brasileiro y, en consecuencia, bajó la calificación de las Obligaciones Negociables Serie S de BB a B+. La perspectiva de la
calificación global de la deuda de Petróleo Brasileiro y las Obligaciones Negociables Serie S, actualmente es negativa.
Una disminución en el acceso a fuentes de financiación o el acceso a los mercados de capitales puede tener un impacto
negativo en la situación financiera de la Compañía. La Compañía no tiene garantías que las calificaciones de Petróleo
Brasileiro o de la Compañía registren nuevas rebajas. Futuras rebajas o cambios en las perspectivas podrían afectar
negativamente a Petróleo Brasileiro y el valor de las Obligaciones Negociables de la Compañía. Ver "Factores de Riesgo -
Acontecimientos que afectan al accionista mayoritario de la Compañía podrían tener un efecto adverso en las operaciones de
la Compañía.”
42
LA COMPAÑÍA
Historia de la Compañía
Petrobras Argentina S.A. es una sociedad anónima constituida en la República Argentina conforme con las leyes argentinas e
inscripta en el Registro Público de Comercio el 17 de noviembre de 1947, bajo el Nº 759, Folio 569, Tomo 47, Volumen Ha,
por un plazo que vence el 18 de junio del 2046. La sede social y el domicilio legal de la Sociedad se encuentran ubicados en
Maipú 1, (C1084ABA), Buenos Aires, Argentina, su teléfono es 54-11-4344-6000, su facsímile es 54-11-4344-6315 y su página
web es www.petrobras.com.ar
La Sociedad es una compañía integrada de energía, cuyas actividades están concentradas en exploración y producción de
petróleo y gas, refinación y distribución, petroquímica, generación y distribución de electricidad y comercialización y
transporte de hidrocarburos. Al 31 de diciembre de 2015, la Sociedad realiza operaciones principalmente en Argentina, y en
menor medida en Bolivia, Ecuador y Venezuela. La Sociedad administra sus actividades, en la actualidad, en cuatro
segmentos de negocios, que reciben el soporte de un centro corporativo, los cuales son: (1) Exploración y Producción de
Petróleo y Gas, (2) Gas y Energía, (3) Refinación y Distribución, y (4) Petroquímica.
La Compañía fue fundada en 1946 por la Familia Pérez Companc como una compañía naviera. A mediados de 1950, la
Compañía adquirió una importante superficie de bosques naturales en el noreste de Argentina y comenzó la producción
forestal. En 1960 intervino por primera vez en lo que hoy es su actividad principal: la industria petrolera. Lo hizo brindando
al mercado servicios de intervención de pozos petroleros. Paulatinamente las operaciones marítimas de la Compañía se
fueron discontinuando, siendo reemplazadas por actividades relacionadas con el petróleo.
El desarrollo del negocio petrolero y gasífero de la Compañía reconoce dos hitos. El primero fue la adjudicación en 1991 de la
participación en el área Puesto Hernández, el segundo yacimiento más importante de la Argentina, resultando adjudicataria
poco después de la operación de las áreas Faro Vírgenes y Santa Cruz, en la cuenca Austral. Como resultado de estas
incorporaciones, la Compañía se posicionó como uno de los productores líderes de petróleo y gas en la Argentina.
El segundo paso, clave para el crecimiento en el exterior, fue la adjudicación en marzo de 1994 de la participación en el área
Oritupano-Leona, en Venezuela.
Entre 1990 y 1994 se produjeron en la Argentina las privatizaciones de numerosas actividades que hasta entonces constituían
monopolios estatales. Como resultado de su participación en ese proceso, la Compañía sumó a sus negocios el transporte y
distribución de gas natural, la generación, transporte y distribución de electricidad, el transporte, almacenaje y embarque
de petróleo y la refinación, actividades que se integraron al negocio central de la Compañía.
En el pasado, la Sociedad desarrolló actividades en otras ramas de negocios, entre ellos, el de construcción, el inmobiliario,
las telecomunicaciones, la minería y el negocio agropecuario.
A partir de 1997, y a través de sucesivas desinversiones, la Compañía reestructuró su estrategia y concentró sus intereses en
el sector de la energía. Como resultado de las desinversiones realizadas, la Compañía se convirtió en una empresa integrada
de energía, cuyas operaciones se realizan principalmente en Argentina.
Reorganización societaria de Petrobras Energía y Petrobras Energía Participaciones
El 2 de septiembre de 2008 los Directorios de Petrobras Energía S.A. 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 la
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.
43
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 ADS, en iguales condiciones a las que tenían las acciones de PEPSA.
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.
Negociaciones para la venta de la participación accionaria del accionista controlante
Los días 20 de enero de 2016, 2 de marzo de 2016 y 8 de abril de 2016, Petróleo Brasileiro anunció que se encontraba
realizando negociaciones para la enajenación de su participación indirecta en Petrobras Argentina S.A.
El 3 de mayo de 2016, Petróleo Brasileiro anunció que concluyó la negociación con Pampa Energía S.A. (una compañía
integrada de energía de Argentina) de los términos y condiciones fundamentales para la venta de la totalidad de su
participación en Petrobras Participaciones S. L. ("PPSL"), cuyo único activo es el 67,19% de Petrobras Argentina S.A.
La operación negociada, según lo informado por Petróleo Brasileiro, incluye la retención por parte de Petróleo Brasileiro del
33,6% de la concesión de Río Neuquén - en la Cuenca Neuquina, en Argentina - y del 100% del activo de Colpa Caranda -
campos de producción de gas natural en Bolivia.
El precio base informado de la transacción es de USD 892 millones por el 100% de PPSL, titular del 67,19% de Petrobras
Argentina S.A., equivalente a USD 1.327 millones por el 100% de dicha Sociedad. Petróleo Brasileiro informó que el valor
acordado con Pampa Energía S.A. con relación a las acciones de Petrobas Argentina S.A. es de USD 6,57 por ADR cotizada en
la Bolsa de Nueva York (NYSE), cuyo factor de conversión es 1 ADR = 10 acciones cotizadas en la Bolsa de Buenos Aires
(BCBA).
La conclusión de la operación está sujeta a la deliberación y aprobación de sus términos y condiciones finales por la Dirección
Ejecutiva y por el Consejo de Administración de Petróleo Brasileiro, así como también por los órganos reguladores
competentes.
Eventos importantes en el desarrollo de los negocios
Los principales eventos ocurridos en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015 se corresponden con la venta de los
activos de la Cuenca Austral, con las operaciones en Ecuador y con la desvalorización de activos en Venezuela, Bolivia y
Argentina, los cuales están descriptas en las Notas 29.5), 30), 17.2) y 19) a los Estados Financieros Anuales al 31 de diciembre
de 2015, respectivamente.
Principales inversiones y desinversiones
A continuación se expone un cuadro con las actividades de inversión efectuadas en los ejercicios finalizados el 31 de
diciembre de 2015, 2014 y 2013 (Cifras expresadas en millones de pesos).
La descripción correspondientes se incluye en el capítulo “Liquidez y recursos de capital” del presente Prospecto.
44
Activo fijo
A continuación se expone la composición de Propiedad, planta y equipos al 31 de diciembre de 2015 (Cifras expresadas en
millones de pesos):
45
EL NEGOCIO
Estrategia de Petrobras Argentina
Es una Compañía líder de energía en Argentina, focalizada en mantener la rentabilidad y lograr objetivos de responsabilidad
social y ambiental.
Por lo tanto, estos objetivos son:
Focalizar nuestras operaciones en Argentina.
Crecer en reservas probadas de petróleo y gas.
Rentabilizar el downstream en Argentina, a través de una cadena crudo-refinación-logística-comercial balanceada.
Incrementar la rentabilidad de los negocios en las áreas de gas y energía.
Mantener nuestra posición en el mercado de estirénicos.
Mantener la solvencia financiera, procurando la eficiencia operativa y de gestión, así como el desarrollo de los
recursos humanos.
A los fines de adherir a dicha estrategia consideramos que lo siguiente resulta esencial:
Compromiso de asegurar la calidad de los productos y servicios que comercializa, preservar el medio ambiente en el
que opera y la seguridad y salud del personal, contratistas y comunidades vecinas.
La adopción y el cumplimiento de prácticas de Gobierno Corporativo alineadas con las mejores prácticas
reconocidas.
El mantenimiento de un estilo de dirección que favorezca la comunicación y el trabajo en equipo, fomentada por el
valor de la gente que trabaja en nuestra organización.
El desarrollo de nuevas oportunidades de negocio con el fin de maximizar las sinergias potenciales y aprovechar las
oportunidades de negocio complementarias con Petrobras.
La Sociedad actualmente administra sus actividades en cuatro segmentos de negocios, que reciben el soporte de un centro
corporativo, los cuales son: (1) Exploración y Producción de Petróleo y Gas, (2) Gas y Energía, (3) Refinación y Distribución, y
(4) Petroquímica.
El Mercado Principal de la Compañía
La Compañía es una sociedad anónima constituida en Argentina y, al 31 de diciembre de 2015, el 81% de sus activos totales,
el 99% de sus ventas, el 92% de su producción combinada de petróleo y gas y el 90% de sus reservas probadas de petróleo y
gas correspondían a operaciones en Argentina. Las fluctuaciones de la economía de Argentina y las medidas adoptadas por el
Gobierno Argentino han producido y podrían continuar produciendo un efecto significativo sobre las empresas en Argentina,
incluyendo la Compañía. Particularmente, la Compañía ha resultado afectada y podría resultar afectada por la inflación, las
tasas de interés, la cotización del peso respecto a las divisas extranjeras, los controles de precios, las políticas normativas,
las regulaciones de los negocios, las normas tributarias y en general por el contexto político, social y económico tanto de
Argentina como de otros países. Ver “Factores de Riesgo – Factores Relativos a la Argentina”.
Históricamente, la economía Argentina experimentó una significativa volatilidad, caracterizada por períodos de crecimiento
bajo o negativo, inflación alta y variable y devaluaciones de su moneda. Ver “Factores de Riesgo - La inestabilidad política y
económica en la Argentina ha afectado y podría continuar afectando en forma adversa la situación financiera y los resultados
de las operaciones de la Compañía”. De modo hacer frente a tales presiones, el Gobierno Argentino ha implementado varios
planes e introducido una serie de sistemas de tipos de cambios y controles. Ver “Factores de Riesgo - La intervención del
Estado Nacional en la economía argentina podría afectar en forma adversa los resultados de las operaciones o la situación
financiera de la Compañía”.
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De acuerdo con los datos informados por el entonces Ministerio de Economía, actual Ministerio de Hacienda y Finanzas
Públicas, fueron registrados déficits presupuestario de 0,7%, 0,9% y aproximadamente 2,0% del PBI en 2013, 2014 y 2015,
respectivamente.
De acuerdo con los datos de la inflación publicados por el INDEC, desde 2011 a 2014, el índice de precios al consumidor en la
Argentina aumentó 9,5%, 10,8%, 10,9% y 24% en cada uno de esos años, respectivamente; y el índice de precios mayoristas
aumentó 12,7%, 13,1%, 14,8%, y 28,3% en cada uno de esos años, respectivamente. Desde noviembre de 2015, El INDEC ha
suspendido la emisión del índice de inflación del índice de precios al consumidor. El índice de precios al consumidor y el
índice de precios al por mayor publicado por el INDEC a octubre de 2015 se incrementaron un 11,9% y 10,6%,
respectivamente. Desde 2007 hasta 2015, el INDEC experimentó un proceso de reformas institucionales y metodológicas que
generó controversias en cuanto a la confiabilidad de la información que suministra. Los informes publicados por el FMI
indicaron que su personal utilizó mediciones alternativas de inflación a los fines de la supervisión macroeconómica,
incluyendo datos aportados por fuentes privadas, que reflejan índices de inflación más altos que los publicados por el INDEC
desde 2007. El FMI también censuró a la Argentina en 2013 por fallar en realizar suficientes progresos en la adopción de
medidas correctivas para mejorar la calidad de los datos oficiales, que incluye datos sobre inflación y PBI. El 13 de febrero
de 2014, el INDEC dio a conocer un nuevo índice de inflación conocido como el IPCNu, el cual mide los precios de los
productos en todo el país sustituyendo al índice anterior, que sólo mide la inflación en el conurbano de la Ciudad de Buenos
Aires y presenta estadísticas de inflación más cercanas a las estimadas por fuentes privadas. Desde las primeras semanas
luego de asumir el 10 de diciembre de 2015, la nueva administración ha introducido reformas económicas y políticas. Ver
"Factores de Riesgo - El impacto de las recientes elecciones presidenciales y del congreso sobre el futuro económico y
político de la Argentina es incierto". Adicionalmente, el Gobierno Argentino ha iniciado negociaciones con los Holdout
tenedores de bonos de la última reestructuración de la deuda argentina. Ver "Factores de Riesgo - La falta de financiamiento
para empresas argentinas, ya sea debido a las condiciones de mercado, a regulaciones gubernamentales o al litigio no
resuelto con los Holdout tenedores de bonos, podría afectar negativamente la situación financiera o los flujos de efectivo de
la Compañía."
En enero de 2016, la nueva administración, mediante el Decreto N° 55/2016, declaró el estado de emergencia administrativa
del sistema estadístico nacional hasta el 31 de diciembre de 2016 y las nuevas autoridades del INDEC anunciaron la
suspensión de la metodología previamente utilizada y suspendieron la publicación de todos los índices hasta tanto se
alcancen las condiciones para calcular estos índices basados en datos adecuados y fiables. El INDEC ha sugerido utilizar, como
índices alternativos en el intermedio, las cifras del IPC publicadas por la Provincia de San Luis y la Ciudad de Buenos Aires.
De acuerdo con lo informado por la Provincia de San Luis, la tasa de inflación fue del 2,9%, 6,5%, 4,2%, 2,7% y 3,0% para
noviembre de 2015, diciembre de 2015, enero de 2016, febrero de 2016 y marzo de 2016, respectivamente. De acuerdo con
lo informado por la Ciudad de Buenos Aires, la tasa de inflación fue del 2,0%, 3,9%, 4,1%, 4,0 y 3,3% para noviembre de 2015,
diciembre de 2015, enero de 2016, febrero de 2016 y marzo de 2016, respectivamente.
En 2015, la economía argentina registró un aumento aproximado del 2,1% en el PIB real de acuerdo con información
preliminar publicada por el INDEC, principalmente debido a un crecimiento de un 6,4% y 5,0% en los segmentos de agricultura
y construcción, respectivamente. La balanza comercial arrojó un déficit de alrededor de USD 3.000 millones, luego de 15
años consecutivos de balanza comercial positiva. Las reservas del Banco Central de la República Argentina disminuyeron
aproximadamente USD 5.900 millones, de USD 31.400 millones en 2014 a USD 25.600 millones al 31 de diciembre de 2015. En
2015, el peso argentino perdió aproximadamente el 52% de su valor con respecto al dólar estadounidense, incluyendo una
depreciación de aproximadamente 35% registrada luego del 17 de diciembre de 2015, en oportunidad del anuncio del
levantamiento de gran parte de los controles al mercado de cambios. Ver Factores de Riesgo – “La inestabilidad política y
económica en la Argentina ha afectado y podría continuar afectando en forma adversa la situación financiera y los resultados
de las operaciones de la Compañía” y “El impacto de las recientes elecciones presidenciales y del congreso sobre el futuro
económico y político de la Argentina es incierto” y Controles de Cambio”
EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS
Información General
El segmento de exploración y producción de petróleo y gas es el núcleo del negocio de la Sociedad: es el eslabón desde el
cual se desarrolla su cadena de valor. La estrategia del segmento de negocio es aumentar las reservas de petróleo y gas y
47
mantener los niveles de producción a través de operaciones rentables y con compromiso en la responsabilidad social y
ambiental. Esta estrategia se centra en tres iniciativas principales:
Exploración para la reposición de reservas
Optimización de las operaciones y la infraestructura existente como ventaja para nuevos proyectos
Desarrollo y monetización de las reservas de gas no convencionales
La integración del segmento de negocios de Exploración y Producción de Petróleo y Gas y con los segmentos de Refinación y
Distribución permite procesar una gran parte de la producción de petróleo crudo en Argentina. Adicionalmente, el segmento
de Exploración y Producción de Petróleo y Gas suministra gas a los segmentos de Petroquímica y Refinación en Argentina.
La Sociedad actualmente desarrolla sus actividades de exploración y producción de petróleo y gas en Argentina y otros países
de América Latina, incluyendo activos en Bolivia, y participación accionaria minoritaria en activos en Venezuela, a través de
las Empresas Mixtas.
Al 31 de diciembre de 2015, la estimación de las reservas probadas de petróleo crudo y gas natural de la Sociedad,
incluyendo su participación en las reservas de sus relacionadas no consolidadas, totalizaba 183,1 millones de barriles de
petróleo equivalente comparado con 210,6 millones de barriles de petróleo equivalente al 31 de diciembre de 2014,
aproximadamente el 59% de las mismas eran reservas probadas desarrolladas y aproximadamente el 41% consistía en reservas
probadas y no desarrolladas. De las reservas probadas combinadas, aproximadamente el 37% correspondía a petróleo crudo y
aproximadamente el 63% a gas natural. Al 31 de diciembre de 2015, el 90% de las reservas probadas combinadas totales de la
Compañía estaban ubicadas en Argentina y el 10% en el exterior.
Durante 2015, la producción diaria combinada de petróleo crudo y gas natural de la Sociedad en Argentina, incluyendo la
correspondiente a su participación en sociedades no consolidadas, promedió 68.200 barriles de petróleo equivalente por día.
La producción total de petróleo crudo y gas natural de la Sociedad, incluyendo la correspondiente a su participación en
sociedades no consolidadas, promedió 74.300 barriles de petróleo equivalente por día (en comparación con 87.200 barriles de
petróleo equivalente por día en 2014). La producción de petróleo crudo alcanzó un volumen de 35.942 barriles por día y los
volúmenes de gas alcanzaron 230,2 MMpc por día o 38.361 barriles de petróleo equivalente por día en en base a una medida
de conversión de 6,000 pies cúbicos de gas por barril de petróleo equivalente. Aproximadamente el 89% de la producción de
petróleo y el 94% de la producción de gas de la Compañía estaban ubicadas en Argentina.
El 31 de mayo de 2012 la Sociedad acordó la compra del 39,671% de la participación accionaria en PELSA, empresa dedicada
a las actividades de exploración y producción de petróleo y gas en Argentina, a su sociedad controlante Petrobras
Participaciones S.L., por un precio USD 249,4 millones. A partir de esa fecha, la Sociedad tiene el control societario de PELSA
con una tenencia accionaria del 58.88%. El otro accionista de PELSA es APCO Oil and Gas International Inc., Sucursal
Argentina (“APCO”).
Al 31 de diciembre de 2015, PELSA era titular de cuatro concesiones en áreas de producción de petróleo y gas en Argentina,
de las cuales el yacimiento Entre Lomas (en las Provincias del Neuquén y Río Negro) es el más importante. El 6 de agosto de
2015, la Provincia de Río Negro otorgó a PELSA una concesión de producción sobre el área Jarilla Quemada. PELSA posee una
participación del 73,15% en el yacimiento Entre Lomas, APCO 23% y Petrobras Argentina 3,85%.
El 31 de Enero de 2014, el Directorio de la Sociedad aprobó la venta a YPF de la totalidad de su participación en el
Yacimiento Puesto Hernández Operación Conjunta (UTE) por un precio total de USD 40,7 millones, donde la compañía era el
operador y poseía una participación del 38,45%. Esta operación representó para la Sociedad una terminación anticipada del
contrato celebrado con YPF en 1991 para operar Puesto Hernández, que es un área de 147 km2 situado en las provincias de
Neuquén y Mendoza. Antes de transferir la participación en el acuerdo de operación conjunta (UTE) a YPF S.A., la parte de la
Compañía de la producción diaria de Puesto Hernández fue de aproximadamente 4.000 barriles de petróleo por día.
El 30 de diciembre de 2014, la legislatura de la Provincia de Río Negro ratificó el acuerdo firmado con el Gobierno de la
Provincia de Río Negro para extender por un período adicional de 10 años las concesiones en los yacimientos 25 de Mayo-
Medanito SE, Jagüel de Los Machos y Río Neuquén. La Compañía es operadora en esas tres áreas y es titular de una
participación del 100% en campos de producción de 25 de Mayo-Medanito S. E. y Jagüel de los Machos en la Provincia de Río
Negro. Por otra parte, como parte del acuerdo para extender las concesiones, se ha acordado transferir el 5% de los derechos
y obligaciones derivados de la concesión de la Compañía en el campo Río Neuquén a la Empresa de Desarrollo
Hidrocarburífero Provincial S.A. (EDHIPSA), como consecuencia, la participación de la Compañía en esta área luego de
implementada la transferencia, será del 95%. A la fecha del presente Prospecto, dicha transferencia se encuentra pendiente.
48
El 30 de diciembre de 2014, la legislatura de la Provincia de Río Negro también ratificó el acuerdo firmado con PELSA (como
operador relevante en el área) para extender por un período adicional de 10 años su concesión.
Recientes Desinversiones
El 4 de marzo de 2015, la Secretaría de Energía de la Provincia de Salta ha concedido a la Sociedad, mediante la Resolución
N° 07/2015, una extensión del segundo período de exploración del área de concesión Chirete por un período de dos años a
partir de la fecha de vencimiento actual. El 19 de marzo de 2015, el Directorio de la Sociedad aprobó la transferencia de una
participación del 50% en la zona Chirete a High Luck Group, lo que fue ratificado por las autoridades de la Provincia de Salta
mediante el Decreto Nº 3.129 el 10 de septiembre de 2015. El 19 de noviembre de 2015, la Secretaría de Energía de la
Provincia de Salta otorgó una extensión de un año del segundo período de exploración, que por lo tanto expira en noviembre
de 2016.
El 30 de marzo de 2015, el Directorio de la Sociedad aprobó la venta a CGC de la totalidad de sus participaciones en la
Cuenca Austral en Argentina, que incluyó su interés en las UTE en Santa Cruz I, Santa Cruz I Oeste, Glencross y Estancia
Chiripá, los activos asociados con Santa Cruz II, Punta Loyola Pier y oleoductos y gasoductos operados en la cuenca, por un
precio total de USD 101 millones. El resultado reconocido antes de impuestos fue de Ps. 675 millones imputado en Otros
Resultados Operativos (Ver Nota 9 a los Estados Financieros Anuales). Las concesiones referidas cubren un área de 11.500
km2 y se encuentra en la provincia de Santa Cruz. Al momento de transferir la participación en las concesiones, la porción de
la Sociedad sobre la producción de petróleo y gas diaria combinada Cuenca Austral era de aproximadamente 15.000 barriles
de petróleo equivalente por día.
El 24 de julio de 2015, la Provincia del Neuquén aprobó, mediante el Decreto N° 1.600/2015, la cesión del 50% de la
participación de la Sociedad en el área Parva Negra Este a favor de ExxonMobil Exploration Argentina S.R.L.
El 7 de septiembre 2015, la Provincia de La Pampa tomó posesión de la porción pampeana del área de Jagüel de los Machos,
como consecuencia de la expiración del plazo de la concesión original. Ver “Las Participaciones en Exploración y Producción
de Petróleo y Gas de la Sociedad - Concesión del área Jagüel de los Machos en la Provincia de La Pampa”
En octubre y noviembre de 2015, en cumplimiento del Artículo 5.2 de los respectivos convenios de asociación de Enarsa 1 y
Enarsa3 en vigencia desde abril y noviembre de 20016, respectivamente, la Sociedad comunicó a los socios en aquellas áreas
su decisión de no participar en la reconversión de los mismos en permisos de exploración. La Sociedad informó la decisión
mencionadas a la ex-SE y al Ministerio de Energía y Minería respecto a las áreas de Enarsa 1 y Enarsa 3 en noviembre de 2015
y de marzo de 2016, respectivamente.
Las Participaciones en Exploración y Producción de Petróleo y Gas de la Sociedad
La Sociedad usualmente participa en las actividades de exploración y producción junto con socios en negocios conjuntos
como es habitual en la industria. Los arreglos contractuales entre los participantes en negocios conjuntos están regidos
generalmente por un convenio operativo que estipula que los costos, derechos a la producción y obligaciones serán
compartidos según el porcentaje de participación en el negocio conjunto. Uno de los integrantes del negocio conjunto es
designado como operador para conducir las operaciones bajo la supervisión y el control total de un comité operativo
compuesto por representantes de cada uno de los integrantes del negocio conjunto. Mientras que los convenios operativos
estipulan generalmente que las responsabilidades deberán ser soportadas por los participantes de acuerdo con sus
respectivos porcentajes de participación, las licencias emitidas por la autoridad gubernamental pertinente estipulan en
general que los participantes en negocios conjuntos son solidariamente responsables de sus obligaciones ante tal autoridad
gubernamental de conformidad con la licencia aplicable. Además de su participación en la producción del yacimiento,
generalmente los socios abonan a los operadores contractuales sus costos indirectos de administración en forma mensual y
proporcional a sus participaciones en el yacimiento pertinente.
Al 31 de diciembre de 2015, la Sociedad posee participaciones en 29 activos de explotación y exploración, 20 de los cuales
son productores de petróleo y gas (15 en Argentina y 5 en el exterior) y 9 de los cuales están ubicados en áreas de
exploración o con solicitud de lotes de explotación (todos ellos ubicados en Argentina). La Sociedad, directa o
indirectamente, es el operador contractual de 12 de los 29 activos en los que tiene participaciones.
Al 31 de diciembre de 2015, el total de pozos productivos de la Sociedad, bruto y neto por área geográfica, era el siguiente:
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(1) Se refiere al número de pozos completados.
(2) Se refiere a la participación operativa de la propiedad fraccional en los pozos brutos.
Al 31 de diciembre de 2015, la superficie en acres en producción y en exploración, bruta y neta, era la siguiente:
(1) Incluye todas las áreas en las que la Sociedad produce cantidades comerciales de petróleo y gas o áreas en etapa de
desarrollo.
(2) Incluye todas las áreas en las que la Sociedad tiene permiso para realizar actividades de exploración, pero donde no se
producen cantidades comerciales de petróleo y gas o áreas que no se encuentran en etapa de desarrollo.
(3) Representa la participación operativa de la propiedad fraccional de la Sociedad en la superficie en acres bruta.
(4) Incluye 14.300 miles de acres en áreas offshore.
(5) Incluye 4.139 miles de acres en áreas offshore.
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El siguiente cuadro presenta el número de pozos perforados por la Sociedad en la Argentina y en el exterior y los resultados
correspondientes para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013. Un pozo es considerado productivo
a los efectos del siguiente cuadro si justifica la instalación de equipo permanente para la producción de petróleo y gas. Un
pozo es considerado seco si se determina que no es apto para la producción comercial. “Pozos brutos perforados” en el
siguiente cuadro se refiere al número de pozos completados durante cada ejercicio económico, independientemente del
momento en que se inició la perforación, y “pozos netos perforados” se refiere a la participación operativa de la propiedad
fraccional en los pozos perforados.
Este cuadro incluye los pozos perforados por las sociedades controladas, y las sociedades vinculadas de la Sociedad.
Concesión de Explotación del área Veta Escondida
El 4 de abril de 2012, Petrobras Argentina fue notificada de la decisión del gobierno de la Provincia de Neuquén de
interrumpir la concesión de la producción en el área Veta Escondida. Al respecto la Sociedad acudió a la vía judicial,
alegando que ha cumplido con todos los requisitos de la concesión y que no ha incurrido en ningún incumplimiento que
apoyaría la decisión adoptada por el Gobierno de Neuquén. El 28 de junio de 2012, la Sociedad fue notificada de una orden
emitida por la Corte Suprema de Justicia de la Nación, en la cual se dispuso hacer lugar a la medida cautelar obtenida por la
Sociedad de los tribunales inferiores e instruir a la Provincia de Neuquén de abstenerse de ejecutar la terminación de la
concesión hasta tanto se resuelva sobre el fondo de la cuestión.
El 19 de diciembre de 2013, la Sociedad (como operadora) y Total Austral, que tienen una participación del 55% y del 45% en
la concesión de explotación Veta Escondida, respectivamente, llegaron a un acuerdo extrajudicial (“Acuerdo de
Renegociación”) con la Provincia de Neuquén y Gas y Petróleo del Neuquén ("GyP"), para solucionar el conflicto debido a la
adopción del Decreto Provincial N ° 563/2012, que declaró la caducidad de los derechos de los concesionarios en virtud de la
concesión de producción y llevó a la Sociedad a presentar una denuncia contra la Provincia de Neuquén. Durante 2014, el
plazo establecido por el Acuerdo de Renegociación para obtener la aprobación de los términos del Acuerdo de Renegociación
por el Poder Ejecutivo de la Provincia expiró.
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El 17 de marzo de 2015, mediante la sanción del Decreto N°565/2015, la Provincia del Neuquén aprobó un modelo de
acuerdo con términos y condiciones similares al Acuerdo de Renegociación. A la fecha del presente Prospecto, las partes se
encuentran negociando una solución al conflicto tomando en cuenta el modelo de acuerdo aprobado y el actual contexto de
la industria y el mercado.
Concesión del área Jagüel de los Machos en la Provincia de La Pampa
El 7 de septiembre de 2015, la Provincia de La Pampa tomó posesión de la parte situada en su territorio del área Jagüel de
los Machos luego que expirara la concesión que la Sociedad tenía sobre dicha área. A pesar de que se había llegado a un
acuerdo entre el gobierno de la Provincia de La Pampa y la Sociedad antes de la expiración de dicha concesión, con el fin de
ser vinculante, el acuerdo requiere la aprobación de la legislatura provincial. A partir de esto, se generó una disputa legal se
presentó entre la Provincia de La Pampa y la Sociedad con respecto a los derechos de extensión bajo las disposiciones de la
Ley Nº 17.319, modificada por la Ley Nº 27.007 y el Decreto Provincial N° 18/2015. Aunque se ha interpuesto recursos
administrativos correspondientes en defensa de sus derechos adquiridos, las actividades en esa zona desde la fecha en que la
Provincia de La Pampa tomó posesión de dicha zona han cesado.
Concesión del área 25 de Mayo-Medanito S.E. en la Provincia de La Pampa
El 30 de marzo de 2016, la legislatura de la Provincia de La Pampa aprobó una ley que declaró de “interés estratégico” el
área 25 área de Mayo-Medanito S.E., situada en la misma provincia, con el fin de transferir a la provincia su posesión luego
del vencimiento del período original de concesión otorgado a la Sociedad de 25 años, sin embargo la Compañía tiene el
derecho legal de solicitar una extensión por 10 años adicionales.
Producción
Producción en Argentina
Los derechos a explotar yacimientos de petróleo y gas en Argentina se otorgan mediante concesiones y permisos de
exploración. En virtud de la Ley de Hidrocarburos modificada, las concesiones (petróleo y gas) convencionales permanecerán
en vigencia durante 25 años, las concesiones no convencionales durante 35 años y concesiones costa afuera durante 30 años.
Los concesionarios en Argentina generalmente tienen derecho al producido bruto de las ventas de su producción. Todos los
bienes, materiales y equipos están bajo el control de los concesionarios, sin embargo éstos son entregados al Gobierno
Argentino al finalizar la concesión. Las regalías sobre la base de la producción se pagan a las respectivas provincias
argentinas. De conformidad con la Ley de Hidrocarburos modificada, los concesionarios deben pagar regalías equivalentes al
12% del precio en boca de pozo de petróleo crudo y gas natural, y las provincias pueden requerir el pago de una tasa mayor
que va desde el 3% hasta un máximo del 18% de regalías al momento de la renovación de la concesión requerida. El precio en
boca de pozo se calcula mediante la deducción de flete y otros gastos relacionados a partir de los precios de venta obtenidos
de operaciones con terceras personas.
La Sociedad transporta su producción de petróleo y gas de varias maneras según la infraestructura disponible y la eficiencia
de costos del sistema de transporte en cada lugar. La Sociedad utiliza el sistema de oleoductos y buques petroleros para
transportar el petróleo a sus clientes. El petróleo es vendido habitualmente a través de contratos FOB y, por lo tanto, los
productores son responsables del transporte del petróleo producido desde el yacimiento hasta un puerto para su embarque
con todos los costos y riesgos asociados al transporte por ducto soportados por el productor. El gas, sin embargo, es vendido
en el punto de entrega del sistema de gasoducto cerca del yacimiento y, por lo tanto, el cliente soporta el total del costo del
transporte y todos los riesgos asociados con el mismo. El transporte de petróleo y gas en la Argentina opera en un entorno de
“acceso abierto” no discriminatorio, bajo el cual los productores tienen acceso igual y abierto a los sistemas de transporte.
La Sociedad mantiene una capacidad de almacenaje limitada en cada emplazamiento petrolero, que se suma a la propia de
las terminales que embarcan el petróleo. Hasta el presente estas capacidades han sido suficientes para almacenar petróleo
sin reducir las producciones corrientes como una precaución contra la no disponibilidad temporaria de los sistemas de
transporte debido, por ejemplo, a requisitos de mantenimiento o a emergencias temporarias.
Al 31 de diciembre de 2015, la Sociedad era titular de 15 concesiones en áreas productoras de petróleo y gas en la Argentina.
La producción se encuentra principalmente concentrada en tres cuencas: Neuquina, San Jorge y Noroeste. En la Cuenca
Neuquina, la más importante de la Argentina en términos de producción de petróleo y gas, la Sociedad es titular de
aproximadamente 626.000 acres netos. Los yacimientos más importantes de la Sociedad en la Cuenca Neuquina son: 25 de
Mayo-Medanito S.E., El Mangrullo y Rio Neuquén. En sus operaciones en Argentina, al 31 de diciembre de 2015 la Sociedad
acumulaba un total de 2.381 pozos productivos.
52
Para el año 2015, la producción diaria promedio de la Sociedad fue de 31.977 barriles de petróleo crudo y 217,1 millones
cúbicos de pies de gas natural, lo que representa una disminución de 16,4% (principalmente como resultado de la venta de
los bloques de la Cuenca Austral) y 11,8%, respectivamente, comparado con 2014.
Durante el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2015, de acuerdo con la ex-Secretaría de Energía la
producción de petróleo en Argentina se redujo en promedio 532.116 barriles por día, sin cambios significativos con respecto a
años anteriores. La producción de gas aumentó un 4% y se situó en 4.200 MMpc. La producción de petróleo y gas de la
Sociedad representó aproximadamente 3% y 6% de la producción total de petróleo y gas en Argentina, respectivamente, lo
que nos ubicó en el cuarto lugar en términos de producción de petróleo y gas en el país.
En 2015, la Sociedad implementó planes de inversión alineados con sus objetivos de reemplazo de reservas y producción,
como medio para lograr un crecimiento sustentable. Las inversiones de capital incluyeron la perforación de 42 pozos
productores, la reparación de 23 pozos productores, principalmente en la Cuenca Neuquina, la extensión de proyectos de
recuperación secundaria y la ampliación de las instalaciones de superficie en diversas áreas en las que operamos.
Producción en el exterior
Al 31 de diciembre de 2015, el 10% de las reservas probadas combinadas de la Compañía estaban ubicadas fuera de
Argentina. Asimismo, aproximadamente el 11% de la producción de petróleo y el 6% de la producción de gas provenía del
exterior. La Compañía es titular de participaciones en cinco áreas de producción de petróleo y gas fuera de Argentina:
Oritupano Leona, La Concepción, Acema y Mata (a través de las participaciones directas e indirectas en las Empresas Mixtas
en Venezuela) y Colpa Caranda en Bolivia.
Venezuela
Durante 2015, la producción de petróleo y gas correspondiente a las operaciones en Venezuela fue de aproximadamente
3.502 barriles de petróleo equivalente por día, representativas del 4,7% de la producción de la Sociedad, con una disminución
de 28,6% comparado con 2014. Las cuatro áreas en Venezuela, operadas a través de las Empresas Mixtas, cuentan con un
total de 91 pozos productivos.
Las Empresas Mixtas deben vender a PDVSA la totalidad de los hidrocarburos líquidos y el gas natural asociado que producen
de acuerdo con una fórmula de precio que utiliza referencias internacionales como el precio del crudo WTI y el costo de
servicios de evaluación de pozos (“WTS”, por sus siglas en inglés).
Al 31 de diciembre de 2015, las Empresas Mixtas están sujetas a los siguientes impuestos especiales: (i) regalías adicionales
del 3,33% sobre el volumen de hidrocarburos obtenidos mediante la concesión y entregados a PDVSA; y (ii) un monto
equivalente a la diferencia existente entre: (a) el 50% del valor hidrocarburos obtenidos mediante la concesión y entregados
a PDVSA durante cada año calendario y (b) los pagos totales realizados por la empresa mixta de Venezuela en relación con las
actividades realizadas por la empresa mixta durante dicho año calendario, tales como las regalías pagadas por hidrocarburos
extraídos (incluyendo la regalía adicional indicada en el punto anterior (i), impuesto sobre la renta y cualquier otro impuesto
o contribución calculada sobre la base de los ingresos (ya sea bruto o neto), y las inversiones locales en proyectos de
desarrollo por un 1% del beneficio antes de impuestos).
En 2011, el Gobierno de Venezuela modificó la “Ley de Contribución Especial sobre Precios Extraordinarios en el Mercado
Internacional de Hidrocarburos” de 2008, en virtud de la cual se introdujo un impuesto especial a ser pagado por compañías
que exportan o transportan hidrocarburos líquidos y productos derivados del petróleo fuera de Venezuela, a aplicarse cuando
el precio de la canasta de hidrocarburos líquidos de Venezuela excediera el precio establecido. El Decreto N° 8.807/2012
modificó el impuesto especial mediante la creación de dos contribuciones especiales, una por precios “extraordinarios” y
otra por precios “exorbitantes”, a aplicarse a la diferencia entre el precio establecido por el presupuesto nacional de
Venezuela y el promedio mensual de precios internacionales de la canasta de hidrocarburos líquidos de Venezuela. En 2013,
el gobierno de Venezuela reformó las modificaciones y actualizó las tasas de estas contribuciones especiales. Según dichas
modificaciones, se consideran los precios exorbitantes aquellos cuyo promedio mensual de los precios internacionales de la
cesta de hidrocarburos líquidos venezolanos superan USD 80 por barril. Las Empresas Mixtas contabilizan estas contribuciones
especiales como gastos de comercialización en sus estados contables y las mismas afectan en forma negativa en dichas
Empresas Mixtas.
53
Bolivia
En 2015, la producción neta diaria de la Compañía bajo el método económico fue de 2.637 barriles de petróleo equivalente,
o sea el 3,5% de la producción total. De dicho monto, 12.2 MMpc diarios corresponden a producción de gas natural y 606
barriles de petróleo por día a hidrocarburos líquidos, incluyendo GLP.
Al 31 de diciembre de 2015, la Sociedad es titular del 100% del área Colpa Caranda, un Bloque de aproximadamente 56.000
acres netos, ubicado en la cuenca Sub Andina Central, y que tiene 62 pozos productivos. Dichos yacimientos, que
originariamente exportaban gas a la Argentina, actualmente tienen como prioridad la entrega de gas al gasoducto Santa
Cruz-São Paulo que transporta gas a Brasil.
Al 31 de diciembre de 2008, las reservas probadas estimadas de petróleo y gas correspondientes a operaciones en Bolivia
totalizaron 23 millones de barriles de petróleo equivalente. Sin embargo, el 25 de enero de 2009, Bolivia adoptó una nueva
Constitución que prohíbe la propiedad privada de recursos de petróleo y gas del país. A la luz de la nueva Constitución, la
Sociedad debió detraer las reservas probadas de Bolivia a fines de 2009.
Petrobras Argentina opera el Bloque Colpa Caranda desde 1989. Actualmente, y en virtud de un contrato firmado en octubre
de 2006 con YPFB, la sucursal de Petrobras Argentina 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 será el titular de los hidrocarburos, que pagará las regalías, las participaciones directas 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 aplicará el 80% del valor remanente en primera instancia al pago de los servicios de operación, incluyendo
depreciaciones de Petrobras Argentina S.A., y el restante será compartido entre YPFB y Petrobras Argentina S.A. en base a
un índice que surge de considerar, entre otros elementos, los volúmenes de producción, el ritmo de depreciación, precios e
impuestos pagos, garantizando la libre disponibilidad de sus divisas. Este contrato resultó aprobado por el Poder Legislativo
el 28 de noviembre de 2006, promulgado el 11 de enero de 2007 y entró en vigencia el 2 de mayo de 2007, luego de la
certificación final otorgada por el Gobierno de Bolivia.
Ecuador
El 31 de octubre de 2008, Ecuador TLC S.A. (subsidiaria de la Compañía), Teikoku Oil Ecuador y Petroecuador, entre otros,
suscribieron los Contratos Modificatorios que regularon la explotación del Bloque 18 y Palo Azul hasta que las partes negocien
la migración a una nueva modalidad contractual.
Con fecha 26 de julio de 2010, se aprobó por ministerio de ley la reforma a la Ley de Hidrocarburos vigente que estableció,
entre otras cosas, la obligatoriedad de migrar a una nueva modalidad contractual antes del 24 de noviembre de 2010.
Como resultado del proceso de negociación antes mencionado, la Sociedad decidió no aceptar la propuesta final recibida del
Estado Ecuatoriano para migrar a contratos de servicios en el Bloque 18 y en el Campo Unificado Palo Azul. En consecuencia,
mediante Resolución de fecha 25 de noviembre del 2010, la Secretaría de Hidrocarburos notificó a Ecuador TLC S.A. la
terminación de dichos Contratos de Participación y encargó a Petroamazonas EP el desarrollo del proceso de transición
operacional. Hasta el 25 de noviembre de 2010, la producción de petróleo de la Sociedad en Ecuador ascendía a un promedio
de 2.300 barriles por día, lo que representa el 2,3% de la producción diaria promedio total de barriles de petróleo
equivalente.
De acuerdo con lo estipulado en la cláusula novena de los Contratos Modificatorios, el Estado Ecuatoriano deberá indemnizar
a las contratistas por un valor equivalente a las inversiones no amortizadas al cierre de cada ejercicio económico,
actualizadas a una tasa de interés anual apropiada para este tipo de proyectos en Ecuador, estableciéndose un plazo para
que la Sociedad y el Estado Ecuatoriano negocien la determinación de la liquidación del contrato.
El 18 de marzo de 2011, la Secretaría de Hidrocarburos, mediante el Oficio N° 626, informó a la Sociedad que se encontraba
analizando y estructurando un marco normativo para determinar la liquidación de los contratos. Con fecha 11 de abril de
2011 la Sociedad respondió este Oficio rechazando sus términos por no adecuarse al procedimiento para la determinación del
valor de liquidación establecido por las propias partes en los Contratos Modificatorios, el cual no puede ser modificado
unilateralmente. En este sentido, la Sociedad comunicó a la Secretaría de Hidrocarburos que continuará dando curso al
procedimiento contractual.
Ante la falta de acción por parte del Estado Ecuatoriano, con fecha 8 de diciembre de 2011 la Sociedad notificó al Estado
Ecuatoriano la existencia de una controversia bajo los términos del Tratado para la Promoción y Protección Recíproca de
54
Inversiones suscrito entre la República Argentina y la República de Ecuador. Ello implica la apertura de un período de
negociaciones previo al inicio de un posible arbitraje.
El 21 de junio de 2013, no habiendo alcanzado un acuerdo con el Estado Ecuatoriano, Ecuador TLC S.A., Cayman
International Exploration Company y Teikoku Oil Ecuador, miembros del Consorcio, presentaron ante el Estado Ecuatoriano,
una carta de notificación de controversia en los términos de los Contratos Modificatorios manifestando su decisión de
someter dicha controversia a arbitraje internacional, de conformidad con el Reglamento de Arbitraje de la Comisión de las
Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional, el cual se inició el 26 de febrero de 2014. La demandada presentó
su escrito de contestación de la demanda y objeciones a la Jurisdicción del Tribunal el día 21 de marzo de 2016. Los
miembros del Consorcio presentarán su respuesta a los argumentos de la demandada antes del 12 de mayo de 2016.
A la fecha del presente Prospecto, la Sociedad se encuentra realizando las gestiones necesarias con el objetivo de obtener
del Estado Ecuatoriano el pago de la compensación prevista en dichos contratos.
Al 31 de diciembre de 2015 la Sociedad registró Ps.698 millones expuestos en Otros Créditos Corrientes (Ver Nota 15 a los
Estados Financieros Anuales) que debe recuperarse del Estado Ecuatoriano de acuerdo con las disposiciones de los Contratos
Modificatorios, excluyendo el cálculo de la actualización prevista en dichos contratos, dado que la Sociedad considera que no
es posible determinar con certeza la tasa de actualización a ser aplicada.
Contrato de transporte de crudo pesado con OCP
La Sociedad, a través de Ecuador TLC S.A., mantiene un contrato con OCP, en virtud del cual asumió un compromiso por
capacidad de transporte de petróleo de 80.000 barriles diarios por el término de 15 años a partir del 10 de noviembre de
2003.
El contrato de transporte es del tipo “Ship or Pay”, por lo cual la Sociedad debe cumplir con sus obligaciones contractuales
por la totalidad del volumen contratado, con prescindencia del volumen real transportado, abonando, al igual que los
restantes productores, una tarifa que cubre, entre otros, los costos operativos y servicios financieros de OCP.
Durante la vigencia de los Contratos Modificatorios, los costos por capacidad de transporte facturados por OCP fueron
cargados a gastos mensualmente. Los costos correspondientes al volumen de crudo efectivamente transportado se imputaron
en la línea “Gastos de administración y comercialización”, mientras que la porción correspondiente a la capacidad de
transporte contratada y no utilizada, se expuso en la línea “Otros resultados operativos”.
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, Ecuador TLC S.A. 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 Ecuador TLC S.A., hasta un volumen máximo
de 70.000 barriles por día. Adicionalmente, Ecuador TLC S.A. ha vendido capacidad de transporte de aproximadamente 8.000
barriles diarios de petróleo para el período julio de 2004 a enero 2012. Como consecuencia de los incumplimientos
contractuales por parte de los compradores, la Sociedad se encuentra realizando los reclamos pertinentes. Finalmente, el
40% del compromiso contractual neto, resultante de lo descripto, ha sido asumido por Teikoku Oil Ecuador, como
contraprestación por la cesión a esta sociedad de la participación del 40% en el Bloque 18 y Palo Azul en Octubre 2008.
Durante el tercer trimestre de 2015 la Sociedad, a través de Petrobras Bolivia Internacional S.A., reasumió las obligaciones
previamente asignados a Teikoku Oil Ecuador relativas al mencionado contrato y recibiendo en contraprestación un pago USD
95 millones. Esta operación posibilita contar con los fondos necesarios para avanzar con las negociaciones en Ecuador. Las
obligaciones estimadas por Ps. 626 millones, atribuibles a las Renegociaciones Contractuales en Ecuador fueron expuestas en
Provisiones Corrientes. Ver Nota 22 a los “Estados Financieros Anuales”. Adicionalmente, al 31 de diciembre de 2015 la
Sociedad mantiene registrado un pasivo por la capacidad de transporte contratada con OCP, expuesto en Provisiones
Corrientes y No Corrientes por 299 y 88, respectivamente. Ver Nota 28 a los “Estados Financieros Anuales”. Las premisas
utilizadas para el cálculo de esta provisión incluyen principalmente la estimación de la tarifa aplicable y la capacidad de
transporte utilizada por terceros. Las tasas de descuento utilizadas para la medición consideran el tipo de pasivo en cuestión,
el segmento del negocio y el país donde se desarrollan las operaciones. En la estimación de los pasivos mencionados al 31 de
diciembre de 2015, la Sociedad revisó las premisas utilizadas para el cálculo, lo cual derivó en la registración de una
ganancia de 507, en la línea “Otros Resultados Operativos”. Ver Nota 9 a los “Estados Financieros Anuales”.
La Sociedad debe mantener cartas de crédito para garantizar el cumplimiento de los compromisos financieros del contrato
Ship or Pay con OCP y los compromisos relacionados con las deudas comerciales de OCP. Las cartas de crédito, con
55
vencimiento final en diciembre de 2018, se liberarán gradualmente en la misma proporción que esos compromisos se
extingan. Al 31 de diciembre de 2015, la Sociedad mantiene cartas de crédito por aproximadamente USD 64,2 millones. La
Sociedad está obligada a renovar o reemplazar las cartas de crédito a su vencimiento; de lo contrario, esas cantidades serán
contribuidas en depósitos en efectivo.
Ver "Transacciones con Partes Relacionadas-Transacciones con Partes Relacionadas comerciales".
Información estadística relacionada con la Producción de Petróleo y Gas
El siguiente cuadro brinda información sobre la producción de petróleo y gas de la Sociedad durante 2015. Asimismo, este
cuadro refleja la producción neta de la Sociedad en cada yacimiento, el número de pozos productivos y la fecha de
vencimiento de las concesiones, en cada caso al 31 de diciembre de 2015. Si bien algunas de estas concesiones pueden
prorrogarse al vencimiento, las fechas de vencimiento indicadas en el cuadro no incluyen dichas prórrogas.
(1) En MBbl
(2) En MMpc. La producción de gas representa sólo la producción comercial de gas natural, con exclusión de gas quemado, el
gas inyectado y gas que se consume en las operaciones.
(3) En MBbl de petróleo equivalente. El gas es convertido a petróleo equivalente usando un factor de 6,000 pies cúbicos de
gas por cada barril de petróleo equivalente.
(4) La producción corresponde al 77% de la producción total del área, que incluye la participación directa de PESA (3,85%) y
la indirecta a través de la participación en PELSA (73,15%).
(5) La producción del bloque Colpa Caranda fue calculada usando el método económico.
(6) Corresponde al interés indirecto a través de las Empresas Mixtas.
(7) Áreas operadas por terceros.
(8) A la fecha de la venta de la participación en la Cuenca Austral, el 31 de marzo de 2015, la producción de los pozos
ascendió a 56, 104, 25 y 1 en Santa Cruz II, Santa Cruz I, Estancia Agua Fresca y Puesto Oliverio, respectivamente.
56
El siguiente cuadro brinda información sobre la producción promedio diaria de petróleo y gas de la Sociedad, incluyendo
otros hidrocarburos líquidos, correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013. El cuadro
refleja la participación neta de la Sociedad en la producción de las subsidiarias consolidadas y en las sociedades vinculadas.
(1) La producción de petróleo incluye otros hidrocarburos líquidos. Cifras en miles de barriles.
(2) La producción de gas representa sólo la producción comercial de gas natural, con exclusión de gas quemado, el gas
inyectado y gas que se consume en las operaciones. Cifras en millones de pies cúbicos.
(3) La zona de Río Neuquén se incluye por separado, ya que contiene más del 15% de las reservas probadas totales de la
Compañía.
(4) Los intereses indirectos a través de sociedades de economía mixta.
(5) Se calcula utilizando el método de interés económico.
El siguiente cuadro brinda información sobre el precio de venta promedio por barril de petróleo y por MMpc de gas en cada
área geográfica correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 de las subsidiarias
consolidadas de la Compañía.
(1) Se convierten a pesos argentinos al tipo de cambio histórico, calculado como el promedio para cada año.
(2) Se convierten a pesos argentinos al tipo de cambio histórico, calculado como la media mensual de los tipos de cambio
promedio de cada año.
57
El siguiente cuadro brinda información sobre el costo promedio de extracción, regalías y costo de depreciación de los
yacimientos de petróleo y gas en cada área geográfica correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de
2015, 2014 y 2013. Ese cuadro refleja la participación neta en la producción de las subsidiarias consolidadas de la Compañía.
(1) Se convierten a pesos argentinos al tipo de cambio histórico, calculado como el promedio para cada año.
(2) Se convierten a pesos argentinos al tipo de cambio histórico, calculado como la media mensual de los tipos de cambio
promedio de cada año.
Exploración
La estrategia de la Compañía está dirigida a la búsqueda constante de nuevas oportunidades de exploración alineadas con sus
objetivos de crecimiento. En Argentina, la Sociedad posee gran superficie de reservorios no convencionales, de shale oil y de
shale gas. En los próximos años la Sociedad se centrará en estas áreas y los reservorios convencionales cercanos a dicha
infraestructura.
El siguiente cuadro brinda un listado de las áreas de exploración al 31 de diciembre de 2015, la ubicación y cuenca
correspondiente, la participación de la Compañía en la producción y la fecha de vencimiento del permiso de exploración.
(1) El 24 de julio de 2015, la Provincia de Neuquén, mediante el Decreto N”1.600/2015, aprobó la venta del 50% de la
participación de la Sociedad en Parva Negra Este a ExxonMobil Exploration Argentina S.R.L.
(2) Áreas operadas por terceros.
(3) Se ha solicitado una concesión de explotación con respecto a este yacimiento, dicha solicitud aún se encuentra
pendiente. (4) En cumplimiento con la Sección 5.2 de los respectivos acuerdos de asociación, se informó a los socios de
Enarsa 1 y Enarsa 3 la decisión de la Compañía de no participar en la conversión de tales acuerdos en los permisos de
exploración.
(5) En proceso de retorno a Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (titular del permiso de exploración)
(*) Ver “Exploración y Producción de Petróleo y Gas- Recientes Desinversiones”
58
Exploración en Argentina
Al 31 de diciembre de 2015 la Compañía mantenía participaciones en una superficie aproximada de 15.517.000 acres brutos
de exploración en Argentina, y aproximadamente 881.000 acres de exploración y producción están localizados en áreas de
shale oil y de shale gas.
Durante 2015, la Compañía perforó dos pozos onshore en la Cuenca Neuquina: (i) Mangrullo a-1048, en el área de El
Mangrullo y (ii) TA a-1149d en Jagüel de los Machos. Adicionalmente, la Compañía comenzó la perforación del pozo PNE x-
1004, en el área de Parva Negra Este, actividades que debieron ser temporalmente suspendidas debido a problemas
mecánicos. Se estima completar la perforación en 2016. En febrero de 2016 se completó la perforación del pozo iniciada
durante 2015 PNE x-1001, en el área Parva Negra Este.
El objetivo principal de los pozos de Parva Negra Este es obtener datos y evaluar la productividad de la Formación Vaca
Muerta a una profundidad de 2.300 metros. Estos pozos son parte fundamental en el programa de exploración de recursos No
Convencionales iniciado en 2013.
El pozo a-1048, del área El Mangrullo, fue perforado para delimitar el descubrimiento realizado previamente en 2013 en la
Formación Agrio con la perforación del pozo Mangrullo x-1015. Durante 2015, se realizó la terminación y posterior ensayo de
los dos pozos (perforados en 2014 y 2015, respectivamente).
El pozo TA a-1149d fue perforado con el objetivo de delimitar la porción sur del yacimiento Tapera Este en el área Jagüel de
los Machos y actualmente se encuentra en producción.
En 2015, la Compañía perforó las siguientes áreas no operadas en la Cuenca Neuquina: AtO.x-1 en el área Río Atuel y JCPS.x-
1001 en Gobernador Ayala, ambos en la provincia de Mendoza, y PB.xp-226 en Entre Lomas en la Provincia de Río Negro.
AtO.x-1 y JCPS.x-1001 fueron pozos de descubrimiento de petróleo y PB.xp-226 actualmente se encuentra sometido a
pruebas de producción de gas, aunque no hay certeza de su potencial productivo. Adicionalmente, se perforó en la Cuenca
del Noroeste el pozo Los Blancos.x-1002, en el área Chirete, que finalizó en enero de 2016. Se completarán las actividades
de perforación durante el año 2016.
En 2014, la Compañía inició la producción temprana del descubrimiento de petróleo no convencional en la Provincia de
Neuquén, luego de descubrimiento realizado en 2013 con la perforación del pozo exploratorio Rincón de Aranda x-1. Durante
2015, se continuaron efectuando actividades de perforación. Adicionalmente, se extendieron las actividades de ensayo y
producción de gas el pozo SCh.x-97, el cual resultó descubridor de gas No Convencional en la Formación Vaca Muerta
perforado en el 2013 y terminado en el 2014.
Área para la Exploración de reservas de hidrocarburos no convencionales
El 6 de diciembre de 2013, la Sociedad adquirió una participación del 85% en un acuerdo de operación conjunta (UTE) en
asociación con GyP, quien tiene el 15% restante, para la exploración y explotación potencial de la zona de Parva Negra Este,
situado en el Cuenca Neuquina.
El permiso de exploración tiene una validez de cuatro años, más una prórroga de un año con el derecho de solicitar la
concesión de explotación durante 25 años, que también puede ser extendido por otros 10 años. Este acuerdo fue aprobado
por el Poder Ejecutivo de la provincia de Neuquén a través del Decreto N° 575/2014, publicada el 4 de abril de 2014.
El 24 de julio de 2015, la Provincia de Neuquén aprobó por medio del Decreto Nº 1600/2015 la venta del 50% de la
participación de la Sociedad en Parva Negra Este a ExxonMobil Exploration Argentina S.R.L.
La Sociedad es dueña de concesiones en la Cuenca Neuquina con potencial de shale oil y de shale gas. El desarrollo de
recursos no convencionales exigirá grandes inversiones de capital. Ver "Exploración y Producción: Revisión de Resultados y
Perspectivas-futura capital de Requisitos de Petróleo y Gas".
59
Reservas
Las reservas probadas son estimadas por los ingenieros de reservorio de la Compañía. La ingeniería de reservas es un proceso
subjetivo de estimación de acumulación de hidrocarburos que no pueden ser medidos de una manera exacta y que depende
de la calidad de la información disponible y de la interpretación y juicio de los ingenieros y geólogos. Por lo tanto, las
estimaciones de reservas, así como los perfiles de producción futuros, son a menudo diferentes de las cantidades de
hidrocarburos que finalmente se recuperan. La validez de tales estimaciones depende en gran medida de los supuestos sobre
las cuales se basan.
Petrobras Argentina considera que las estimaciones de volúmenes de reservas recuperables de petróleo y gas son en su
conjunto razonables. Dichas estimaciones de reservas fueron preparadas de acuerdo con las normas de Modernización de
Presentación de Informes sobre Petróleo y Gas de la SEC, emitidas a finales de 2008.
Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, el 81%, 80% y 73%, respectivamente, de las reservas estimadas de la Compañía
fueron evaluadas por DeGolyer and MacNaughton.
El proceso de estimación de reservas se inicia con una evaluación inicial de los activos por geofísicos, geólogos e ingenieros.
Un Coordinador de Reservas (Coordinador de Reservas, o "RC") protege la integridad y objetividad de las estimaciones de
reservas mediante la supervisión y la prestación de apoyo técnico a los equipos técnicos que son responsables de la
preparación de las estimaciones de reservas. Los equipos técnicos de la Sociedad tienen títulos en geofísica, geología,
ingeniería del petróleo y contabilidad, y están capacitados internamente en seminarios de estimaciones de reservas. El
principal técnico oficial responsable de la supervisión de la preparación de las reservas de la Sociedad es un miembro de la
Society of Petroleum Engineers (el "SPE"), con 25 años de experiencia en actividades de exploración y producción, y ha
estado con PESA durante 25 años. Las estimaciones de reservas de la Sociedad son aprobadas por el Director de Producción
de Petróleo y Gas Exploración y sometidas al Directorio de la Sociedad.
La mayoría de las estimaciones de las reservas relacionadas con las áreas en las que la Sociedad no actúa como operador
fueron preparadas por los operadores y posteriormente revisadas por los ingenieros de petróleo de la Sociedad antes de
realizar la evaluación de las reservas probadas de la Sociedad. Se estimaron las reservas de hidrocarburos reportadas con
base a juicios profesionales geológicos y de ingeniería y en la información suministrada por la Sociedad antes del 14 de enero
de 2016. Por lo tanto son objeto de revisiones, ascendente o descendente, como resultado de las operaciones futuras o como
información adicional que se disponga.
Al 31 de diciembre de 2015, las reservas de hidrocarburos líquidos y gas natural probadas desarrolladas y no desarrolladas
totalizaron 183,1 millones de barriles de petróleo equivalente (66,8 millones de barriles de petróleo y 697,4 miles de MMpc o
116,2 millones de barriles de gas natural), lo que representa una disminución del 13,1% en comparación con las reservas
certificadas al 31 de diciembre de 2014 (una disminución del 21% y 7,8% para hidrocarburos líquidos y gas natural,
respectivamente). Durante 2015, las revisiones de las estimaciones anteriores para los campos ubicados en Argentina
representaron una disminución de 0,5 MMbpe. Además, representaron una disminución de 3,9 MMbpe atribuible a un mayor
descenso de lo esperado en las reservas mantenidas a través de empresas mixtas de Venezuela.
Al 31 de diciembre de 2015, el total de las reservas de la Sociedad probadas hidrocarburos líquidos y gas natural
representaron el 37% y 63%, respectivamente, del total de las reservas de la Sociedad probadas al 31 de diciembre de 2015.
Aproximadamente el 10% de las reservas probadas de la Sociedad totales a dicha fecha fueron localizados fuera de la
Argentina.
Al 31 de diciembre de 2015, las reservas probadas desarrolladas de petróleo crudo equivalente representaron el 59,4% del
total de reservas probadas de petróleo crudo equivalente.
Al 31 de diciembre de 2015, el total de reservas probadas de petróleo (incluye petróleo crudo, condensado y líquidos de gas
natural) y gas natural de Petrobras Argentina representa, a los niveles de producción de 2015, un horizonte de 7 años.
El siguiente cuadro refleja, por país, las reservas probadas estimadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo y gas
natural al 31 de diciembre de 2015, correspondientes a las subsidiarias consolidadas y compañías relacionadas no
consolidadas.
60
(1) El gas se convierte en petróleo equivalente utilizando un factor de 6.000 pies cúbicos de gas por barril de petróleo
equivalente.
Los cálculos de reservas se basan en pronósticos de la producción de yacimientos, que dependen de una serie de parámetros
técnicos, tales como interpretación sísmica, mapas geológicos, pruebas de pozo, estudios de ingeniería de reservorios y datos
económicos. Todas las estimaciones de reservas presentan cierto grado de incertidumbre. La incertidumbre depende
principalmente de la cantidad de datos confiables geológicos y de ingeniería disponibles al momento de realizarse la
estimación y la interpretación de dichos datos. Por lo tanto, las estimaciones se realizan utilizando los datos más confiables
al momento de la estimación, de acuerdo con las mejores prácticas de la industria del petróleo y del gas.
Las declaraciones incluidas en esta sección en relación con proyectos de exploración y desarrollo y estimaciones de
producción son proyecciones futuras y están sujetas a riesgos e incertidumbres significativos. Si bien la Sociedad considera
que las expectativas reflejadas en las proyecciones futuras son razonables, no puede garantizar que los niveles actuales de
actividad, producción o rendimiento cumplan con tales expectativas. Ver “Factores de Riesgo.”
61
El siguiente cuadro contiene, por área geográfica, el total de reservas probadas y el total de reservas probadas desarrolladas
de petróleo crudo, condensado y líquido de gas natural, y las reservas de gas natural desarrollado, en las fechas indicadas.
Esta tabla incluye la participación neta de la Sociedad en las reservas probadas de las subsidiarias, operaciones conjuntas y
asociadas. La participación neta de la Sociedad en las reservas probadas de las participadas no consolidadas representa el
10% de las reservas probadas totales de la Sociedad a 31 de diciembre de 2015.
(1) Gas es convertido a petróleo equivalente usando un factor de 6.000 pies cúbicos de gas por 1 barril de petróleo
equivalente.
62
El cuadro que figura a continuación presenta las reservas probadas totales de hidrocarburos líquidos y gas natural con un
detalle de reservas probadas y desarrolladas y reservas probadas y no desarrolladas al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013.
Las reservas estimadas fueron sujetas a evaluación económica para determinar sus límites económicos. Las reservas
estimadas en la República Argentina se muestran antes del pago de regalías debido a que éstas poseen atributos similares a
los de un impuesto a la producción y que además no se pagan en especie, por lo tanto, se tratan como costos operativos. En
Venezuela, las reservas estimadas fueron calculadas en base a la estructura contractual vigente, antes de regalías, y a partir
de multiplicar la participación de la Compañía en cada empresa mixta por el volumen de reservas probadas de cada empresa
mixta.
Al 31 de diciembre de 2015, el 59% de las reservas probadas de la Sociedad estaban desarrolladas mientras que el 41% no
estaban desarrolladas. Las reservas probadas desarrolladas totalizaron 108,8 millones de barriles de petróleo equivalente.
Durante 2015 la Sociedad invirtió USD 224 millones para convertir aproximadamente 19 millones de barriles de reservas
probadas no desarrolladas en reservas probadas desarrolladas.
La disminución del 15% de las reservas probadas no desarrolladas en 2015 en comparación a 2014 se debe principalmente a:
(1) la conversión de aproximadamente 19 MMbpe de las reservas probadas no desarrolladas a reservas probadas
desarrolladas, principalmente a través de las actividades de perforación en las áreas de producción en la Cuenca Neuquina;
(2) extensiones y descubrimientos (principalmente del proyecto El Mangrullo Agrio en la Cuenta Neuquina), lo que dio
lugar a la adición de 11,0 MMbpe de las reservas probadas no desarrolladas;
(3) la venta a CGC S.A. de toda la participación en la Cuenta Austral, lo que resultó en una disminución de 5,6 MMboe;
y
(4) un aumento de 0.7 MMboe de las reservas probadas no desarrolladas, en base a las revisiones positivas a las
estimaciones previas de las reservas.
Las actividades descritas en los apartados (1), (2), (3) y (4) anterior dio lugar a una disminución neta de 12,9 MMbpe en las
reservas probadas no desarrolladas en 2015 en comparación con 2014.
Al 31 de diciembre de 2015, las reservas probadas no desarrolladas totalizaron 74,3 millones de barriles de petróleo
equivalente, los cuales corresponden a pozos ubicados dentro de yacimientos de reservas probadas desarrolladas y de gas,
donde se han programado actividades para mantener niveles de producción de acuerdo con los contratos y plantas instaladas.
La compañía tiene previsto poner el 92% de estas reservas probadas no desarrolladas en producción a través de actividades
que se ejecutarán durante los próximos cinco años. De estas reservas, el 8% se desarrollarán a lo largo de períodos superiores
a cinco años y se localizan principalmente en los yacimientos de gas, donde se han programado actividades para mantener
niveles de producción de acuerdo con los contratos y plantas instaladas.
La Sociedad cuenta con un total de 6,1 millones de barriles de petróleo equivalente de reservas probadas no desarrolladas en
Argentina que han sido contabilizadas durante más de 5 años como consecuencia de reservas principalmente ubicadas en
yacimientos de gas donde se han programado actividades para mantener los niveles de producción de acuerdo con los
contratos y las plantas instaladas.
La Sociedad considera prioritario el desarrollo de nuevas oportunidades de negocio asociadas a reservas de gas no
convencional en Argentina. Durante 2015 la Sociedad perforó diez nuevos pozos en Río Neuquén, tres pozos en el área El
Mangrullo y cuatro pozos en el área Sierra Chata con el fin de desarrollar reservas de gas no convencional de la formación
63
Punta Rosada y la formación Mulichinco. La Sociedad espera comercializar el gas no convencional producido en estas zonas
bajo el programa “Gas Plus” tal como fue aprobado por la ex-SE.
Existe incertidumbre en relación con la estimación de cantidades de reservas probadas y la proyección de futuros niveles de
producción y la oportunidad de los gastos de desarrollo, incluyendo ciertos factores fuera del control de la Sociedad. Los
datos sobre reservas presentados en este Prospecto sólo representan estimaciones de las reservas de petróleo y gas probadas
de la Sociedad. La evaluación de reservas es un proceso subjetivo para estimar acumulaciones subterráneas de petróleo
crudo y gas natural que no pueden ser medidas en forma precisa. La exactitud de una estimación de reservas resulta de los
datos disponibles y de la interpretación y el criterio de ingeniería y geológico de las reservas y de la ingeniería de
reservorios. En consecuencia, las estimaciones de los distintos ingenieros difieren a menudo. Asimismo, los resultados de la
perforación, testeo y producción posteriores a la fecha de una estimación pueden justificar la revisión de tal estimación de
modo que las estimaciones de reservas en un momento específico difieren a menudo de las cantidades de petróleo y gas que
finalmente se recuperan. Además, las estimaciones de ingresos futuros netos provenientes de reservas probadas de la
Sociedad y el valor actual de las mismas están basadas en suposiciones acerca de los niveles de producción, precios y costos
futuros que, con el transcurso del tiempo, pueden demostrar no ser las correctas. Las predicciones sobre los precios, costos
y volúmenes de producción futuros están sujetas a una gran incertidumbre y pueden demostrar no ser las correctas con el
transcurso del tiempo. La significatividad de tales estimaciones depende en gran parte de la exactitud de las suposiciones en
las que se basan. Por lo tanto, la Sociedad no puede asegurar que se alcanzarán determinados niveles de producción
específicos o que los mismos generarán determinados flujos de fondos. La cantidad real de las reservas de la Sociedad y sus
futuros flujos de fondos pueden diferir sustancialmente de las estimaciones presentadas en este Prospecto.
La Sociedad reemplaza sus reservas a través de la adquisición de yacimientos en producción, la exploración y la
“comprobación” de reservas en yacimientos existentes. “Comprobación” es el proceso por el cual reservas adicionales
clasificadas como “reservas probables y posibles” en un yacimiento productivo son alcanzadas y reclasificadas como
“reservas probadas”. La Sociedad prueba reservas con técnicas de manejo de reservorio, tales como proyectos de control de
inyección y mejora en la recuperación de petróleo. Las técnicas de manejo de reservorio que actualmente se utilizan son la
inyección de agua y la perforación horizontal de pozos, incluyendo los pozos productivos y de inyección. También son
utilizadas tecnologías tales como el proceso sísmico 3D, pozos horizontales y de avanzada, perforación desbalanceada y
estimulación numérica de reservorio.
Ventas
El siguiente cuadro brinda información sobre las ventas del segmento de exploración y producción de petróleo y gas
(incluyendo compañías controladas), desglosadas por área geográfica correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de
diciembre de 2015, 2014 y 2013.
La disminución de las ventas durante el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2015 se debió principalmente a que el
efecto positivo del aumento en los precios promedio de ventas de gas fue compensados por una disminución en los volúmenes
de ventas de petróleo y gas.
Compromisos de entrega
La Sociedad se encuentra comprometida a proporcionar cantidades fijas y determinables de petróleo crudo y gas natural en
un futuro próximo bajo una variedad de acuerdos contractuales.
En lo que respecta al petróleo crudo, la Sociedad vende sustancialmente la totalidad de su producción argentina al segmento
de Refinación y Distribución para satisfacer sus necesidades de refinación. Al 31 de diciembre de 2015, la Compañía no
estaba contractualmente comprometida para entregar cantidades de materiales de petróleo crudo a terceros en el futuro.
Al 31 de diciembre de 2015, la Sociedad se encontraba contractualmente comprometida a entregar 298 millones de m3 de
gas natural en 2016, De acuerdo las estimaciones de la Sociedad, al 31 de diciembre de 2015 sus compromisos de entrega
contractuales para 2016 se podrán cumplir con su propia producción y, si es necesario, con compras a terceros.
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Oleoducto de Crudos Pesados (OCP)
En 2001, el Gobierno de Ecuador adjudicó a OCP por el plazo de 20 años, la construcción y operación del oleoducto de 503
Km. de longitud que corre desde la región del noreste de Ecuador a la terminal de distribución de Balao en la costa del
Océano Pacífico. Al 31 de diciembre de 2015, la Sociedad tiene una participación del 11,42% en OCP. Los otros accionistas de
OCP son Andes Petroleum, Ecuador Ltd., Perenco Ecuador Limited, Occidental del Ecuador Inc., Repsol-YPF Ecuador S.A. y
AGIP Oleoducto de Crudos Pesados B.V.
El oleoducto tiene una capacidad de transporte de petróleo de aproximadamente 450.000 barriles por día, de los cuales al
menos 350.000 barriles por día han sido comprometidos en virtud de contratos de transporte que contienen cláusulas de
“ship or pay”. Debido a que el oleoducto corre a través de áreas ecológicamente sensibles, el oleoducto ha sido construido
acorde con estrictas normas de protección ambiental y estándares técnicos. La construcción del oleoducto se terminó en
2003.
Ecuador TLC S.A., subsidiaria de la Sociedad, ha celebrado un contrato de transporte con OCP que incluye una cláusula “ship
or pay”, en virtud de la cual se ha comprometido a transportar 80.000 barriles por día por el término de 15 años a partir del
mes de noviembre de 2003.
Durante 2013, varias resoluciones judiciales inconsistentes fueron emitidas en relación con ciertas divergencias
interpretativas entre OCP y las autoridades fiscales del Ecuador. En 2014, sin embargo, la posición de las autoridades fiscales
del Ecuador fue confirmada por la Corte Nacional de Justicia de Ecuador. OCP presentó ciertas peticiones de protección
extraordinario ante la Corte Constitucional del Ecuador, que fueron rechazadas a finales de 2014.
Al 31 de diciembre de 2015, OCP tenía un patrimonio neto negativo. La Sociedad no se ha comprometido a realizar aportes
de capital o ayudar económicamente a OCP. Por lo tanto, la participación de la Sociedad en OCP fue valorado en cero.
Para un análisis más detallado ver “— Exploración y Producción de Petróleo y Gas—Producción—Producción en el Exterior—
Ecuador”
Oleoductos del Valle S.A. – Oldelval
Al 31 de diciembre de 2015 la Sociedad posee una participación del 23,1% en Oldelval, que es titular de una concesión de
transporte de petróleo crudo a través de 888 Km. de longitud de un oleoducto entre la Cuenca Neuquina y Puerto Rosales
(ubicado en la Provincia de Buenos Aires). La concesión fue otorgada por un plazo de 35 años a partir de 1993, con una
opción de renovación por un plazo de diez años. Los otros accionistas de Oldelval son YPF, Chevron Argentina S.R.L.,
Pluspetrol S.A., Pan American Energy Ibérica S.L. y Tecpetrol S.A.
El tramo Allen y Puerto Rosales tiene una capacidad de transporte de aproximadamente 220.000 barriles por día, con una
capacidad de almacenamiento de un millón de barriles.
Durante 2015, el volumen de crudo transportado por Oldelval en el tramo Allen - Puerto Rosales totalizó 51,6 millones de
barriles, un 2,9% inferior al transportado durante el ejercicio anterior debido principalmente a una declinación en la
producción de la Cuenca Neuquina.
Las leyes aplicables al transporte de hidrocarburos a través de oleoductos, basadas en el principio de libre acceso, asignan
cuotas de preferencia de carga a los propietarios del oleoducto basadas en sus tenencias accionarias. Las tarifas de
transporte de gas son fijadas por el Ministerio de Energía y Minería.
Competencia
Los negocios de la Sociedad vinculados con el petróleo y el gas están sujetos a fluctuaciones en los precios del petróleo
determinadas por las condiciones del mercado internacional y los controles internos de precios, restricciones a las
exportaciones y otras regulaciones. En el negocio de petróleo y gas fuera de Argentina, la Sociedad enfrenta la competencia
de productores de petróleo y gas de todo el mundo.
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REFINACIÓN Y DISTRIBUCIÓN
A través del segmento de Refinación y Distribución, Petrobras Argentina permite lograr el aprovechamiento integral de sus
reservas de hidrocarburos. Las operaciones del segmento de Refinación y Distribución constituyen el eslabón necesario para
completar la cadena de valor que comienza con la exploración y procesamiento del crudo y del gas, y finaliza con la atención
al cliente en la red de estaciones de servicio y la oferta de productos petroquímicos.
Al 31 de diciembre de 2015, la Sociedad lleva a cabo sus operaciones de Refinación y Distribución en Argentina, donde opera
la Refinería Ricardo Eliçabe (“La Refinería”) y una red de 265 estaciones de servicios. Adicionalmente, la Sociedad posee una
participación del 28,5% en Refinor.
La estrategia principal de la Sociedad en el segmento de Refinación y Distribución es buscar rentabilidad, balanceando la
cadena crudo – refinación – logística comercial.
Entre el 20 de agosto y el 30 de septiembre de 2014 La Refinería completó con éxito su parada de planta programada de las
unidades de proceso de refino, como así también los servicios auxiliares y offsites, para realizar mantenimiento general en el
reformador catalítico, unidad de hidrotratamiento, unidad de destilación atmosférica (relleno) y la unidad de destilación al
vacío.
El 2 de mayo de 2011, la Sociedad vendió a Oil Combustibles S.A. ("Oil Combustibles") la Refinería San Lorenzo, sus
instalaciones de carga y descarga y la porción de la red de Estaciones de Servicio asociadas a dicha refinería, tras un acuerdo
para la venta de dichos activos aprobado por el Directorio el 4 de mayo de 2010. Esta transacción fue consistente con la
estrategia de la Sociedad de evaluar continuamente su negocio y estructura de la cartera de activos con el fin de identificar
oportunidades de maximizar el valor para sus accionistas. En noviembre de 2015, la venta de la Refinería San Lorenzo, sus
instalaciones de carga y descarga y la porción de la red de Estaciones de Servicio asociadas a dicha refinería fue aprobado
por la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia (“CNDC"). A la fecha del presente Prospecto, la venta de ciertas
estaciones de servicio asociadas permanece sujeta a la aprobación de la CNDC.
El mercado argentino de combustibles líquidos
En 2015, el mercado local de combustibles líquidos —naftas y gasoil— experimentó un aumento de volumen de 21.7 MMm3, lo
que representa un 3% respecto de 2014. Según la ex-SE, el volumen de las ventas de combustibles líquidos en el mercado
doméstico aumentó 1.9% a 13.2 MMm3 como consecuencia de un aumento de demanda del segmento automotor.
Según la ex-SE, el mercado de naftas creció un 5.6% con un volumen de ventas de 8,5 MMm3.
Finalmente, el mercado de GNC creció un 4,6% respecto de 2014, con un volumen de venta de 2,9 MMm3.
División Refinación
Refinería Ricardo Eliçabe
Al 31 de diciembre de 2015, la Refinería Dr. Ricardo Eliçabe tiene una capacidad instalada de 30.200 barriles diarios de
petróleo y está ubicada en Bahía Blanca, Provincia de Buenos Aires, lugar estratégico para la recepción de crudos de la
Cuenca Neuquina y en una posición inmejorable para el abastecimiento vía marítima del petróleo procedentes de las cuencas
del Golfo San Jorge o Santa Cruz Sur, o eventualmente, para importar crudo de los mercados internacionales. Produce una
gran variedad de productos: nafta normal; nafta súper y nafta podium, gasoil, fuel oil, asfaltos y gases licuados (propano,
butano).
En la refinería también se elaboran mezclas intermedias de fuel oil para uso como combustible de buques, materias primas
para solventes y cortes para la industria petroquímica. La refinería cuenta con una capacidad de almacenamiento de 480.000
barriles de productos pesados y 690.000 barriles de productos livianos.
En 2015, la Refinería Bahía Blanca procesó 28.704 barriles de petróleo diarios, siendo este volumen procesado un 6% superior
al año 2014. En 2014, la Refinería procesó un promedio de 27.068 barriles de petróleo diarios. Durante 2015, junto con el
procesamiento típico de crudos nacionales, se procesaron exitosamente diversos crudos importados de distintas calidades.
Durante 2015, las inversiones en la refinería se destinaron principalmente a seguridad y medio ambiente, conformidades
legales y optimización y modernización de los distintos sectores de la refinería. Entre ellas se destacan la adquisición de una
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Unidad Recuperadora de Vapores (VRU) dentro del plan modernización del sector de carga de despacho de camiones,
limpieza de las piletas de tratamientos de efluentes líquidos, paradas programadas de unidades de proceso y adecuaciones
en los sitios de cargas de barcazas en Puerto Galván. Adicionalmente, fueron reparados tanques de almacenamiento aéreos.
Planta de Dock Sud
La planta de Dock Sud, situada en la Provincia de Buenos Aires, cuenta con una capacidad de almacenamiento de
aproximadamente 1.230.000 barriles de productos pesados y livianos. La recepción de petróleo crudo se efectúa desde el
oleoducto que conecta Bahía Blanca con Dock Sud.
Durante 2015, la Compañía comenzó con la renovación del parque de tanques anteriormente utilizada para la recepción y
despacho de crudo en la terminal Dock Sud, con el objetivo de aumentar la capacidad de almacenamiento para combustibles
ligeros.
Planta de Caleta Paula
Es la planta de recepción y despacho más nueva de la Compañía. Está situada en la Provincia de Santa Cruz, cerca de la
Ciudad de Comodoro Rivadavia, en el sur de Argentina. Esta ubicación permite mejorar notablemente las capacidades
logísticas de la Compañía en una zona alejada de las refinerías. Por otra parte, le permite mantener un stock importante de
productos demandados en la zona sur del país (naftas, gasoil y lubricantes) para atender al mercado. El abastecimiento se
realiza por buques, ya que está ubicada sobre la costa atlántica, y dispone de cargadero de camiones para llegar a los
clientes. Posee una capacidad de almacenamiento de 82.000 barriles de productos livianos.
Durante 2015, se continúa con la adecuación de todos los tanques con el objetivo de cumplir las normativas de Seguridad y
Medio Ambiente vigentes.
Plan de inversiones de Refinación
En 2016, la refinería continuará realizando las inversiones necesarias en conformidad legal, sostenimiento y confiabilidad de
la operación de la planta, entre las que se destaca la continua adecuación del parque de tanques a las normativas existentes,
proyectos de mantenimiento de las instalaciones con el objeto de mantener la confiabilidad y optimizar la operación de las
unidades, continuidad de la adecuación de los sitios de carga en Puerto Galván y paradas programadas en la unidades de
visbreaking e hidroprocesos. Adicionalmente, se continúa avanzando con la etapa de Ingeniería Básica Extendida del
Proyecto de una nueva unidad de hidrotratamiento de gas oil y la ampliación de la capacidad de procesamiento de crudo.
En Dock Sud, las principales inversiones se destinarán para adecuar la sala de bombas, reservorio y ductos de la red de
incendios, y se continuará con el plan de adecuación de tanques a las normativas vigentes y la puesta en valor del parque de
tanques destinado a incrementar la capacidad almacenamiento de productos livianos.
A su vez, en Caleta Paula se realizarán inversiones de sostenimiento y cumplimiento legal, necesarias para adecuar la
operación, destacándose los trabajos de adecuación de tanques, cañerías y planta de ósmosis inversa.
División Distribución
Al 31 de diciembre de 2015 la Sociedad cuenta con una red comercial de estaciones de servicio que le permite atender la
demanda de clientes en varias regiones de la Argentina. En los últimos años, la estrategia de la Compañía consistió en
optimizar la cartera de clientes para adaptar su tamaño a la capacidad de refinación y eficientizar la distribución.
Al 31 de diciembre de 2015, la Sociedad cuenta con una red de 265 estaciones de servicio ubicadas en Argentina, de las
cuales todas llevan la marca "Petrobras" y 36 cuentan con comercios Spacio "1".
En 2015 se continuó con el programa de reemplazo de surtidores en la red de estaciones de servicio y con el programa de
renovación de Compresores de GNC de la Red Propia.
Asimismo, se avanzó con el plan de renovación de imagen a lo largo de toda la red de estaciones de servicio, implementando
en alguna de ellas la nueva imagen EcoPlus, la cual se adapta a criterios de avanzada en eficiencia energética y cuidado del
medio ambiente.
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Para el 2016 la Compañía tiene previsto continuar con las inversiones de imagen EcoPlus y con el recambio de tanques de las
estaciones de servicios de todo el país, instalaciones de equipos compresores de GNC y renovación en tiendas de
conveniencia.
El siguiente cuadro refleja los puntos de venta (estaciones de servicio) de Petrobras Argentina al 31 de diciembre de 2015:
(1) De propiedad o bajo el control de Petrobras Argentina conforme a contratos de largo plazo u otro tipo de relación
contractual que asegura un control directo a largo plazo sobre dicho punto de venta.
(2) El término “franquiciados” se utiliza para las estaciones de servicio de propiedad de terceros con los cuales
Petrobras Argentina ha firmado un contrato de franquicia en virtud del cual Petrobras Argentina tiene derecho a: (i)
convertirse en el exclusivo proveedor de la estación de servicio y (ii) poner su marca comercial en la estación de servicio.
Las leyes vigentes establecen que los plazos de los contratos con las estaciones de servicio serán de 5 años para estaciones
existentes y 8 años para nuevas construcciones.
Durante 2015, las ventas de combustibles líquidos de Petrobras Argentina al mercado interno alcanzaron un volumen de 1,29
MMm3. Como resultado, la participación de mercado de la Sociedad fue del 5,9% ocupando el cuarto puesto en el mercado
argentino de combustibles.
Del total de 1,29 MMm3 volumen de ventas durante 2015, 0,84 MMm3 corresponden a gasoil, un aumento del 7,7% en
comparación con 2014. Las ventas de naftas, en cambio, totalizaron 0,45 MMm3, una disminución del 8,2% en comparación
con 2014. Las ventas de diesel y naftas representaron una participación en el mercado del 6,4% y 5,2%, respectivamente. Las
ventas de combustibles líquidos y gasolina de la Compañía representaban el 6,4% y 5,5%, respectivamente, del total de las
ventas de estos productos en el mercado argentino en 2015. Adicionalmente, las ventas de naftas premium alcanzaron los
92,1 mil metros cúbicos anuales, lo que resultó en una participación de mercado del 3,9%.
Otro foco importante de desarrollo del negocio de Distribución son los lubricantes. En los últimos años, la Compañía buscó
consolidar la marca Lubrax en el mercado argentino mediante el desarrollo de clientes exclusivos de lubricantes, el
apalancamiento de la venta combinada con los combustibles líquidos y promociones en los puntos de ventas.
En el 2015 las ventas de Lubrax en el mercado argentino totalizaron 16,9 mil metros cúbicos, lo que si bien representa un
aumento en términos volumétricos del 5,0% respecto de 2014, permitiendo incrementar la participación de mercado hasta el
1,6% en un mercado total que creció.
Adicionalmente se vende productos de petróleo a los mercados industriales, de construcción y de marina. Los productos
vendidos en estos mercados incluyen combustibles y lubricantes marinos, asfaltos y otros productos. En 2015 el mercado de
IFO´s Bunker se contrajo un 51,8% hasta un volumen de 0,95 millones de metros cúbicos, de los cuales la Compañía
comercializó aproximadamente 81,7 mil metros cúbicos de IFOs y 13,2 mil metros cúbicos de Gas Oil Bunker, con un market
share de 9,7% y 9,4%, respectivamente. La demanda local de ambos productos también disminuyó 47,1% en comparación con
el año anterior, debido principalmente al segmento de refinación local dirigido a la producción de aceite combustible para
plantas de energía y al asfalto con una disminución en la producción de IFO y GO búnker.
En 2015 las ventas de la Sociedad en el mercado de asfaltos totalizaron 70 mil toneladas, representando un 17,3% de
participación de mercado. El asfalto de mayor calidad, desarrollado desde 2011, representó el 67% del suministro de asfalto
de la Refinería.
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El siguiente cuadro presenta la producción y las ventas correspondientes al segmento de Refinación y Distribución para los
ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013:
Refinor
La Sociedad tiene una participación del 28,5% en Refinor. Los otros accionistas de la misma son: YPF (50%) y Pluspetrol S.A.
(21,5%). Las actividades en que Refinor se encuentra presente son: refinación de petróleo, industrialización de gas,
transporte de productos y su comercialización y venta.
Refinor posee la única refinería en la región norte de Argentina, ubicada en Campo Durán, Provincia de Salta. La capacidad
de refinación de Refinor es de aproximadamente 26.400 barriles de petróleo por día y la capacidad de procesamiento es de
20,4 MMm3 diarios de gas natural.
Para obtener sus productos, Refinor cuenta con las siguientes plantas de procesamiento: una unidad de destilación
atmosférica de crudo (Topping), una unidad de destilación al vacío, una unidad de hidrotratamiento de nafta, un reformado
catalítico de naftas (Reforming), una planta de isopentano mediante destilación fraccionada del Turbex la gasolina (en
funcionamiento desde abril de 2013), dos unidades de procesamiento de gas por turboexpansión y de fraccionamiento de
LPG, además, una planta de producción de servicios auxiliares (agua industrial, vapor, energía eléctrica, aire) utilizados en
las distintas plantas de proceso.
La Refinería de Campo Durán recibe petróleo crudo, condensado y gas natural provenientes de la Cuenca del Noroeste y de
Bolivia. Estas operaciones se realizan a través de dos oleoductos y tres gasoductos.
Por otra parte Refinor opera un poliducto de 1.109 Km de longitud, desde Campo Durán (Salta) hasta Montecristo (Córdoba)
para la distribución de sus productos. A lo largo del mismo, se abastece a las plantas de despacho de Banda Río Salí
(Tucumán), Güemes (Salta) y Leales (Tucumán). Este poliducto es la vía de distribución más importante de todos los líquidos
que se generan en la Cuenca Noroeste de la República Argentina y a través del mismo se transporta gasoil, naftas para uso
petroquímico, motonaftas para uso automotor, kerosene, butano y propano.
Al 31 de diciembre de 2015 , Refinor cuenta con una red comercial de 65 estaciones de servicio ubicadas en las Provincias de
Salta, Tucumán, Jujuy, Santiago del Estero, La Rioja, Catamarca y Chaco. En las mismas, dispone de una línea de
combustibles de alta performance: Refinor 97 (97 octanos), Súper (95 octanos) y Eco Diesel.
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En 2015, el promedio diario de crudo procesado fue de 9.075 barriles, que representa una disminución del 38,4% con
respecto al año anterior. Durante el año 2015, sólo se recibieron 443 mil barriles de petróleo de Bolivia, que representa el
18% del volumen recibido en 2014.
La comercialización alcanzó los 637 mil m3, que representa una disminución del 32% respecto al año anterior, de los cuales
518 mil m3 corresponden al mercado local y 119 mil m3 destinados al mercado externo. En el Noroeste de la Argentina,
Refinor tuvo una participación de aproximadamente el 26,5% y 17,5% en el mercado de motonaftas y gasoil,
respectivamente. Refinor continúa siendo la segunda petrolera con mayor cantidad de bocas y volumen comercializado en
dicha región del país.
Por su parte, el procesamiento de gas alcanzó un promedio diario de 14,7 MMm3, cifra que representa una disminución del
4,3% con respecto al 2014. Sin embargo, durante el año 2015, Refinor produjo 298.000 toneladas de GLP, lo que representa
una disminución de 6,3% en comparación con su producción de GLP durante el 2014.
Las ventas de GLP ascendieron a aproximadamente 275.000 toneladas durante el año, un incremento del 9% con respecto a
2014.
El siguiente cuadro presenta la producción y las ventas correspondientes a Refinor para los ejercicios finalizados el 31 de
diciembre de 2015, 2014 y 2013:
Competencia
Los principales competidores de la Sociedad en Argentina son YPF, Shell CAPSA, Esso Petrolera Argentina S.R.L., y Oil
Combustibles, los cuales poseen una participación en el mercado interno de venta de aproximadamente el 58,1%, 15,2% y
14,4%, y 4,4% respectivamente.
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PETROQUÍMICA
El segmento de Petroquímica es un componente clave en la estrategia de la Sociedad de integración vertical de sus
operaciones. El objetivo de la Sociedad en el segmento de negocios Petroquímica es mantener su posición en el mercado de
estirénicos mediante la capitalización de las condiciones actuales y maximizar el uso de sus propias materias primas
petroquímicas.
Al 31 de diciembre de 2015, las operaciones petroquímicas de la Sociedad se basan enteramente en Argentina. Produce una
amplia gama de productos tales como bases octánicas para naftas, solventes aromáticos, hexano y otros solventes parafínicos
hidrogenados, propelente para industria cosmética, estireno monómero, caucho y polímeros para el mercado local y exterior.
Operaciones en Argentina
La Sociedad es la única productora argentina de estireno monómero, poliestireno y elastómeros y el único productor
integrado de productos que van del petróleo y el gas natural a los plásticos. Como parte del esfuerzo para integrar sus
operaciones, la Sociedad utiliza un volumen sustancial de estireno para la producción de poliestireno y caucho sintético.
La división de Petroquímica dispone de:
- Un Complejo Petroquímico Integrado en Puerto General San Martín, Provincia de Santa Fe, con una capacidad de
producción anual de 50.000 toneladas de gases (GLP y propelente), 155.000 toneladas de aromáticos, 290.000 toneladas de
gasolina y refinado, 160.000 toneladas de estireno, 58.500 toneladas de caucho sintético, 180.000 toneladas de etilbenceno y
31.000 toneladas de etileno.
- Una planta de poliestireno, ubicada en Zárate, Provincia de Buenos Aires, con una capacidad de producción de 65.000
toneladas de poliestireno y 14.000 toneladas de BOPS anuales. Esta planta de Bops de última generación, es la única de
estas características en América del Sur.
- Una planta de etileno en San Lorenzo, con una capacidad de producción de 19.000 toneladas anuales. La planta está
ubicada en el margen del río Paraná, cerca del complejo petroquímico Puerto General San Martín, que utiliza etileno como
materia prima para la producción de etilbenceno y estireno.
División Estirénicos
Durante el año 2015, Petrobras Argentina realizó inversiones por un total de Ps. 127 millones, destinadas principalmente a
trabajos relacionados a la parada general programada llevada a cabo en el complejo de Puerto General San Martín que
involucró a las plantas de Estireno, Etilbenceno, Etileno PGSM y Etileno San Lorenzo, la Usina y la planta de tratamiento de
efluentes.
Adicionalmente se realizaron inversiones en la Unidad de Caucho, preliminares a la parada programada del Reforming de
Naftas en 2016, y otras inversiones de SMS, sostenimiento y confiabilidad operativa en las plantas de Estireno, Poliestireno y
Caucho. Entre los ítems más relevantes se encuentran el montaje del módulo de ósmosis inversa en Caucho, el pasaje de
herramientas inteligentes en ductos, la adecuación de pasivos ambientales y proyectos de recuperación de energía en hornos
de estireno.
El volumen de ventas de estireno monómero durante el 2015 fue de 55,7 mil toneladas, volumen similar al del año 2014,
destacándose una reducción en las exportaciones destinadas a Chile y Brasil compensadas con mayores ventas en el mercado
local respecto al año anterior.
El volumen de ventas de poliestireno durante 2015 fue de 58,8 mil toneladas, un 19% mayor respecto al 2014, principalmente
por mayores ventas locales.
El volumen de ventas de BOPS durante 2015 fue de 7,7 mil toneladas, un 15% inferior respecto al 2014, con una reducción del
30% en las exportaciones y un incremento del 33% en las ventas locales.
Petrobras Argentina vendió un total de 34,7 mil toneladas de caucho, de los cuales 22,8 mil toneladas corresponden al
mercado local y 11,9 mil toneladas a exportaciones. El volumen vendido en 2015 fue un 13% inferior respecto a 2014,
principalmente por una disminución del 32% en las exportaciones, asociado a la menor demanda del mercado brasilero.
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Además, en el año 2015 la Compañía continuó avanzando en la producción de polímeros con bajo contenido de aromáticos de
acuerdo a la regulación europea, acompañando la demanda de los clientes.
División Reforming de naftas
En 2015, se realizaron mejoras para optimizar el consumo de energía y la recuperación de gas liviano y se realizaron
inversiones de sostenimiento, confiabilidad y cumplimiento legal, tales como el desarrollo de un sistema de seguridad horno
y se prepararon depósitos aéreos. En 2016, se proyecta realizar una parada de planta programada de la unidad Reformadora
de Naftas en Puerto General San Martín para fines de mantenimiento.
El volumen de ventas de bases octánicas y naphtha durante el 2015 fue de 277 mil de toneladas, de las cuales 73 mil fueron
destinadas al mercado de exportación. Las ventas de hexano, solventes parafínicos y aromáticos durante el 2015 fue de 64
mil toneladas. El 69% de estas ventas se destinaron al mercado local, manteniéndose en porcentajes similares a los del año
2014.
Las ventas de gas propelente totalizaron 12,2 mil toneladas en 2015, lo que representa una disminución del 21% en
comparación con 2014, correspondiente a una disminución de las ventas en el mercado interno.
Al 31 de diciembre de 2015, la participación estimada de la Sociedad en el mercado argentino de Estireno, Poliestireno y de
Caucho Estireno-Butadieno (SBR) era del 100%, 80% y 85%, respectivamente.
El siguiente cuadro presenta la producción y las ventas desglosadas por los principales productos en los segmentos de
estirenos y fertilizantes correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013:
(1) Incluyendo etilbenceno.
(2) Incluyendo SBR, NBR y butadieno.
(3) Incluye etileno.
En 2014, las ventas del segmento de negocios aumentaron Ps. 1.088 millones, o 32,5%, a Ps. 4.436 millones de Ps. 3.348
millones en 2013, principalmente como consecuencia de un aumento del 45% en los precios promedios de ventas, morigerado
por una reducción del 8,7% en los volúmenes comercializados.
En 2015, las ventas del segmento de negocios aumentaron Ps. 73 millones, o 1,6%, a Ps. 4.509 millones de Ps. 4.436
millones en 2014, principalmente como consecuencia de incrementos en las ventas de productos de la unidad reformadora
72
catalítica, principalmente nafta y aromáticos, parcialmente compensado por una disminución del 16% en las ventas de los
productos estirénicos.
Competencia
El mercado petroquímico en donde compite la Sociedad es altamente cíclico, y las condiciones del mercado mundial tienen
un fuerte impacto sobre los resultados de la Sociedad en estos negocios. La Sociedad es la única productora de estireno
monómero, poliestireno y elastómeros en la Argentina, pero compite con otros productores extranjeros, especialmente los
de Brasil.
GAS Y ENERGÍA
En el negocio de Gas, la Compañía comercializa el gas de propia producción, provee servicios de brokering a empresas
productoras que tercerizan su venta, gestiona compras a terceros de gas para atender a consumos propios y, a través de
TGS, es licenciataria del transporte de gas natural en el sur del país.
En el segmento de Gas y Energía, el objetivo principal de la Sociedad es aumentar la rentabilidad en los negocios de
comercialización y transporte de gas, el negocio de GLP y las operaciones de generación de electricidad.
Comercialización y Transporte de Gas
A través de este segmento, la Compañía realiza las operaciones de venta de gas propio y gestiona la compra de gas para
atender la demanda interna. Adicionalmente, y a los fines de expandir sus oportunidades de negocio, brinda servicios de
intermediación y comercialización de gas y GLP. Adicionalmente, asiste a sus clientes en materia de ventas, logística,
comercio exterior y conocimiento de mercado.
En 2015 la Compañía comercializó en la Argentina volúmenes de gas propio por 6 MMm3 diarios. En tanto, bajo la modalidad
brokerage, comercializó un volumen de gas de 1,6 MMm3 diarios y gestionó la compra a terceros de 1,1 MMm3 diarios para
atender la demanda interna. La distribución se realizó con trasporte propio y de terceros, a fin de abastecer a los clientes y
asegurar el cumplimiento de los compromisos acordados. Las ventas de GLP totalizaron 85,6 mil toneladas.
La Sociedad llegó a un acuerdo con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (la empresa de
administración del mercado eléctrico mayorista, o "CAMMESA") para la venta de gas no convencional de la zona de El
Mangrullo en 2011 y la zona de Río Neuquén en 2012 bajo la modalidad Gas Plus. La Sociedad renovó cada uno de estos
acuerdos en julio de 2015. Ver "Marco Regulatorio - Ajuste del Precio del Gas Natural en boca de pozo."
Durante 2015, la Compañía realizó ventas de butano en camiones para el mercado local. En 2015, se vendieron
aproximadamente 42.600 toneladas. Al igual que en el año anterior, en 2015 la Refinería Bahía Blanca ha cumplido con los
requisitos impuestos por la ex-SE en cuanto al suministro de butano para el mercado nacional. Desde abril de 2015, se
mejoraron los márgenes de las ventas de butano, como resultado de mayores precios de venta.
Durante 2015, la Compañía realizó ventas de butano en camiones para el mercado local. En 2015, se vendieron
aproximadamente 42.600 toneladas. Adicionalmente, al igual que en 2014, la Compañía ha cumplido con los requisitos
impuestos por la ex-SE en cuanto al suministro de butano al mercado local a través de su Refinería. Los cambios en la política
de precios internos de los dos volúmenes sobre la disponibilidad comprometidos y libres, en abril el año 2015 dieron lugar a
una mejora en los márgenes de venta de butano a partir de entonces.
En febrero de 2013, la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones de
Hidrocarburíferas emitió la Resolución N° 1/2013 donde se establece el Programa de Estímulo a la Inyección Excedente del
Gas Natural ("Plan Gas I"). En virtud de dicho programa, se exigió a los productores a presentar proyectos para incrementar la
inyección de gas natural durante un período máximo de cinco años, con el fin de aumentar la producción y lograr mayores
niveles de actividad y de empleo en el sector. Se estableció un precio de USD 7,50 MMBTU para el exceso de inyección de gas
natural, con sanciones que implican la importación de GNL en el caso de incumplimiento de los volúmenes comprometidos.
A su vez, en noviembre de 2013, mediante Resolución N°60/2013 (modificada en marzo de 2014 mediante la Resolución N°
22/2014), la Comisión creó el Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida
73
("Plan Gas II"). Se obliga a los productores a presentar proyectos para aumentar los niveles de producción de gas natural con
fecha límite el 30 de abril de 2014. Dicho programa se dirige a las empresas sin producción anterior o con una producción
máxima de 4 MMm3/d, con incentivos de precios en el caso de que aumente la producción y sanciones que implican la
importación de GNL en el caso de incumplimiento de los volúmenes comprometidos. Por otra parte, las empresas elegibles
para el Programa de Gas I y que cumplan los requisitos pertinentes tienen derecho a solicitar la retirada del Plan Gas I y
admisión al Plan Gas II.
En agosto de 2014, el entonces Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, a través de la Resolución N° 139/2014, introdujo
cambios adicionales en la Resolución N° 60/2013, que incluyen, entre otros, la eliminación del límite de inyección previa y la
introducción de dos períodos anuales registrados. La Sociedad había solicitado participar en este programa y se registró a
través Resolución N° 13/2015 emitida por el Secretario de Política Económica y Planificación del Desarrollo del entonces
Ministerio de Economía y Finanzas Públicas. Ver "-Marco Regulatorio - Ajuste del Precio de Gas Natural en Boca de Pozo."
En 2015, la Compañía se ha beneficiado por mayores ingresos provenientes de gas natural a través del sistema de
compensación establecido por el Plan Gas II. Los incentivos de precios contemplados en dicho programa se hicieron aplicables
con carácter retroactivo a partir de julio de 2014.
Transporte de Gas – TGS
La participación de la Sociedad en TGS y acontecimientos relativos a dicha empresa y su controlante
La Sociedad posee una participación indirecta en TGS del 25,5%. El accionista controlante de TGS es CIESA, que posee el 51%
del capital social de TGS. ANSES posee el 23,11 % del capital social de TGS y el capital social restante de TGS cotiza en las
Bolsas de Comercio de Buenos Aires y de Nueva York, mediante ADRs. PESA tiene un interés de 50% en CIESA (directa e
indirectamente a través de la subsidiaria Petrobras Hispano Argentina S.A., el 40% se encuentra bajo el dominio fiduciario de
The Royal Bank of Scotland N.V., Sucursal Argentina (“El Fideicomiso”) y el 10% restante está en manos de Enron Pipeline
Company Argentina SA ("PEPCA"), que fue adquirida por Pampa Inversiones SA (junto con Pampa Energía SA, el" Grupo Pampa
") el 8 de abril de 2011.
La actual participación en el capital de CIESA y TGS deriva de la aplicación de la primera fase del “Acuerdo Marco de
Conciliación y Renuncias Mutuas” (“Acuerdo Marco”), firmado por PESA y ciertas subsidiarias de Enron Creditors Recovery
Corp. ("Enron", antes de Enron Corp.) el 16 de abril de 2004, en relación con la reestructuración de la deuda de CIESA. El
directorio de CIESA incluye tres miembros designados por la Compañía, dos por el Fideicomiso y uno por PEPCA. El directorio
de TGS está compuesto por nueve miembros, seis designados por CIESA y tres miembros independientes. De conformidad con
un Acuerdo de Accionistas (“Acuerdo de Accionistas”) celebrado el 29 de agosto de 2005 entre PEPCA, el Fideicomiso y la
Compañía, la misma cuenta con el derecho de nombrar a los presidentes de los consejos de administración de ambas TGS y
CIESA y el jefe ejecutivo de TGS.
Como consecuencia del escenario macroeconómico configurado en la Argentina a partir de la sanción de la Ley de
Emergencia Pública, CIESA entró en cesación de pago de su deuda durante 2002. En 2004 TGS reestructuró satisfactoriamente
su deuda financiera y los accionistas y acreedores financieros de CIESA celebraron una serie de acuerdos, por los cuales, se
permitían ciertas transferencias accionarias a fin de proveer la flexibilidad necesaria para avanzar en la reestructuración de
la deuda financiera de CIESA.
Posteriormente, el 1 de septiembre de 2005 los accionistas de CIESA y sus acreedores financieros celebraron el Acuerdo de
Reestructuración de la Deuda Financiera ("Acuerdo de Reestructuración"). Desde enero de 2009, encontrándose el Acuerdo de
Reestructuración sujeto a aprobación de las autoridades, se presentaron varios reclamos judiciales que involucraron a
Ashmore Energy International Limited (“AEI”), CIESA y otros tenedores ante los tribunales del Estado de Nueva York en los
Estados Unidos.
El 10 de mayo de 2011, CIESA suscribió un Acuerdo de Entendimiento con el Grupo Pampa, titular de 1997 Obligaciones
Negociables de CIESA como sucesor de AEI y en mayo de 2011, CIESA, Grupo Pampa y PESA realizaron una cuarta enmienda al
Acuerdo de Reestructuración de CIESA, reemplazando a AEI por el Grupo Pampa como parte del acuerdo. El 5 de octubre de
2011, mediante la Resolución Nº 11.362, el Ente Nacional Regulador del Gas ("ENARGAS") expresó no tener objeciones
regulatorias en el Acuerdo de Reestructuración, y expresó que el mismo podrá hacerse efectivo una vez se obtenga la
aprobación por parte de la CNDC. A la fecha del presente Prospecto, la aprobación de la CNDC aún no fue obtenida.
El 13 de julio de 2012, CIESA, el Grupo Pampa y la Sociedad llegaron a un acuerdo transaccional por el cual todas las partes
involucradas desistieron de todos los reclamos, acciones y derechos bajo los juicio tramitados en tribunales de Nueva York,
extinguiéndolos. Como resultado del acuerdo, CIESA canceló la totalidad de su deuda financiera mediante (i) la transferencia
74
al Grupo Pampa del 4,3% de las acciones de TGS; (ii) el pago de aproximadamente USD 130 millones; (iii) la condonación de
la deuda financiera remanente; y (iv) la suscripción de una quinta modificación al Acuerdo de Reestructuración, mediante la
cual, una vez obtenida la aprobación gubernamental pendiente, el Grupo Pampa recibirá acciones representativas del 40%
del capital social de CIESA que se encuentran bajo el dominio fiduciario de The Royal Bank of Scotland N.V., Sucursal
Argentina. CIESA notificó a la CNV la cancelación de sus Obligaciones Negociables 1997. El 30 de mayo de 2013, la CNV
aprobó el retiro de la oferta pública y cotización de CIESA a través de la Resolución N° 17.904. Ver Nota 17.1.4 a los “Estados
Financieros Anuales”.
En enero de 2014 TGS, con el objetivo de mejorar el perfil de vencimientos de su deuda financiera, lanzó una oferta para un
canje voluntario de las Obligaciones Negociables 2007 (con vencimiento entre 2014 y 2017) por nuevas Obligaciones
Negociables con vencimiento en 2017. La oferta de TGS fue aceptada por aproximadamente el 67% de los tenedores de
Obligaciones Negociables 2007, que recibieron nuevas obligaciones con vencimiento entre 2014 y 2020.
El 9 de marzo de 2016, Pampa Energía S.A. anunció que su Directorio ha aprobado iniciar negociaciones con respecto a una
posible venta de la participación indirecta en TGS. Asimismo, el 22 de abril de 2016, Pampa Energía S.A. manifestó que se
había acordado llevar a cabo negociaciones exclusivas con Harz Energy, subsidiaria del Grupo Neuss, por un período de
exclusividad de 45 días para concretar la venta del paquete accionario y derechos de TGS. En compensación por el período
de exclusividad, el potencial comprador abonó la suma de USD 3 millones, la cual será deducida del precio de compra de USD
250 millones.
El negocio de TGS
TGS inició sus operaciones a fines de 1992 como parte de la privatización del sector energético de la Argentina. Al 31 de
diciembre de 2015, TGS es la compañía de transporte de gas líder en Argentina, transportando alrededor del 73% del total
del gas transportado. TGS es también uno de los productores y comercializadores líderes de LGN tanto en el mercado interno
como en el internacional, y un importante prestador de servicios midstream, incluyendo estructuración de negocios,
construcción de plantas llave en mano, y operación y mantenimiento de instalaciones para el almacenamiento, el
acondicionamiento y el transporte de gas.
La Sociedad ofrece servicios a TGS para la operación y mantenimiento del sistema de transporte de gas y las instalaciones y
equipos afines, para asegurar que el rendimiento del sistema está en conformidad con las normas internacionales y en
cumplimiento de ciertos estándares ambientales.
El siguiente cuadro presenta la información estadística relativa a los segmentos de negocios de TGS para los ejercicios
finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013.
(1) En MMm3 diarios.
(2) Corresponde al cociente de las entregas promedio diarias y la capacidad en firme contratada promedio.
(3) En miles de toneladas.
Segmento Regulado de Energía
Dentro del segmento regulado de energía, TGS es licenciataria del transporte de gas en el sur de la Argentina y es la mayor
transportadora de gas natural en Argentina y en toda América Latina. El sistema de gasoductos de TGS conecta las reservas
de gas ubicadas en el sur y el oeste de Argentina con los principales centros de consumo de dichas regiones, incluyendo el
Gran Buenos Aires. TGS posee una licencia exclusiva para utilizar el sistema de transporte de gas del sur hasta el año 2027,
prorrogable por otros diez años si se cumplen ciertas condiciones.
Al 31 de diciembre de 2015, TGS transporta gas a través de más de 9.184 km de gasoductos, de los cuales aproximadamente
7.637 km pertenecen a TGS, con una capacidad contratada en firme al 31 de diciembre de 2015 de 80,6 MMm3 diarios.
75
Conforme a dichos contratos, la capacidad se reserva y se paga independientemente del uso real de la misma que haga el
cliente. Casi toda la capacidad de transporte de los gasoductos en Argentina está distribuida entre las compañías de
distribución de gas, los grandes clientes industriales y las centrales eléctricas operadas a gas, conforme a los contratos de
transporte en firme a largo plazo. El promedio de vida total de los contratos de transporte en firme es de aproximadamente
nueve años. Adicionalmente, TGS presta servicios de transporte interrumpibles, los cuales se efectúan conforme la capacidad
disponible del sistema de transporte.
Los servicios de transporte comienzan con la recepción del gas de propiedad de un cargador, tal como compañías de
distribución, productores, comercializadores o grandes usuarios, en uno o más puntos de recepción. Luego el gas es
transportado y entregado a los puntos de entrega a lo largo del sistema. El área total de servicio incluye aproximadamente
5,9 millones de usuarios finales, de los cuales aproximadamente 4,0 millones residen en el Gran Buenos Aires. Los servicios
directos a los usuarios residenciales, comerciales, industriales y plantas de energía eléctrica son prestados principalmente
por cuatro grandes empresas de distribución, que se encuentran conectadas al sistema de TGS: Metrogas S.A., Gas Natural
Ban S.A., Camuzzi Gas Pampeana S.A, y Camuzzi Gas del Sur S.A. También se ubican en el área de operaciones de TGS
importantes industrias y centrales eléctricas a las cuales TGS brinda servicios directos de transporte de gas.
TGS ha realizado importantes inversiones en su negocio desde la privatización. Como consecuencia de ello, ha aumentado la
capacidad de compresión de 429.030 HP en 1992 a 766.110 HP en 2015, y la capacidad de transporte se incrementó de 42,9
millones m3/día a 80,6 millones de m/3 día a fines de 2015.
Proceso de Renegociación de TGS
Como consecuencia de la sanción de la Ley de Emergencia Pública que dispuso la pesificación y congelamiento de las tarifas,
los ingresos provenientes del segmento regulado han declinado sustancialmente. El segmento de transporte de gas representó
el 24%, 17% y 23% de los ingresos totales de TGS en 2015, 2014 y 2013, respectivamente. Con anterioridad, desde el comienzo
de la prestación del servicio hasta el 2001, los ingresos de este segmento representaban aproximadamente el 80% de los
ingresos totales. TGS aún se encuentra en discusiones con el Gobierno Argentino con respecto a la renegociación de sus
tarifas. Como resultado de ello, y pese al incremento en las capacidades contratadas y ajustes transitorios de precios, la
rentabilidad del negocio regulado aún no se ha restablecida completamente.
En Julio de 2003, el entonces Ministerio de Economía 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. El 16 de febrero de 2016, la nueva
administración, mediante el Decreto N° 367/2016, estableció la disolución de la UNIREN y transfirió la responsabilidad de
renegociar los contratos de servicios públicos a los ministerios con competencia en las actividades relevantes (en el caso de
TGS, el Ministerio de Energía y Minería) en forma conjunta con el Ministerio de Hacienda y Finanzas Públicas.
Acuerdo Transitorio
Luego que la UNIREN remitiera dos propuestas en vistas a lograr la readecuación tarifaria de su contrato de concesión
durante 2015, en octubre de 2008 TGS suscribió con la UNIREN un acuerdo transitorio que establece un aumento tarifario del
20% con efecto retroactivo a partir del 1 de setiembre de 2008. 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, con fundamento en la Resolución N° 2000/2005 del Ministerio de Planificación Federal.
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, se instruyó a ENARGAS a definir el cuadro tarifario. De acuerdo con la decisión favorable del juez
de primera instancia, de fecha 5 de noviembre de 2010, confirmada por la Cámara de Apelaciones en lo Contencioso
Administrativo Federal, el 5 de abril de 2011 y por la Corte Suprema de Justicia de la Nación (que rechazó el 28 de
noviembre de 2013 el recurso de queja presentada por el Gobierno Nacional), el acuerdo provisional de 2008 se implementó
finalmente en abril de 2014.
El 7 de abril de 2014, el ENARGAS emitió la Resolución N° 2.852/2014 que define los nuevos pliegos tarifarios que incluyen un
aumento en la tasa aplicable a la empresa de gas natural y de las tasas de transporte interrumpible. El aumento de la tasa se
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establece en tres etapas, de la siguiente manera: 8% a partir del 1 de abril de 2014 el 5,5% del 1 de junio de 2014 y el 5,3%
del 1 de agosto de 2014, alcanzando un incremento acumulado del 20%.
El 19 de septiembre de 2014, TGS interpuso un recurso solicitando a ENARGAS aplicar el aumento disposiciones retroactivas
del acuerdo provisional de 2008, que fue rechazada en razón de que después de la emisión de la Resolución N° 2.852/2014,
el ENARGAS había cumplido con sus obligaciones en virtud Decreto N° 1.918/2009. En abril de 2015, TGS apeló tal rechazo,
que fue confirmada el 18 de noviembre de 2015 por la Corte Suprema.
El 9 de diciembre de 2014, en función a la demora en el cumplimiento del Decreto N° 1.918/2009, TGS presentó reclamos
administrativos por daños y perjuicios como consecuencia de la falla en (i) aplicar el aumento de disposiciones retroactivas
del acuerdo provisional de 2008 para el período del 1 de septiembre de 2008 y 31 de marzo de 2014 y (ii) ajustar la carga
para el Acceso y uso ("CAU").
El 5 de junio de 2015, el ENARGAS emitió la Resolución N° 3.347, que aprueba un aumento en el arancel aplicable al
transporte público de gas natural desde el 1 de mayo de 2015, que representa un aumento temporario del 44,3% en el precio
del servicio de transporte de gas natural y el 73,2% en el cargo por el acceso y uso ("CAU").
Estos aumentos transitorios fueron realizados en virtud de los futuros aumentos permitidos de conformidad con el proceso de
renegociación integral. De acuerdo con la Resolución N° 31/2016 del Ministerio de Energía y Minería, TGS y el ENARGAS
deben llegar a un acuerdo para concluir el proceso de renegociación en los próximos doce meses siguientes a la emisión de la
Resolución N° 3.724/2016.
El 31 de marzo de 2016, el ENARGAS emitió la Resolución N° 3724, que aprueba el esquema tarifario a partir del 1 de abril de
2016, incluyendo a la CAU para el segmento de negocios de Transporte de Gas, lo que representa un aumento del 200,1%.
Este incremento está asociado con la implementación de un Plan de Inversión Obligatoria que deberá cumplir TGS entre abril
de 2016 y marzo de 2017, implicando inversiones de capital por Ps. 794,3 millones supervisados por el ENARGAS. Por otra
parte, TGS presentará evidencia de cumplimiento del Plan de Inversión mencionado para obtener la autorización previa del
ENARGAS para pagar dividendos.
Estos incrementos significan un reconocimiento parcial de los reclamos administrativos previos iniciados por TGS. Es por ellos
que TGS continuará con las acciones legales iniciadas en pos de resguardar sus derechos, incluyendo las que resulten
necesarias para concretar la firma del Acuerdo Integral.
Acuerdo Integral
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%), el cual no fue aceptado por TGS. En octubre de 2011, TGS recibió una nueva propuesta
de la UNIREN, con términos y condiciones similares a los incluidos en el Acuerdo Transitorio de 2008. En agosto de 2011, el
Directorio de TGS aprobó la nueva propuesta, lo que permite a la UNIREN iniciar el procedimiento administrativo previsto
para su firma cuando este en su caso concluya favorablemente luego de la intervención de los distintos organismos
competentes. El 29 de diciembre 2014, TGS interpuso un recurso de reposición en los términos del Artículo N°30 de la Ley de
Procedimiento Administrativo Nacional donde solicita la reparación del incumplimiento del Acuerdo Integral.
En octubre de 2015, TGS y la UNIREN firmaron una nueva versión del Acta Acuerdo Integral que incorporó los términos de la
Resolución N° 3.347. La recuperación sostenida del negocio de transporte de gas natural, que es estratégico para el
desarrollo de la economía argentina, dependerá de la aplicación efectiva del acuerdo de renegociación integral.
El 16 de febrero de 2016, la nueva administración, mediante el Decreto N° 367/2016, disolvió la UNIREN y transfirió la
responsabilidad de renegociar los acuerdos de servicios públicos a los ministerios con competencias en las actividades
relevantes. Asimismo, habilitó a dichos ministerios conjuntamente con el Ministerio de Hacienda y Finanzas Públicas a la
conclusión de acuerdos de renegociación parciales y de precios y tarifas ajustes temporales que pueden ser necesarios para
garantizar la continuidad de la prestación normal de los servicios públicos correspondientes, hasta la finalización del proceso
de renegociación integral, que se efectuará en concepto de anticipo de futuros aumentos de conformidad con la revisión
tarifaria integral. El Ministerio de Energía y Minería, en forma conjunta con el Ministerio de Hacienda y Finanzas Públicas
asumió la responsabilidad del proceso de renegociación con respecto a TGS.
De acuerdo con la Resolución N° 31/2016 del Ministerio de Energía y Minería, TGS y el ENARGAS debe llegar a un acuerdo
para concluir el proceso de renegociación en los próximos doce meses siguientes a la emisión de la Resolución N° 3.724
/2016, del 31 de marzo de 2016.
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Negocios No Regulados
Además del segmento regulado de transporte de gas natural, TGS también es uno de los procesadores líderes de gas natural y
uno de los más importantes comercializadores de LGN. La producción y comercialización de LGN involucra la extracción de
etano, propano, butano y nafta natural del fluido de gas que llega al Complejo de General Cerri, ubicado próximo a la ciudad
de Bahía Blanca, en la Provincia de Buenos Aires, el cual se encuentra conectado a los principales gasoductos de TGS. TGS
tiene dos plantas de procesamiento de gas en el Complejo de General Cerri: (1) una planta separadora turbo expandidora de
etano, propano, butano y nafta natural y (2) una planta de absorción que extrae propano, butano y nafta del gas
transportado a través del sistema de gasoductos de TGS, con una capacidad de procesamiento de gas de 46 MMm3 diarios y
una capacidad de almacenamiento de 54.840 toneladas. Luego de la extracción, TGS comercializa estos productos en el
mercado local e internacional. TGS también almacena y embarca los productos en las instalaciones ubicadas en Puerto
Galván. Estas actividades no se encuentran reguladas por el ENARGAS.
Los ingresos netos de la producción y comercialización de LGN representaron aproximadamente el 69%, 75% y 72% de los
ingresos de TGS durante 2015, 2014 y 2013. Las operaciones de TGS se vieron favorecidas por incrementos en los precios
internacionales de LGN y gasolina natural registrados durante los últimos años, lo que permitió mayores ingresos
principalmente de las exportaciones hasta la caída de los precios internacionales desde la segunda mitad de 2014. La
producción de LGN para 2015, 2014 y 2013 ascendió a 924,2; 969,9 y 910,4 miles de toneladas, respectivamente.
TGS vende su LGN a Geogas Trading, bajo un acuerdo de exportación celebrado el 27 de octubre de 2015, tras un proceso de
licitación privada que ofrece un precio por tonelada de producto vendido menor al acuerdo previo de exportación. El
contrato prevé ventas mensuales de aproximadamente 25.353 toneladas cortas (una unidad de medida equivalente a 2.000
libras o 907,2 Kilogramos) de propano y 11.023 toneladas cortas de butano bajo el precio cotizado en Mont Belvieu, Texas,
más un cargo fijo por tonelada métrica. El contrato tiene vencimiento el 30 de abril de 2016. TGS presentará nuevas ofertas
a varios clientes para un nuevo acuerdo que sustituya al existente por el período comprendido entre septiembre del año 2016
hasta abril de 2017. Por el período de marzo a septiembre de cada año, las ventas de LGN de TGS se llevan a cabo
principalmente en el mercado interno, debido a la limitación de procesamiento de gas natural y de los requisitos
gubernamentales para abastecer el mercado interno.
En cuanto a las exportaciones LGN, en enero de 2016 expiró los principales clientes de TGS eran Petróleo Brasileiro,
Trafigura Pte Ltd y Braskem Netherlands BV. Los precios en 2015 fueron menores que en años anteriores, como consecuencia
de la menor demanda de los mercados emergentes y de mayor exceso de oferta como consecuencia del aumento de los
niveles de producción después de que el desarrollo de los yacimientos de shale gas en los Estados Unidos. En enero de 2016
TGS suscribió un acuerdo por un año con Petróleo Brasileiro. Este acuerdo contempla la entrega de 110,230 toneladas cortas
a precios internacionales de referencia menos un descuento por tonelada vendida. Los precios de venta se establecen
calculado sobre la base del precio de descuento NWE ARA menos fijo por tonelada. Este contrato se celebró en condiciones
de mercado de acuerdo con el análisis y las conclusiones del comité de auditoría de TGS.
El etano se ha vendido a PBB-Polisur S.A. ("PBB"), un productor de polietileno de Argentina, en virtud de un acuerdo de diez
años que expiró el 31 de diciembre de 2015. El volumen mínimo de etano que TGS se ha comprometido a vender a PBB es
370,373 toneladas cortas por año. Durante 2015 y 2014, PBB no cumplió con la compra del mínimo volumen comprometido y
compensó a TGS por el incumplimiento. El precio se fijó inicialmente hasta el 31 de diciembre de 2007. Desde entonces, al
comienzo de cada año, el precio ha sido objeto de un ajuste anual en función de diversos factores, entre ellos el índice de
precios al productor (que la variación no puede ser superior al 1% anual), el precio del gas natural, la calidad del etano
enviado por TGS y las tarifas y cargos de transporte. De 2008 a 2013, los precios aumentaron un 22,4%, 9,0%, 5,0%, 6,6%, 9,0%
y el 11,9% comparado con el año anterior, respectivamente. En 2014, el precio aumentó un 4,3% en comparación con 2013.
Debido a las condiciones estables del mercado, el precio de venta para 2015 fue similar al precio de venta para 2014.
Después de la expiración del acuerdo el 31 de diciembre de 2015, PBB y TGS acordaron dos extensiones de corto plazo. La
primera de ellas expiró el 1 de marzo de 2016, y la segunda expirará el 30 de abril de 2016. En estas extensiones, TGS acordó
nuevos precios y cantidades de etano a ser suministrados a PBB. El nuevo precio también podría ser ajustado en caso de
variación del precio de mercado del gas natural. El volumen mínimo de etano comprometido bajo esta extensión es de 25,363
toneladas cortas al mes. Mientras tanto, TGS está negociando actualmente un nuevo acuerdo para futuras ventas de etano a
PBB.
Competencia
El negocio de transporte de TGS, que presta un servicio esencial en Argentina, tiene una competencia directa muy limitada.
Debido a las características del mercado en el que opera TGS, sería muy difícil que un nuevo participante que ingrese al
mercado de transporte represente una amenaza competitiva para TGS, al menos en el corto a mediano plazo. En el largo
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plazo, la posibilidad de que nuevos participantes ingresen en forma exitosa al mercado de TGS dependería de la existencia
de un contexto regulatorio favorable, una demanda de gas creciente e insatisfecha de los usuarios finales, y suficientes
inversiones en el transporte de gas para acomodar la capacidad de entrega desde los sistemas de transporte.
Diariamente TGS compite, en forma limitada, con Transportadora de Gas del Norte S.A. por los servicios de transporte
interrumpibles y por nuevos servicios de transporte en firme resultantes de proyectos de expansión desde la Cuenca
Neuquina hasta el área del Gran Buenos Aires. Los servicios de transporte interrumpible representaron el 10% de los ingresos
netos del negocio regulado de TGS en 2015. Los volúmenes relativos de dichos servicios dependerán principalmente de los
acuerdos específicos entre los compradores y vendedores de gas en dichas áreas, la calidad percibida de los servicios
ofrecidos por las empresas de la competencia y la tasa aplicable para cada compañía.
En lo que respecta a las actividades de procesamiento de LGN, TGS compite con MEGA S.A., que es propietaria de una planta
de procesamiento en la Cuenca Neuquina y tiene una capacidad de procesamiento de aproximadamente 36 MMm3 diarios. La
Sociedad controlante, Petrobras, participa del 34% en MEGA.
Electricidad
En el negocio de electricidad la Sociedad participa en los segmentos de generación y, en menor medida, en el negocio de
transmisión, posicionándose como un importante actor dentro del mercado eléctrico argentino.
La Sociedad conduce la actividad de generación a través de la Central Térmica Genelba y Genelba Plus, en la Provincia de
Buenos Aires, HPPL en la región de Comahue, sobre el Río Limay, Provincia del Neuquén y la Central EcoEnergía en Bahía
Blanca, Provincia de Buenos Aires. Adicionalmente, en el negocio de transmisión, la Sociedad mantiene una participación
accionaria en Enecor S.A.
Con fecha 30 de Enero de 2013, la Sociedad aceptó la oferta de compra recibida de Hidroeléctrica Piedra del Águila S.A. y La
Plata Cogeneración S.A. por la totalidad de su participación accionaria directa e indirecta en Distrilec por un monto de U$S
35 millones.
El Mercado Eléctrico Argentino
Durante 2015, la demanda de energía eléctrica continuó creciendo, a una tasa del 4% comparada con 2014. El principal
impulsor ha sido la demanda residencial, que creció un 8%, comparado con 2014. El aumento de la demanda del sector
industrial fue del 2%, comparado con 2014. En 2015, se alcanzó un nuevo récord de consumo de energía. El abastecimiento
del sistema provino de una mayor generación térmica derivada de la incorporación de nuevas instalaciones de generación,
mayores recursos hidroeléctricos, un aumento de generación de origen nuclear y el consumo de las reservas del sistema.
El total de generación de electricidad en la Argentina durante el año 2015, incluyendo las importaciones y exportaciones,
ascendió a 136,798 GWh, de los cuales el 63% era atribuible a las plantas termoeléctricas, el 30% de las centrales
hidroeléctricas, el 5% de las plantas nucleares y 2% de otras fuentes.
Generación de Electricidad
Genelba, HPPL y Econenergía
La Central Térmica Genelba, de una potencia de 674 MW, es una planta generadora de ciclo combinado con turbinas de gas,
ubicada en el nodo central del sistema eléctrico argentino, en Marcos Paz, a 50 Km. de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Genelba, que comenzó a operar comercialmente en febrero de 1999, tiene dos turbinas de gas que reciben gas natural a
través de un gasoducto de 8 Km. conectado al sistema de transporte de gas operado por TGS. La energía eléctrica producida
en Genelba se distribuye a través del sistema interconectado nacional mediante la conexión con la estación transformadora
de Ezeiza, ubicada a un kilómetro de Genelba.
La asignación de los despachos de electricidad al Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”), ya sea electricidad producida
conforme a contratos en firme o en el mercado spot, está sujeta a las reglas del mercado basadas en el menor costo variable
de la generación de electricidad. Ver “—La industria de la electricidad y su marco regulatorio en Argentina”. Dado que
Genelba utiliza la tecnología de ciclo combinado para la planta de energía a gas natural, se estima que los costos variables a
mediano plazo serán menores que los costos de otras generadoras termoeléctricas, otorgando así a Genelba una significativa
ventaja comparativa. Por ello, se estima que CAMMESA despachará la capacidad generadora de Genelba antes que la de la
mayoría de las otras plantas termoeléctricas. La Central Eléctrica Genelba mantiene una performance que la distingue en el
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mercado eléctrico argentino por su elevada confiabilidad y eficiencia: se destaca como una de las centrales eléctricas de
ciclo combinado con mayor disponibilidad.
En 2009, la Sociedad completó la construcción de la turbina a gas Genelba Plus, que añadió 165 MW al sistema y comenzó a
operar en agosto de 2009. Esta unidad ayuda a la Sociedad a cubrir la demanda incremental de electricidad por acuerdos de
suministro para grandes clientes bajo el programa “Energía Plus” (Resolución de la Ex-Secretaría de Energía N° 1.281/06).
Durante 2011, la Sociedad completó la construcción de la central de Ecoenergía, que aporta al sistema 14 MW de energía
renovable, localizada en el complejo General Cerri de TGS y obtuvo autorización para realizar operaciones comerciales. En
2012 se obtuvo la autorización para operar bajo el programa “Energía Plus”.
La Sociedad fue adjudicataria de una concesión para la generación de electricidad hidroeléctrica por 30 años, a partir de
Agosto de 1999, en HPPL. El complejo tiene tres unidades generadoras de una capacidad instalada de 285 MW. Conforme al
contrato de concesión y la ley aplicable, desde agosto de 2002 la Sociedad abona regalías hidroeléctricas del 1%, que fueron
incrementadas el 1% en forma anual hasta alcanzar en 2013 el tope máximo de 12%, sobre el monto resultante de aplicar a la
energía vendida la tarifa correspondiente a las ventas del bloque. Al 31 de diciembre de 2015, las regalías son del 12%.
Asimismo, la Sociedad paga mensualmente al Gobierno Argentino una tasa por la utilización de la fuente de agua del orden
del 0,5% sobre el mismo monto utilizado para calcular las regalías hidroeléctricas mencionadas precedentemente.
En 2015, la Central Termoeléctrica Genelba generó 5.133 GWh; de los cuales 4.723 GWh corresponden al Ciclo Combinado de
Genelba y 410 GWh corresponden a Genelba Plus. La totalidad de la generación de Genelba y Genelba Plus equivale a una
participación del 4,4% en la generación de energía total del año y una participación del 7% en el sector de la generación
térmica anual.
Durante 2015, el Ciclo Combinado de Genelba y la Turbina a Gas Genelba Plus operaron con un factor de confiabilidad de
92,7 y 98,7%, respectivamente. En cuanto al factor de disponibilidad op erativa, este fue de 99,5% para el Ciclo
Combinado de Genelba y de 100% para la Turbina a Gas Genelba Plus.
Adicionalmente, la generación de HPPL se situó en 965 GWh, un factor de confiabilidad del 100% y un factor de disponibilidad
del 94,9%. HPPL generó aproximadamente el 1% de la generación de energía total de Argentina y el 2% en la generación de
energía hidráulica anual de Argentina por 2015. Los 965 GWh de electricidad generada representan un aumento del 16% en
comparación a 2014 debido a un mayor flujo de entrada de agua desde el Río Limay y Ríos Collón Cura.
Durante 2015, Genelba y HPPL en conjunto representaron aproximadamente el 5% de la energía generada en la Argentina. La
operación de ambas unidades de generación minimiza la volatilidad del ingreso.
En 2015, Ecoenergía tuvo su tercer año completo de funcionamiento dentro del marco regulatorio de Energía Plus. La
generación anual de Ecoenergía fue de 100 GWh, con un factor de confiabilidad del 95,9% y un factor de disponibilidad del
96,8%.
El siguiente cuadro presenta las cifras de generación y venta de energía eléctrica de Genelba, HPPL y Ecoenergía
correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013.
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Transporte de Electricidad - Enecor S.A.
Enecor es una empresa de transmisión de electricidad independiente. Petrobras Argentina posee una participación del 69,99%
en Enecor e Impregilo International Infrastructures N.V. de Holanda es titular del resto de la participación en la empresa.
Enecor tiene una concesión de 95 años que vence en 2088 para la construcción, operación y mantenimiento de
aproximadamente 22 Km. de líneas de electricidad y 500 Kv/20132 Kv de estaciones transformadoras en la Provincia de
Corrientes. Conforme al contrato de concesión, 700.000 acciones Clase A de Enecor están prendadas a favor de la Provincia
de Corrientes.
Competencia
La Sociedad compite con otros generadores en el MEM, tanto en el mercado spot como por los contratos (en especial los
contratos de corto plazo) con Endesa Costanera, Central Puerto, AES y Grupo Pampa, entre otros. Adicionalmente, en el
mercado Gas Plus, competimos con Grupo Pampa, Grupo Albanesi, y AES, entre otros.
SEGUROS
Los programas de seguros de la Compañía se focalizan en cubrir daños materiales operativos en los bienes de activo de las
plantas valuadas a nivel reposición. Dentro de la política de administración de riesgos de la Sociedad, se cubren los activos
de las unidades de negocio de petróleo y gas, refinación y petroquímicas y generación de energía eléctrica a valor reposición
a nuevo.
Para todas las actividades de la Empresa se cubren las responsabilidades civiles consecuentes de los daños materiales y/o
lesiones producidos a terceros como consecuencia del desarrollo de las actividades tanto terrestres como marítimas de
Petrobras Argentina. En las coberturas de responsabilidades civiles mencionadas se incluyen hechos de contaminación,
polución, filtración y/o derrames. Los reaseguradores del programa de seguros tienen calificación de agencias de al menos
“A-” según Standard & Poor´s, “A 3” según Moody´s y/o “B+” de A.M.Best. La Compañías Aseguradoras emiten las
respectivas pólizas en cada país donde Petrobras Argentina tiene el control de la operación conforme textos de cobertura
adecuados a los riesgos existentes. Los límites de indemnización para las pólizas de responsabilidad civil general y la de
responsabilidad civil marítima son de US$ 125 millones por toda y cada pérdida. La cobertura de costos de control de pozos
se aplica a algunos campos de Argentina y Bolivia. Asimismo, la Sociedad tiene cobertura de transporte marítimo, transporte
terrestre de mercaderías y cobertura de responsabilidad civil de directores y gerentes. Mantiene pólizas de seguro para
garantías medioambientales de acuerdo a la Ley N° 25.675 por la Refinería de Bahía Blanca, y las plantas localizadas en
Puerto Galván, Dock Sud, Avellaneda, la Central Genelba, las Plantas petroquímicas de Zárate, Puerto General San Martín y
Planta Etileno San Lorenzo y veinte estaciones de servicio localizadas en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y en la
Provincia de Buenos Aires. Todos aquellos proyectos que consideren construcciones y/o montajes requieren por contrato la
contratación de coberturas de daños materiales y responsabilidades civiles. Petrobras Argentina contrata y mantiene
cubiertos los riesgos del trabajo y las responsabilidades civiles de sus vehículos.
Las principales coberturas consideran los siguientes montos de deducibles:
Todo Riesgo Operativo US$ 10 millones por todo y cada evento.
Costos de Control de Pozos US$ 5 millones.
Responsabilidades Civiles Marítimas y No Marítimas US$ 5 millones.
Las decisiones que sobre seguros la Empresa toma están basadas en el diagnóstico y evaluación de los riesgos de las
operaciones, la capacidad económico financiera de la empresa, las exigencias legales y contractuales y en vista de
potenciales siniestros de gravedad de modo tal que la no transferencia del riesgo podría afectar la situación financiera, la
disponibilidad de las coberturas en el mercado y las condiciones de los mismos.
Las plantas de la Compañía son periódicamente sujetas a inspecciones de riesgos por analistas internacionales reconocidos.
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PATENTES Y MARCAS
Una porción menor de las actividades comerciales de la Sociedad se desarrolla en base a licencias otorgadas por terceros,
incluyendo Petrobras, por las cuales se abonan regalías relacionadas con las ventas correspondientes a dichas actividades. La
Sociedad utiliza el nombre “Petrobras” con permiso de Petrobras.
ORGANIZACIÓN Y GESTIÓN, SEGURIDAD, MEDIO AMBIENTE Y SALUD
Petrobras Argentina considera que el progreso económico es sustentable si el desempeño se alcanza a través de la
implementación y mejora de un sistema de gestión comprometido con todos sus públicos de interés: los accionistas, los
clientes, los empleados, la comunidad, los proveedores y los organismos de control y con la seguridad y la salud de las
personas, el cuidado del medio ambiente y la eficiencia energética.
De acuerdo esta visión, aplica políticas que forman parte integral de su sistema de gestión, el cual opera en todos los niveles
de la organización, llevando adelante proyectos, planes, programas, capacitaciones y evaluaciones que le permiten mejorar
su calidad de gestión en forma continua. En particular, cabe mencionar las políticas y directrices de Seguridad, Medio
Ambiente, Salud e Higiene Ocupacional que le permiten ser una empresa segura y ecoeficiente, que optimiza sus recursos y
trabaja por la calidad de vida de sus empleados y por el bienestar de la comunidad.
Organización y Gestión
La Sociedad ha adoptado los principios del manual de gestión empresarial de su sociedad controlante, basados en el "Premio
Nacional de Calidad de Brasil", para proporcionar un marco para el desarrollo de mejores prácticas y medidas de gestión del
negocio y para identificar las fortalezas y oportunidades para la implementación de planes de mejora centrados en la
excelencia. Durante 2015, la Sociedad ha mejorado sus procedimientos de gestión mediante la implementación de un proceso
sistemático para garantizar el cumplimiento de los requisitos corporativos y adicionalmente con los nuevos requisitos de
información, como con respecto a la gestión de los precursores químicos.
Desde 2008, la Sociedad participa del benchmarking de indicadores de gestión, que contribuye a la creación de una cultura
de excelencia que integra la información comparativa. En 2015, el índice se ubicó en una posición por encima del promedio
de las empresas que participan del estudio, en el segmento grande de la fabricación.
El programa de evaluaciones de seguridad, medio ambiente y salud, iniciado en 2004, verifica la adhesión de cada sitio con la
seguridad, medio ambiente y salud ocupacional. Esta verificación implica evaluaciones trienales realizadas por un equipo de
evaluadores especializados de diferentes sitios del sistema Petrobras, seleccionados por la controlante.
Adicionalmente se desarrolla una gestión transparente, integrada y estandarizada con el fin de promover la mejora en la
eficiencia de las operaciones. PESA ha desarrollado su estandarización, basada en el "SINPEP" (Sistema Integrado de
Estandarización Electrónica de Petrobras), que consiste en un software de aplicación desarrollado por Petrobras para todas
sus unidades para facilitar la creación, implantación y mejora de los estándares para la gestión de procesos de organización.
Con el propósito de promover el trabajo en equipo que contribuya a eficientizar las operaciones y mejorar los resultados, la
Sociedad continúa con la iniciativa "Equipo de Mejora". Al respecto, en 2015 se conformaron 9 nuevos equipos con
participantes de todas las unidades de negocio para evaluar iniciativas de mejora considerando la eficiencia, productividad,
costos, calidad, seguridad y medio ambiente. En 2015, 3 de los equipos de mejora de la Sociedad participaron en el 20° Foro
Nacional de Mejora Continua organizado por la "Sociedad Argentina Pro Mejoramiento Continuo" (SAMECO), en el cual se
compartieron sus experiencias y conocimientos.
Durante 2015, la Sociedad completó exitosamente del Programa de Certificación bajo las Normas internacionales ISO 9001,
ISO 14001, OHSAS 18001 e ISO 50001 y cumplió con los requisitos de calidad establecidos por el Instituto de Auditores
Internos, la Sociedad Corazón Seguro y los requisitos del lugar de trabajo saludable, mostrando así su compromiso con los
clientes, proveedores, accionistas, empleados y la comunidad. El Programa de certificaciones anuales incluye auditorías
internas y externas de mantenimiento y renovación de las certificaciones, así como la implementación de nuevos
certificados. Las auditorías externas se llevaron a cabo por instituciones reconocidas como TÜV Rheinland, el Instituto de
Auditores Internos de Argentina y España, tecnología médica y el Ministerio de Salud de la Nación. Las auditorías internas se
llevaron a cabo de manera eficiente por el personal calificado de la Sociedad. Este programa es una actividad preventiva que
permite continuar con el desarrollo de la gestión y dar apoyo a la aplicación de estrategias y objetivos de la Sociedad. La
Sociedad ha obtenido 2 nuevas certificaciones: ISO 9001 que hace foco en servicios al cliente y contribuye a procurar la
gestión de la calidad, y la Certificación ISO 50001 (Gestión de la Energía) en la planta de lubricantes. En 2015 también se
82
comenzaron con los trabajos de implementación de la recertificación bajo las normas ISO 9001 (calidad) e ISO 14001 (medio
ambiente).
Con respecto a la Seguridad Corporativa, se implementó el Programa de Prevención de la Corrupción de Petrobras, diseñando
un nuevo sistema para prevenir el fraude, la corrupción y el lavado de dinero, en forma consistente con las políticas
corporativas de la Sociedad.
Gestión en Seguridad, Medio Ambiente y Salud (SMS)
La matriz de gerenciamiento de riesgos en Seguridad, Medio Ambiente y Salud (SMS) fue establecida con el fin de medir el
grado de gestión en la implementación de procesos de seguridad, medio ambiente y salud en todos los activos y plantas de la
Compañía, con foco en: permisos y habilitaciones, integridad, confiabilidad, disciplina operacional, pasivos ambientales,
contingencias, y salud ocupacional e higiene industrial.
Durante el 2015, la Sociedad ha completado 36 iniciativas del “Programa de Mejora Continua en SMS” programadas para el
período desde julio 2015 a julio 2016. Dicho programa involucró la implementación de acciones sistemáticas y continuas
relacionadas con Seguridad, Medio Ambiente, Contingencia y Salud relacionadas con seguridad de procesos, planes de
reducción de accidentes, derrame cero, análisis de alcance, gestión de recomendaciones de evaluaciones de riesgos y
auditorías de SMS, entre otros.
Adicionalmente, la Compañía continuó implementando proyectos con el objetivo de disminuir los riesgos en SMS de sus
instalaciones, y trabajó en la evaluación de los requisitos de SMS de nuevos proyectos, tales como de Exploración y
Producción (E&P), tanto para desarrollos convencionales como no convencionales, tanto en áreas operadas como no
operadas.
Durante el 2015, la Sociedad llevó a cabo dos evaluaciones externas de cumplimiento relacionadas a las 15 Directrices
Corporativas de SMS. Dichas evaluaciones fueron realizadas en la planta de Genelba y en la Refinería Bahía Blanca y los
resultados indicaron un alto grado de cumplimiento de los estándares de gestión. Adicionalmente, la Sociedad realizó auto-
evaluaciones de cumplimiento de tales directrices en las estaciones de servicio.
Dentro del marco de Seguridad de Procesos, se implementaron 7 indicadores corporativos para medir la gestión
contribuyendo con la mejora de la seguridad de los procesos en cada activo.
Seguridad
Como parte del Plan de Mejora de Seguridad Operacional, durante 2015 la Sociedad desarrolló 18 nuevas iniciativas
relacionadas con la implementación y refuerzo de acciones en seguridad de procesos.
Una consultora internacional realizó cinco estudios de riesgos de procesos en la planta de Puerto General San Martín y las
áreas Medanito, Sierra Chata, Río Neuquén y Aguada de La Arena, focalizadas en mantener los procesos bajo control.
Adicionalmente, se realizaron tres auditorías de reaseguro internacional en la Refinería Bahía Blanca, en Genelba y en la
Planta de Zarate, que mostraron una muy buena performance.
La Sociedad recibió por parte el “Premio Anual de Seguridad IAPG 2015”, otorgado por el Instituto Argentino de Petróleo y
Gas (IAPG) en el grupo de empresas del sector “Productores”, categoría correspondiente a la gestión en seguridad realizada
en las operaciones de exploración y producción. El reconocimiento considera el nivel de seguridad alcanzado en el período
desde el segundo semestre de 2014 al primer semestre de 2015.
Medio ambiente
Las operaciones de la Compañía son realizadas priorizando las cuestiones de CSMS dentro de un contexto de desarrollo
sustentable. La Compañía está comprometida a minimizar el impacto en el medio ambiente y se encuentra desarrollando un
marco para evaluar e informar sobre la eco-eficiencia de todas sus unidades de negocio. La eco-eficiencia se basa en el
concepto de crear más bienes y servicios con menos recursos y crear menos residuos y contaminación.
La Compañía continúa desarrollando acciones tendientes a disminuir permanentemente los riesgos de derrames accidentales,
fundamentalmente con programas de integridad de ductos y de tanques, tanto aéreos como subterráneos. Adicionalmente se
realizan monitoreos y estudios ambientales para conocer las distintas situaciones en sectores de interés. Adicionalmente, en
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2015 la Compañía continuó con la implementación del programa de Vazamento Zero (Derrame Cero), dentro del sistema de
Petróleo Brasileiro. Este programa ahora forma parte del Programa de Mejora Continua y tiene foco en tres ejes
fundamentales: Sistema Gestión, Integridad de Instalaciones y Contingencia.
En el 2015 se creó el Comité de Integridad de Ductos y Tanques de PESA, el cual comprende a los referentes técnicos de
todos los negocios, con el objetivos de realizar análisis críticos de los estándares de Gestión de Integridad de las
Instalaciones, generar y monitorear indicadores comunes, coordinar y realizar auditorías a los ductos (internas y cruzadas) y
compartir experiencias entre los negocios (buenas prácticas).
Un sub Comité creado en septiembre de 2015, el cual evalúa internamente la seguridad operacional en las Terminales en las
operaciones de carga y descarga de buques con producto, revisa y adecúa los estándares existentes de PESA, genera y
monitorea indicadores de gestión de terminales, y realiza evaluaciones a las terminales (internas y cruzadas). En cuanto a
prevención, adicionalmente se desarrollaron programas relacionados con la preparación para posibles accidentes.
El 10 de diciembre de 2015, el equipo de Planta Lubricantes obtuvo la certificación de la norma internacional ISO 50001
(Gestión de la Energía) con alcance para "Desarrollo, Producción y Despacho de Lubricantes", auditados por TÜV Rheinland
Argentina. Durante el mes de diciembre las plantas PGSM y Etileno San Lorenzo han renovado las certificaciones de Cuidado
Responsable del Medio Ambiente y el Plan de Contingencia Nacional. En el marco del Programa Cuidado Responsable del
Medio Ambiente (PCRMA), de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica, la Compañía recibió en el mes de septiembre
una auditoría por parte de IRAM cuya calificación fue sobresaliente. Dicha entidad auditora certificó que Petrobras Argentina
ha establecido un sistema de gestión acorde a los criterios establecidos en el PCRMA. Debido a la calificación obtenida, se
renueva la certificación por un plazo mayor al habitual y la duración es de tres años.
Respuesta de emergencia
La Sociedad está comprometida en la prevención, preparación y respuesta a situaciones de emergencia, con un énfasis en
minimizar los daños y restablecer rápidamente las condiciones anteriores en el caso de un accidente. A tal fin, lleva a cabo
un plan de normalización y la revisión de los procesos de contingencia en las unidades.
La Sociedad realiza simulacros de tierra y marinas para desarrollar las habilidades y competencias necesarias para ejecutar
planes de emergencia en diferentes sectores relacionados con la coordinación de las actividades de las distintas partes para
ser llamados en caso de emergencia. Más de 1.450 personas de la comunidad de respuesta de emergencia, incluidas las
fuerzas de defensa civil y bomberos, han sido capacitadas en técnicas para reducir las fugas y extinción de incendios
relacionados con el transporte terrestre.
Salud e Higiene Ocupacional
En 2015, la compañía continúa desarrollando sus programas de promoción y protección de la salud con foco en la prevención
primaria y secundaria y generando un espacio de trabajo saludable.
En este contexto se desarrollan acciones tendientes a generar hábitos y conductas de vida saludables a través del Programa
de Promoción y Protección de la Salud (PPS), con acciones de alimentación saludable e inocuidad alimentaria de acuerdo a la
norma IRAM 14201, actividad física, prevención odontológica, deshabituación tabáquica y prevención de adicciones.
Las acciones mencionadas son desarrolladas en función del diagnóstico anual de salud realizado mediante la implementación
de un examen médico a todos los empleados que contempla los riegos ocupacionales y epidemiológicos, permitiendo la
realización de un programa de salud específico realizado a medida según los grupos de riesgo relevados.
En materia de prevención, la Compañía continúa desarrollando los cursos de Resucitación Cardio-Pulmonar (RCP) y Primeros
Auxilios, el plan de actividad física y las campañas de vacunación antigripal y antitetánica.
Durante el 2015 se continuó desarrollando el Programa de Cardioprotección, según estándares internacionales de American
Heart Association y se mantuvo la certificación como empresa libre de humo de tabaco a través del Ministerio de Salud de la
Nación, así como el reconocimiento por dicho Ministerio como empresa amiga de la hemodonación por la implementación de
campañas de donación voluntaria de sangre en los activos y como Lugar de Trabajo Saludable.
En el marco del Programa de Higiene Industrial, se completaron las mediciones correspondientes a los ambientes de trabajo,
los mapas de riesgos específicos, se realizó el seguimiento de los desvíos presentados y se continuó el programa de
ergonomía realizando relevamientos de puestos de trabajo específicos.
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MARCO REGULATORIO DE DETERMINADOS NEGOCIOS Y OPERACIONES
Marco Regulatorio en la Argentina
Consideraciones Generales
La industria argentina de exploración y explotación de petróleo y gas se encuentra regulada por la Ley de Hidrocarburos N°
17.319, promulgada en 1967 y modificada por las leyes N° 26.197 y 27.007 y la industria del transporte y distribución de gas
natural se encuentra regulada por la Ley del Gas Natural N° 24.076, promulgada en 1992. La Ley de Hidrocarburos faculta al
PEN a fijar una política nacional de explotación de las reservas argentinas de hidrocarburos, con el principal objetivo de
satisfacer la demanda interna.
Originariamente, la Ley de Hidrocarburos establecía que la totalidad de la reservas de petróleo y gas ubicadas dentro del
territorio argentino eran propiedad del Estado Nacional, pero en 1992 se implementó un nuevo marco regulatorio con el fin
de responder a los numerosos cambios de la industria argentina del petróleo y gas luego de la privatización de Yacimientos
Petrolíferos Fiscales Sociedad del Estado (actualmente YPF) y GdE. En respuesta a estos cambios, se promulgó la Ley de
Privatización N° 24.145. En el marco de la Ley de Privatización, el Estado Nacional transfirió a los gobiernos de las provincias
la propiedad de las reservas de petróleo y gas ubicadas en sus territorios, una vez cumplidas determinadas condiciones.
Además, conforme al Artículo 124 de la Constitución Nacional, mediante la reforma de 1994, se concedió a las provincias el
control primario sobre los recursos naturales existentes en sus respectivos territorios. En 2007, mediante la sanción de la Ley
Corta N° 26.197 se modificó la Ley de Hidrocarburos y se estableció que las áreas de petróleo y gas pertenecen a (y deberían
ser administradas por) el Estado Nacional o a las provincias, dependiendo del ámbito territorial en el que se encuentren
ubicadas.
Pertenecen al Estado Nacional los yacimientos que se encuentren a partir de las 12 millas marinas hasta el límite exterior de
la plataforma continental. Los yacimientos que se encuentren en el territorio de las diferentes provincias y los situados en el
mar adyacente a sus costas hasta una distancia de 12 millas marinas pertenecen a las provincias o a la Ciudad Autónoma de
Buenos Aires, según corresponda. La Ley de Federalización asimismo divide la autoridad sobre las concesiones de transporte
de hidrocarburos entre el Estado Nacional y las provincias, según se detalla a continuación bajo el título “Ley de
Federalización”.
Como resultado de la Ley de Federalización, los permisos de exploración y las concesiones de explotación de petróleo y gas,
como así también otros tipos de contratos de exploración y/o explotación relativos a los yacimientos ubicados en territorios
provinciales, originariamente otorgados por el Estado Nacional, fueron transferidos a las provincias correspondientes de
pleno derecho sin afectar los derechos u obligaciones de los titulares de los permisos o concesiones. Las concesiones de
transporte dentro de los territorios provinciales también fueron transferidas a las provincias correspondientes.
La Ley de Hidrocarburos faculta al PEN a establecer políticas nacionales para el desarrollo de reservas y a diseñar las
políticas energéticas a nivel federal. Las provincias gozan del derecho de: (i) controlar y supervisar los permisos, concesiones
y acuerdos de exploración y explotación; (ii) exigir el cumplimiento de los términos y condiciones de los permisos,
concesiones y acuerdos de exploración y explotación; (iii) aprobar la ampliación de los plazos de los permisos, concesiones y
acuerdos de exploración y explotación y (iv) establecer regalías.
Con posterioridad a la sanción de la Ley de Federalización, varias provincias (entre ellas Chubut, Río Negro, La Pampa y
Mendoza) llevaron a cabo procesos de licitación pública para el otorgamiento de nuevos permisos de exploración y,
eventualmente, concesiones de explotación.
Si bien se encuentra en manos privadas, la industria del petróleo y gas continúa estando fuertemente regulada,
particularmente con respecto al otorgamiento de derechos de exploración y explotación; impuestos y regalías sobre la
producción bruta; obligaciones de inversiones específicas relativas a las actividades de perforación, y otros controles y tareas
relativos al medio ambiente, entre otras regulaciones.
El 16 de abril de 2012, el PEN, mediante la sanción del Decreto N° 530/2012, removió a los principales ejecutivos de YPF y
designó a un miembro del Gobierno Nacional en el cargo de Interventor de YPF durante un período de 30 días. El 3 de mayo
de 2012, el Congreso Nacional promulgó la Ley N° 26.741 que dispuso la expropiación del 51% de las acciones Clase D de YPF
pertenecientes a Repsol YPF S.A. (España), y del 51% de Repsol YPF GAS S.A., representado por el 60% de las acciones Clase A
de dicha empresa, pertenecientes a Repsol Butano S.A. (España). Asimismo, la Ley N° 26.741 declaró de interés público y
como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos y las actividades de
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exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, facultando al Estado Nacional a
tomar las medidas necesarias para el logro de dichos objetivos.
El 27 de julio de 2012, el Decreto N° 1.277/2012 derogó determinados artículos de los Decretos N° 1.055/1989, 1.212/1989 y
1.589/1989, como así también toda normativa que contemple la libre disponibilidad de los hidrocarburos.
El Decreto N° 1.277/2012 dispuso también la creación de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan
Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (la “Comisión”), dependiente de la Secretaría de Política Económica y Planificación
de Desarrollo del entonces Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, como así también el Registro Nacional de Inversiones
Hidrocarburíferas (el “Registro”).
El Decreto N° 1.277/2012 estableció la obligación por parte de las compañías de la industria del petróleo y gas de Argentina
de presentar a la entonces Comisión (cuyas competencias actualmente son ejercidas por el Ministerio de Energía y Minería)
un plan anual de inversiones de exploración y explotación; y la obligación por parte de la entonces Comisión de diseñar un
Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas.
El 31 de octubre de 2014, la Ley Nº 27.007 modificó la Ley de Hidrocarburos. Entre otros cambios, distinguió entre las
concesiones otorgadas para la exploración de los recursos convencionales, en comparación con los recursos no
convencionales, y las concesiones otorgadas para la exploración y producción offshore (áreas marítimas), la modificación de
la tarifa y el calendario de pago de regalías, y la modificación de ciertas normas con el objetivo de promover la inversión y el
uso eficiente de los recursos.
En febrero de 2015 la Comisión, mediante la Resolución N° 14/2015, creó el “Programa de Estímulo a la Producción de
Petróleo Crudo” que prevé de pago de estímulos de exportación y/o producción para empresas registradas sujetas a ciertos
requisitos. Mediante Resolución 33/15, la Comisión aprobó el Reglamento General del Programa de Estímulo a la Producción
de Petróleo Crudo.
Posteriormente, mediante Resolución N° 123/2015, la Comisión aprobó el “Reglamento de Adquisiciones, Ventas y Cesiones
de Áreas, Derechos y Participación en el marco del Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural y del
Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”. Ver “Gas y Energía –
Comercialización y Transporte de Gas”.
En diciembre de 2015, la nueva administración disolvió la Comisión. Ciertas funciones y deberes de la Comisión fueron
transferidos al Ministerio de Energía y Minería. A través del Decreto 272/2015, el Ministerio de Energía y Minería está a cargo
de completar una revisión exhaustiva de las normas relativas a los requisitos de registro y revelación aplicables a las
empresas que operan en el sector del petróleo y el gas. Sin embargo, hasta tanto se determinen los cambios en las leyes o
reglamentos, la Sociedad no puede asegurar cómo dichos cambios pueden afectar su negocio y los resultados de sus
operaciones. Los cambios que se originen como conclusión de la revisión del Ministerio de Energía y Minería, o cualquier otro
cambio en el marco regulatorio, pueden tener un efecto adverso en los negocios, ingresos y operaciones de las empresas que
operan en el sector de petróleo y gas en la Argentina, incluyendo a la Sociedad.
El 9 de marzo de 2016, el Ministerio de Energía y Minería emitió la Resolución N° 21/2016 creando un programa de estímulo a
la exportación de los excedentes de petróleo crudo, luego de que la demanda interna de petróleo crudo Escalante de la
Cuenca del Golfo San Jorge se satisfaga, que se encuentra vigente a partir del 1° de enero de 2016 hasta el 31 de diciembre
de 2016. Los pagos estímulo serán realizados en la medida en que el precio promedio del petróleo Brent no exceda de USD
47 por barril dos días antes y dos días después del envío. La compensación a ser pagada por el Gobierno Argentino ascenderá
a USD 7,50 por barril, siempre y cuando se cumplan las condiciones detalladas en la mencionada resolución.
Ver “Factores de Riesgo - En el pasado, el Estado Nacional ha intervenido en la industria del petróleo y gas, y es probable
que continúe haciéndolo”; “Las restricciones a las exportaciones de hidrocarburos y los productos derivados del petróleo han
afectado y podrían continuar afectando los resultados de las operaciones de la Compañía” y “Las concesiones de explotación
y los permisos de exploración de petróleo y gas en la Argentina están sujetos a ciertas condiciones y podrían ser revocados o
no renovados”.
Exploración y Producción
Conforme a la Ley de Hidrocarburos, la exploración y producción de petróleo y gas se lleva a cabo a través de permisos de
exploración, concesiones de explotación, contratos de producción o asociaciones de empresas. Sin embargo, la Ley de
Hidrocarburos permite que se lleven a cabo reconocimientos de superficie de territorios que no son objeto de permisos de
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exploración o concesiones de explotación, previa autorización del Ministerio de Energía y Minería, y el propietario del
terreno. La información que se recaba en virtud de reconocimientos de superficie debe ser suministrada al Ministerio de
Energía y Minería, la cual no podrá divulgarla por el término de dos años sin la previa autorización de quien llevó a cabo la
exploración, salvo en relación con el otorgamiento de permisos de exploración o concesiones de explotación.
La Ley de Hidrocarburos originariamente contemplaba el otorgamiento de permisos de exploración y concesiones de
explotación a nivel nacional a través de un proceso de licitación. A partir de la sanción de la Ley de Federalización, esta
facultad es ejercida por el Gobierno Nacional y los Gobiernos Provinciales, según corresponda. Las compañías y los individuos
que procuren obtener permisos para la exploración de petróleo y gas y participar en los procesos de licitación para el
otorgamiento de concesiones deberán cumplir determinados requisitos de registro ante el Ministerio de Energía y Minería. Los
permisos concedidos a terceros en el marco del proceso de desregulación y desmonopolización fueron otorgados conforme a
procedimientos establecidos en ciertos decretos, conocidos como los “Decretos de Desregulación del Petróleo”, dictados por
el Gobierno Nacional. En 1991 y en el marco de la Ley de Hidrocarburos, el Gobierno Nacional creó un programa, conocido
como el “Plan Exploratorio Argentina”, aún vigente, en virtud del cual podían licitarse permisos de exploración. El titular de
un permiso de exploración posee el derecho exclusivo de llevar a cabo las operaciones necesarias o adecuadas para la
exploración de petróleo y gas dentro del área especificada en el permiso. Cada permiso de exploración sólo podrá cubrir
áreas no exploradas de hasta 10.000 kilómetros cuadrados (15.000 kilómetros cuadrados para exploración offshore) y su plazo
de vigencia podrá ser de hasta 14 años (17 años para exploración submarina).
Si el titular de un permiso de exploración halla cantidades comercialmente explotables de petróleo o gas, tendrá derecho a
obtener una concesión exclusiva para la producción y explotación de las reservas correspondientes. La concesión de
explotación confiere a su titular el derecho exclusivo de producir petróleo y gas en el área cubierta por la concesión por un
plazo de 25 años (más, en ciertos casos, una parte del plazo no vencido del permiso de exploración subyacente), el cual
puede ser prorrogado por la autoridad correspondiente por 10 años. La concesión de explotación otorga asimismo a su titular
el derecho de obtener una concesión de transporte a los fines del transporte del petróleo y el gas producidos.
En virtud de la Ley de Hidrocarburos, los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación deben llevar a
cabo todas las obras necesarias para hallar o extraer hidrocarburos, empleando las técnicas apropiadas, y realizar las
inversiones especificadas en sus respectivos permisos o concesiones. Asimismo, tales titulares deben evitar daños a los
yacimientos petrolíferos y gasíferos y desperdicio de hidrocarburos, arbitrar los medios necesarios para evitar accidentes y
daños a las actividades agrícolas, la industria pesquera, las redes de comunicación y la capa freática y cumplir con todas las
leyes y reglamentaciones nacionales, provinciales y municipales aplicables. El incumplimiento por parte del titular de
permisos o concesiones de realizar las inversiones pertinentes o tomar las medidas necesarias para evitar daños faculta al
Gobierno Nacional o provincial que otorgó dichos permisos o concesiones a revocarlos o rescindirlos anticipadamente, según
corresponda. En años recientes, gobiernos provinciales han revocado concesiones, incluyendo una concesión de la cual la
Compañía era titular, argumentando que los concesionarios no habían cumplido con las inversiones requeridas. Véase
“Factores de Riesgo - Las concesiones de explotación y los permisos de exploración están sujetos a ciertas condiciones y
podrían ser revocados o no renovados.”
Los titulares de concesiones de explotación están obligados a pagar por dichas concesiones y realizar determinados pagos de
regalías al Estado Nacional o provincial, conforme a la jurisdicción a la que pertenezca el yacimiento. Para mayor
información, Ver “Canon y Regalías” a continuación.
Adicionalmente, el tenedor de un permiso de concesión debe indemnizar al propietario superficiario. En tal sentido,
mediante las Resoluciones Conjuntas N° 630/2015 de la ex-Secretaría de Energía de la Nación y N° 299/2015 de la Secretaria
de Agricultura, Ganadería y Pesca de la Nación, se modificaron las Resoluciones Conjuntas N° 391/2014 y N° 107/2014, en
relación a los valores indemnizatorios para las áreas de secano de las zonas cuyana y neuquina, establecidos por Decreto N°
861/1996 y sus resoluciones conjuntas.
Los permisos de exploración y las concesiones de explotación o transporte son susceptibles de caducidad en caso de
infracción o incumplimiento de las leyes o reglamentaciones aplicables o de los términos y condiciones de los permisos o
concesiones, o en caso de quiebra del permisionario o concesionario. Operado el vencimiento o producida la caducidad de un
permiso de exploración o de una concesión de explotación, los pozos de petróleo y gas, los equipos de operación y
mantenimiento y las instalaciones auxiliares revierten automáticamente al Gobierno Nacional o Provincial, sin que medie
pago alguno al titular del permiso o al concesionario.
Los permisos de exploración y las concesiones de explotación pueden ser cedidos parcial o totalmente, previa autorización
del Poder Ejecutivo, Nacional o Provincial, según corresponda.
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La Ley de Hidrocarburos no establece la caducidad automática como consecuencia del cambio de control de una sociedad. No
obstante ello, pueden incluirse cláusulas de cambio de control en los contratos correspondientes a los permisos de
exploración o concesiones de explotación.
La Ley de Hidrocarburos, modificada por la Ley N° 27.007, establece que las concesiones convencionales (petróleo y gas)
tendrán vigencia durante 25 años, las concesiones no convencionales durante 35 años y concesiones offshore (áreas
marítimas) durante 30 años. Para ser elegible para una extensión de una concesión, en virtud de la Ley de Hidrocarburos
modificada, los concesionarios deben (i) haber cumplido con sus obligaciones en virtud de la ley y sus concesiones, (ii) ser
productoras de hidrocarburos en la concesión en cuestión, y (iii) presentar un plan de inversión para el desarrollo de dichas
áreas de acuerdo a lo solicitado por las autoridades competentes al menos un año antes de la terminación del plazo de la
concesión. Adicionalmente, los concesionarios que soliciten extensiones en virtud de la Ley Nº 27.007 deberán realizar el
pago de regalías adicionales a la tasa vigente del 12%, que van desde un 3% con la primera prórroga y hasta un máximo total
del 18% para las siguientes prórrogas. El incumplimiento de las obligaciones y normas establecidas en la Ley de Hidrocarburos
también puede dar lugar a la imposición de multas y, en el caso de violaciones graves después de la expiración de los
períodos de curación caso, la revocación de la concesión o permiso correspondiente. Ver “Factores de Riesgo - Las
concesiones de explotación y los permisos de exploración están sujetos a ciertas condiciones y podrían ser revocados o no
renovados.”
Organismo Gubernamental Autorizado
El Ministerio de Energía y Minería es el organismo gubernamental nacional responsable de exigir el cumplimiento de la Ley de
Hidrocarburos. Sin embargo, el PEN tiene a su cargo la tarea de determinar las áreas en las que se desarrollarán las
actividades hidrocarburíferas y de otorgar los permisos y concesiones. Conforme a la Ley de Federalización, cada provincia
está facultada a exigir el cumplimiento de la Ley de Hidrocarburos dentro de su propio territorio.
Conforme al Decreto N° 1.277/2012, modificado mediante la Decreto N°272/2015, las compañías titulares de concesiones
hidrocarburíferas deben presentar al Ministerio de Energía y Minería un plan anual de inversiones. El Ministerio de Energía y
Minería luego evaluará dicho plan y verificará si se ajusta a los requerimientos del Plan Nacional de Inversiones
Hidrocarburíferas para ese año. Si se considera que no se corresponde con el Plan Nacional, el Ministerio de Energía y Minería
podrá solicitar la presentación de un nuevo Plan Anual de Inversiones que se ajuste a dichos requerimientos.
Compañía de Energía Estatal
En octubre de 2004, el Congreso Nacional sancionó la Ley N° 25.943 en virtud de la cual se creó la compañía de energía
estatal denominada ENARSA. El objetivo de ENARSA es llevar a cabo, a través de terceros o a través de uniones transitorias
de empresas con terceros: (i) estudios, exploración y explotación de reservas naturales de hidrocarburos; (ii) el transporte,
procesamiento y venta de hidrocarburos y sus derivados directos e indirectos; (iii) el transporte y distribución de gas natural
y (iv) la generación, transporte, distribución y venta de electricidad. Asimismo, la Ley N° 25.943 otorgó a ENARSA la
totalidad de la concesiones de exploración relacionadas con todas las áreas offshore (áreas marítimas) nacionales que se
encuentren a partir de las 12 millas marinas hasta el límite exterior de la plataforma continental, que se encontraban
vacantes al momento de entrada en vigencia de la ley el 3 de noviembre de 2004. En consecuencia, toda exploración futura
de áreas offshore debe realizarse junto con ENARSA.
Requisitos patrimoniales para obtener permisos y/o concesiones
La Ley de Hidrocarburos prevé que para el desarrollo de las actividades de exploración, producción o transporte de petróleo
y gas, las empresas deberán cumplir con determinados estándares de patrimonio neto y de solvencia patrimonial y
financiera.
La ex-Secretaría de Energía, a través de la Resolución Nº 193/03, estableció que, con el fin de recibir y mantener permisos o
concesiones, el titular del permiso o el concesionario deberá poseer un patrimonio neto mínimo de Ps.2 millones para áreas
terrestres, y de Ps.20 millones para áreas costa afuera, y deberá mantener dicho patrimonio neto mínimo durante todo el
plazo del permiso o concesión. El incumplimiento de este requisito podría ser pasible de sanciones, incluyendo multas o
hasta la baja del Registro de Empresas Petroleras. Se podría otorgar respaldo financiero o garantía de hasta un 70% de los
requisitos de patrimonio neto mínimo.
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Ley de Federalización o Ley Corta
La Ley de Federalización N° 26.197 o Ley Corta fue publicada en el Boletín Oficial el 3 de enero de 2007 y modificó la Ley de
Hidrocarburos con el fin de establecer los derechos de propiedad del Estado Nacional y de los estados provinciales sobre los
yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos, en base a la ubicación de los mismos. Según se describiera
precedentemente, la Ley de Federalización transfirió la propiedad de todos los reservorios hidrocarburíferos ubicados en
tierra o que se encuentren dentro de las 12 millas marinas a las provincias y a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, y
estableció la propiedad del Estado Nacional con respecto a los reservorios que se encuentren a partir de las 12 millas
marinas, hasta el límite exterior de la plataforma continental. Conforme a la Ley de Federalización, el Congreso Nacional
continuará sancionando leyes y reglamentaciones para desarrollar los recursos de petróleo y gas existentes dentro de todo el
territorio argentino (incluyendo recursos marítimos) pero los gobiernos de las provincias donde se encuentran ubicados los
reservorios de hidrocarburos serán responsables de exigir el cumplimiento de estas leyes y reglamentaciones y de la
administración de los yacimientos de hidrocarburos y actuarán como autoridades de otorgamiento de los permisos de
exploración y las concesiones de explotación. Sin embargo, las facultades administrativas concedidas a las provincias deberán
ser ejercidas dentro del marco de la Ley de Hidrocarburos y sus reglamentaciones complementarias. En consecuencia, si bien
la Ley de Federalización estableció que las provincias serán responsables de administrar los yacimientos hidrocarburíferos, el
Congreso Nacional conservó la facultad de dictar leyes y reglamentaciones relacionadas con al marco legal del petróleo y del
gas. Asimismo, el PEN conservó la facultad de determinar las políticas energéticas a nivel federal. Se estableció
expresamente que la transferencia no afectaría los derechos y obligaciones de los titulares de permisos de exploración y
concesiones de explotación otorgadas, o la base para el cálculo de regalías, que serán calculadas de acuerdo con el título de
concesión y abonadas a la provincia donde se encuentren ubicados los reservorios. La Ley de Federalización establece que el
PEN conservará la facultad de otorgar concesiones de transporte: (i) que incluyan el territorio de dos o más provincias; y (ii)
directamente conectadas con ductos para fines de exportación. En consecuencia, las concesiones de transporte que se
encuentran ubicadas dentro del territorio de una provincia y que no están conectadas con instalaciones de exportación han
sido transferidas a las provincias.
Por último, la Ley de Federalización otorga facultades a las provincias para: (i) ejercer en forma plena e independiente todas
las actividades relacionadas con la supervisión y el control de los permisos de exploración y las concesiones de explotación
transferidas mediante la Ley de Federalización N° 26.197; (ii) exigir el cumplimiento de todas las obligaciones legales y/o
contractuales aplicables relacionadas con inversiones, producción racional e información y pagos de cánones y regalías de
superficie; (iii) establecer los términos y condiciones legales y contractuales de los permisos y concesiones que otorga; (iv)
aplicar las sanciones establecidas por la Ley de Hidrocarburos; y (v) ejercer toda otra facultad según lo previsto en la Ley de
Hidrocarburos.
Desde el 3 de enero de 2007, fecha de promulgación de la Ley de Federalización, tanto la ex-SE, actual Ministerio de Energía
y Minería, y la provincia correspondiente han sido contraparte de los permisos y/o concesiones otorgados, con todas las
facultades previstas por la Ley de Hidrocarburos y sus normas modificatorias y complementarias, y los derechos emergentes
de dichos títulos.
El 4 de mayo de 2012, el Congreso Nacional promulgó la Ley N° 26.741 que declara de interés público y como objetivo
prioritario de Argentina el logro del autoabastecimiento y la producción, industrialización, transporte y comercialización de
hidrocarburos y faculta al PEN a tomar las medidas necesarias para el logro de dichos objetivos.
El 11 de julio de 2013, el Gobierno Argentino creó el Sistema de Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de
Hidrocarburos por el Decreto Nº 929/2013 (Régimen de Promoción). En el marco del Régimen de Promoción, los titulares de
permisos de exploración y/o derechos de concesión registrados en el Registro pueden solicitar ser incluidos en el Régimen de
Promoción, siempre y cuando presenten al Ministerio de Energía y Minería un proyecto de inversión, con una inversión directa
de al menos 1 billón de dólares estadounidenses para invertirse en los primeros cinco (5) años de tales proyectos. Los
beneficiarios del Régimen de Promoción tendrán derecho a ciertos beneficios, entre ellos, a partir del quinto año después del
comienzo de su proyecto, el derecho de comerciar libremente en el mercado exterior el 20% de la producción de petróleo y
gas producido en su proyecto sin estar sujeto a las retenciones a la exportación. Además, el Régimen de Promoción establece
que cualquier concesión de explotación confiere el derecho exclusivo de explotación de yacimientos de hidrocarburos
convencionales y no convencionales que existen en las áreas cubiertas por la concesión respectiva durante los períodos
correspondientes.
La Resolución N°9/2013 de la entonces Comisión aprobó los requisitos y condiciones reglamentarias para la presentación y
posterior incorporación de proyectos de inversión para la explotación de hidrocarburos en el marco del Régimen de
Promoción. La Ley N° 27.007 también permite que los titulares de concesiones presenten proyectos de inversión para su
inclusión en el Régimen de Promoción en la medida en que impliquen una inversión directa en moneda extranjera de al
menos 250 millones de dólares estadounidenses en los tres primeros años de dicho proyecto. La Ley N° 27.007 mantiene el
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beneficio fiscal de exportación para el primer 20% del petróleo y el gas producido en concesiones convencionales, no
convencionales y de alta mar a profundidades inferiores o iguales a 90 metros y proporciona un beneficio de impuesto a la
exportación para el primer 60% del petróleo y gas que se produce en las concesiones de tierra en profundidades mayores de
90 metros.
Transporte
La Ley de Hidrocarburos otorga a los productores de hidrocarburos el derecho a obtener por parte del PEN concesiones de
treinta y cinco (35) años de plazo para el transporte de petróleo, gas y productos derivados del petróleo, en el marco de
licitaciones públicas. Los productores continúan sujetos a las disposiciones de la Ley de Gas Natural y para transportar sus
hidrocarburos no necesitan participar en licitaciones públicas. El plazo de la concesión de transporte puede ser prorrogado
por un período adicional de diez (10) años, previa solicitud al PEN.
Las empresas de transporte de hidrocarburos deben cumplir con lo dispuesto en el Decreto N° 44/91 que implementa y
reglamenta la Ley de Hidrocarburos en lo relacionado con el transporte de hidrocarburos realizado por oleoductos,
gasoductos, poliductos y/o cualquier otro servicio provisto mediante instalaciones permanentes y fijas para el transporte,
carga, despacho, infraestructura de captación y compresión y acondicionamiento y tratamiento de hidrocarburos. Este
decreto es aplicable a oleoductos y no a gasoductos. Ver “Marco Regulatorio de Determinados Negocios y Operaciones - La
Industria del Gas y su Marco Regulatorio en la Argentina - Gas Natural - ENARGAS”.
El concesionario de transporte tiene derecho a transportar petróleo, gas y productos derivados del petróleo y a construir y
operar oleoductos y gasoductos, instalaciones de almacenamiento, estaciones de bombeo, plantas compresoras, rutas,
ferrocarriles, y otras instalaciones y equipos necesarios para que el sistema de ductos opere en forma eficiente. Si bien el
concesionario de transporte está obligado a transportar hidrocarburos sobre una base no discriminatoria en nombre de
terceros a título oneroso, tal obligación resulta de aplicación sólo en la medida en que registre excedente de capacidad
disponible y una vez satisfechos sus propios requerimientos de transporte.
Las tarifas de transporte están sujetas a la aprobación del ENARGAS o del Ministerio de Energía y Minería, dependiendo de si
se trata de transporte de gas natural o de petróleo crudo, respectivamente. La Resolución N° 5/04 de la ex-Secretaría de
Energía establece montos máximos:
(a) para tarifas de transporte de hidrocarburos por oleoductos y poliductos, y para tarifas de almacenamiento, uso de boyas
y manipuleo de hidrocarburos líquidos; y
(b) que pueden descontarse en relación con el transporte de petróleo crudo realizado por productores que, a la fecha de
dicha resolución, transportan su producción a través de oleoductos propios no regulados, a los fines de determinar las
regalías.
Operado el vencimiento de la concesión de transporte, la propiedad de los ductos e instalaciones afines se transfiere al
Estado Nacional sin compensación alguna al concesionario.
Refinación y Comercialización
Las actividades de refinación y comercialización de hidrocarburos desarrolladas por los productores de petróleo y otros
terceros se encuentran reguladas por el Decreto N° 1.212/89 dictado en virtud de la Ley de Hidrocarburos. Junto con otras
normas y reglamentaciones que han sido dictadas por la ex-Secretaría de Energía, este decreto regula los aspectos
comerciales, ambientales, de calidad y de seguridad relativos a las refinerías y estaciones de servicio. Esta norma autorizó
las importaciones, derogó las asignaciones de petróleo por la ex-Secretaría de Energía y desreguló la instalación de refinerías
y estaciones de servicio. Determinadas facultades de fiscalización y control de la ex-Secretaría de Energía también han sido
delegadas a las autoridades provinciales y municipales y por lo tanto la refinación y venta de productos refinados debe
también cumplir con las normas provinciales y municipales en materia técnica, de salud, seguridad y medio ambiente.
A los fines de la refinación de hidrocarburos, las empresas petroleras deben inscribirse en el Ministerio de Energía y Minería.
La inscripción se otorga en función de parámetros financieros, técnicos y de otra índole. Como se detalla más adelante, las
bocas de expendio minoristas de combustible líquidos, los puntos de venta para fraccionamiento de combustible, la reventa a
grandes usuarios y los contratos de suministro entre las estaciones de servicio y las empresas petroleras también se
encuentran sujetos a los requisitos de inscripción establecidos por la ex-Secretaría de Energía, actual Ministerio de Energía y
Minería.
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Asimismo, las estaciones de servicio y otras bocas de expendio y distribuidores deben inscribirse en el Ministerio de Energía y
Minería para participar en los mercados de combustible líquido. Se imponen sanciones severas a quienes celebran
transacciones con partes no autorizadas. También se exigen requisitos adicionales a todos los participantes del mercado de
combustibles y los titulares de las marcas son solidariamente responsables por las infracciones de las empresas que operan
bajo dichas marcas (Resolución N°1.102/04 de la ex-Secretaría de Energía). Adicionalmente, las estaciones de servicio
ubicadas en zonas de frontera deben vender combustibles a vehículos con placa identificatoria extranjera a precios
diferenciales obligatorios (Resoluciones N° 938/06 y N° 959/06 de la ex-Secretaría de Energía).
El PEN también impuso restricciones sobre las exportaciones en virtud de las cuales se exige a los productores obtener
autorización antes de realizar operaciones de exportación (Decreto N° 645/02 y Resoluciones N° 1.679/04 y N° 1.338/06 de
la ex-Secretaría de Energía). Con el fin de obtener la aprobación por parte del Ministerio de Energía y Minería para exportar
petróleo crudo o gasoil, los productores deben demostrar que han satisfecho la demanda interna o que han otorgado al
mercado interno la oportunidad de comprar petróleo en términos similares. Los potenciales exportadores de gasoil también
deben inscribirse anticipadamente en el Registro (Resolución N° 1.679/04 de la ex-Secretaría de Energía).
En 2005, el PEN impuso requisitos adicionales para garantizar el abastecimiento interno de gasoil por parte de las refinadoras
a las estaciones de servicio (Resoluciones N° 1.834/05 y N° 1.879/05 de la ex-Secretaría de Energía). En un principio, estas
normas permitían a las estaciones de servicio obtener gasoil de terceros en el caso de que las refinadoras no estuvieran en
condiciones de abastecer la demanda, estando las refinadoras sujetas al pago de los costos adicionales incurridos por las
estaciones de servicio para la obtención de dicho combustible. En 2006, se incorporó un nuevo marco regulatorio que exige a
las empresas refinadoras, los expendedores mayoristas y minoristas cubrir la demanda total razonable de gasoil en forma
continua en cada una de las regiones de Argentina, respetando los volúmenes abastecidos en igual mes del año inmediato
anterior más un ajuste en función del incremento del PBI (Resolución N° 25/06 de la Secretaría de Comercio Interior).
La Disposición de la Subsecretaría de Combustibles N° 157/06 establece que los vendedores de combustible que sean parte
de contratos en virtud de los cuales se establezca un grado de exclusividad entre la refinadora y el vendedor de combustible,
que por cualquier motivo pretendan finalizar el contrato, deberán informar por adelantado tal decisión a la Subsecretaría de
Combustibles con el fin de informar a la Secretaría de Comercio Interior en tal sentido. En dicho caso, la Secretaría de
Comercio Interior debe: (i) emitir una declaración relacionada con la validez de la finalización del contrato y (ii) arbitrar los
medios necesarios para permitir que el vendedor de combustible que finaliza el contrato celebre un nuevo contrato con una
refinadora y/o comercializador de combustible a fin de garantizar el abastecimiento de combustible.
Se regula la calidad del contenido de los combustibles a través de la Resolución N° 1.283/06 de la ex-Secretaría de Energía.
Esta norma se modificó mediante la Resolución N° 478/09 de la ex-Secretaría de Energía en virtud de la cual se modifican los
plazos de entrada en vigencia de las especificaciones de calidad de determinados tipos de combustibles.
La venta de combustibles nuevos en Argentina debe estar autorizada por la ex-Subsecretaría de Combustibles (Resolución N°
1.334/06 de la ex-Secretaría de Energía). En 2008, mediante la Resolución N° 150/08, la ex-Secretaría de Energía eximió al
fuel oil vendido a las centrales eléctricas de los requerimientos de calidad exigidos en virtud de la Resolución N° 1.283/06.
La Resolución N° 1.103/04 de la ex-Secretaría de Energía establece, sobre la base de lo dispuesto por el artículo 17 del
Decreto N° 1.212/89, que el responsable de la especificación, calidad y cantidad de los productos que se comercializan y de
que los mismos se ajusten a lo informado, será el titular de la marca identificatoria con que se venden los combustibles en el
caso de estaciones de servicio de bandera; y en el caso de estaciones de servicio que no sean de bandera, el responsable será
el operador, pudiéndose también imputar solidariamente al proveedor del combustible cuando se lo identifique en forma
fehaciente.
En 2007, el Ministerio de Planificación Federal creó el programa “Energía Total” con el objetivo de garantizar el
abastecimiento de combustibles líquidos y gaseosos a los productores y al conjunto de la población argentina durante 2008
(Resolución N°459/07 de la ex-Secretaría de Energía). Este programa se diseñó con el fin de incentivar la sustitución del
consumo de gas natural y energía eléctrica por combustibles alternativos para las diferentes actividades productivas, y la
sustitución de la generación eléctrica. Dicho programa aún continúa vigente. ENARSA es responsable de coordinar el
programa “Energía Total”, en virtud del cual se implementan dos planes independientes para la provisión de combustibles
líquidos y gaseosos. Uno de los objetivos del programa es garantizar el abastecimiento de combustibles líquidos derivados del
petróleo (gas licuado de petróleo, gasoil, fuel oil, nafta y mejoradores octánicos) y satisfacer la demanda en general, en
función del crecimiento económico y el desarrollo industrial. Los beneficiarios de este plan son las empresas refinadoras e
importadoras de combustible constituidas legalmente en la República Argentina que califiquen en función de la
reglamentación del programa “Energía Total” y que hayan suscripto un acuerdo con ENARSA.
91
A partir del 1° de enero de 2010, según lo dispuesto por la Ley N° 26.093, el Decreto N° 109/07 y otras reglamentaciones,
que todo gas y diesel vendido en Argentina deben contener 5% de biodiesel y toda nafta vendida en Argentina debe contener
5% de bioetanol. Mediante las Resoluciones N° 44/2014 de la ex-SE y N° 37/2016 del Ministerio de Energía y Minería, el
bioetanol que debe contener la nafta vendida en Argentina se incrementó a 10% y 12%, respectivamente.
El 17 de enero de 2014, la Resolución N° 1/2014 de la entonces Comisión aprobó el "Procedimiento para la importación de
crudo liviano", donde se fijan las cantidades máximas de petróleo crudo liviano que pueden ser importadas por cada
participante en el mercado sobre la base de la capacidad de refinación de inactividad, la complejidad de la refinería y la
participación en el mercado interno de la gasolina y el diesel. La Resolución N° 1/2014 establece además que la entonces
Comisión (actualmente el Ministerio de Energía y Minería) evaluará cada propuesta de importación presentadas a la misma y
determinará los volúmenes reales de importación que se asignará a cada importador, de acuerdo con las cantidades máximas
a las que se hace referencia.
Regulación del Mercado
En virtud de la Ley de Hidrocarburos y determinados decretos relativos al proceso de desregulación y desmonopolización del
petróleo que tuvo lugar a principios de los ‘90 (los “Decretos de Desregularización del Petróleo”), los titulares de
concesiones de explotación tenían derecho, con limitadas excepciones, a disponer libremente de su producción tanto en el
mercado interno como en el mercado de exportación. Sin embargo, a partir de 2002, el Estado Nacional ha impuesto
restricciones a las exportaciones de hidrocarburos en virtud de la Ley de Hidrocarburos. Ver “Actividades de Refinación y
Comercialización” precedentemente y “Factores de Riesgo – Factores relacionados con la Argentina – Las restricciones a las
exportaciones de hidrocarburos y los productos derivados del petróleo han afectado y podrían continuar afectando los
resultados de las operaciones de la Compañía.”
En este contexto, el Decreto N° 1.277/2012 derogó determinados artículos de los Decretos N° 1.055/89, N° 1.212/89 y N°
1.589/89 como así también toda otra reglamentación que establecía previamente la libre disponibilidad de hidrocarburos.
Conforme al Decreto N° 1.277/2012, modificado mediante el Decreto N°272/2015, las compañías de refinación,
comercialización y transporte deben presentar al Ministerio de Energía y Minería un plan anual de inversiones. El Ministerio
de Energía y Minería evaluará dicho plan y verificará si cumple con los requisitos establecidos en el Plan Nacional de
Inversiones Hidrocarburíferas para ese año y auditará el cumplimiento del mismo cada tres meses.
La Ley de Hidrocarburos autoriza al Gobierno Nacional a regular los mercados argentinos de petróleo y gas y prohíbe la
exportación de crudo durante los períodos en que, a criterio del Gobierno Nacional, la producción nacional resulte
insuficiente para satisfacer la demanda interna. Para los casos en los que el Gobierno Nacional restringe la exportación de
petróleo y derivados del petróleo o la libre disposición de gas natural, los Decretos de Desregulación del Petróleo estipulan
que los productores, las refinadoras y los exportadores recibirán un pago a un precio que, en el caso del crudo y derivados
del petróleo, no sea inferior al precio que se paga por la importación de crudo y derivados del petróleo de características
similares y, en el caso del gas natural, no sea inferior al 35% del precio internacional por metro cúbico de petróleo árabe
liviano, de 34 grados API. Ver “Refinación y Comercialización” precedentemente.
Programas Petróleo Plus y Refinación Plus
El 25 de noviembre de 2008, el PEN emitió el Decreto N° 2.014/08 en virtud del cual se crearon dos programas denominados
“Petróleo Plus” y “Refinación Plus”. El principal objetivo de estos programas es promover la exploración, producción y
explotación de reservas petroleras, con el fin de aumentar la capacidad de refinación y la producción de diferentes tipos de
combustibles. De acuerdo con este decreto, a las compañías que cumplan con los requisitos establecidos en estos programas
se les otorgarán Certificados de Crédito Fiscal transferibles que podrán destinar al pago de derechos de exportación sobre las
exportaciones de petróleo crudo, gas natural y sus derivados.
Asimismo, de acuerdo con el Decreto N° 2.014/08, la construcción de infraestructura por parte de las compañías petroleras
para: (i) permitir la exploración y explotación de nuevos reservorios hidrocarburíferos, (ii) incrementar la capacidad de
producción o (iii) incorporar nueva tecnología para la operación de reservorios hidrocarburíferos nuevos o ya existentes,
podrá calificar como Obra de Infraestructura Crítica en virtud de la Ley N° 26.360, y la compañía podrá procurar la
devolución del IVA correspondiente a los activos comprendidos en la construcción de la infraestructura o acelerar la
amortización de dichos activos a los fines de determinar el impuesto a las ganancias correspondiente a los mismos. El
Decreto N° 2.014/08 se encuentra reglamentado por la Resolución N° 1.312/08 de la ex-Secretaría de Energía, que define y
cuantifica los incentivos a otorgarse en virtud de estos programas. Estos incentivos se conceden en base a variables tales
como el precio internacional del petróleo, los volúmenes de producción y las tasas de recuperación de reservas
hidrocarburíferas. Los créditos fiscales otorgados en virtud del programa Petróleo Plus están sujetos a verificación de un
92
aumento en la producción de petróleo y la incorporación de nuevas reservas hidrocarburíferas. El otorgamiento de los
créditos fiscales en virtud del programa Refinación Plus está sujeto a la existencia de proyectos para la instalación de nuevas
unidades de refinación o la expansión de las unidades existentes.
En 2012, el Estado Nacional anunció la suspensión de sus programas Petróleo Plus y Refinación Plus, en función de cambios en
las condiciones de mercado en virtud de las cuales se establecieron estos programas en 2008. El 13 de julio de 2015, el
Gobierno Argentino, a través del Decreto N° 1.330/2015, declaró la finalización del programa “Petróleo Plus”,
establecimiento una compensación en títulos públicos de Argentina (BONAR 2018 y BONAR 2024) para los créditos fiscales
devengados no pagados en virtud de dicho programa.
La Resolución N° 1/2013 de la ex-Secretaría de Energía derogó determinados beneficios reconocidos por la Resolución N°
1.312/08 de la ex-Secretaría de Energía, en particular el beneficio en virtud del cual se otorgó a las empresas exportadoras
que cumplían con determinados requerimientos un crédito fiscal del 12% de la diferencia entre el precio local y el valor del
precio internacional aplicable a dicha exportación.
Regalías
Conforme a los artículos 57 y 58 de la Ley de Hidrocarburos, los titulares de permisos de exploración y concesiones de
explotación deben abonar un canon anual en base a la superficie física de cada bloque y que varía dependiendo de la fase de
la operación (es decir, exploración o explotación), y en el caso de exploración, dependiendo del plazo del permiso de
exploración. El 17 de octubre de 2007, en virtud del Decreto N° 1.454/07 se dispuso un aumento significativo del monto del
canon en las actividades de exploración y explotación expresado en pesos argentinos pagadero a las diferentes jurisdicciones
en donde se encuentran ubicados los yacimientos hidrocarburíferos.
De acuerdo con la Ley de Hidrocarburos, en Argentina se pagan regalías equivalentes al 12% del precio en boca de pozo del
petróleo crudo y gas natural, aunque una provincia puede requerir que se le pague una regalía más elevada al momento de
renovación de la concesión, hasta un máximo del 18%. El precio en boca de pozo se calcula deduciendo el flete y otros gastos
relacionados con el precio de venta obtenido en transacciones con terceros. La Ley de Hidrocarburos autoriza a reducir las
regalías en un 5% en base a la productividad y la ubicación de un pozo y otras condiciones especiales. El petróleo y el gas
producidos por el titular de un permiso de exploración con anterioridad al otorgamiento de una concesión de explotación
están sujetos al pago de una regalía del 15%.
La Resolución N° 435/04 de la ex-Secretaría de Energía, que actualizó la Resolución N° 155/92 de dicha Secretaría: (i)
impone requisitos de información adicionales con respecto a las regalías; (ii) introduce determinados cambios con respecto a
las facultades de las provincias; (iii) reforma determinados aspectos del sistema de determinación de regalías, incluyendo
deducciones y tipo de cambio aplicables y (iv) establece sanciones por incumplimiento de la obligación de información. Esta
resolución se ha aplicado a titulares de permisos y concesionarios desde junio de 2004.
Los concesionarios están obligados a presentar declaraciones juradas mensuales ante el Ministerio de Energía y Minería y las
autoridades provinciales correspondientes, reportando:
cantidad y calidad de hidrocarburos extraídos, incluyendo los niveles computables de producción de hidrocarburos
líquidos y un detalle del petróleo crudo (con especificación del tipo), condensado y total de gas natural recuperado (con una
tolerancia máxima de error de 0,1%);
ventas a los mercados interno y externo;
valores de referencia para las transferencias efectuadas sin precio fijado a los fines de futura industrialización;
costo de flete desde el punto donde se adquiere la condición comercial del producto hasta el lugar de la
transferencia comercial del producto; y
detalle de las ventas realizadas en el mes.
Además de las declaraciones juradas, los concesionarios deberán presentar los comprobantes de pago de regalías. En caso de
incumplimiento de la obligación de información, las autoridades provinciales están autorizadas a realizar su propia
determinación de regalías.
93
La Resolución N° 435/04 de la ex-Secretaría de Energía establece asimismo que si un concesionario destina la producción de
petróleo crudo a ulteriores procesos de industrialización en plantas propias o de otras empresas vinculadas, el concesionario
debe acordar con las autoridades provinciales y la Secretaría (actual Ministerio de Energía y Minería), según corresponda, el
precio de referencia para el cálculo y liquidación de las regalías. Si el concesionario no acordara este precio, las autoridades
provinciales pueden fijar este precio de referencia. El concesionario califica para ciertas deducciones, incluyendo: (i) fletes
interjurisdiccionales que pueden deducirse del precio de venta, siempre y cuando el transporte se realice por otro medio que
no sea un ducto, y se presenten las facturas mensuales y los contratos pertinentes y (ii) costos de tratamiento interno (que
no podrán exceder el 1% del precio) incurridos por los titulares de permisos o concesionarios autorizados.
La Disposición N° 1/08 de la ex-Subsecretaría de Combustibles estableció que el precio de corte para el petróleo crudo
obtenido de minerales bituminosos establecido por la Resolución N° 394/2007 del entonces Ministerio de Economía y
Producción equivalente a cuarenta y dos dólares estadounidenses (U$S42) por barril será considerado como el precio piso
para comercializar petróleo sobre el cual se deberá aplicar en más el ajuste por calidad a los efectos del cálculo para la
liquidación de regalías hidrocarburíferas a las provincias. La Resolución N° 813/2010 de la ex-Secretaría de Energía ratificó la
Disposición 1/2008 de la ex-Subsecretaría de Combustibles para la liquidación de regalías sobre hidrocarburos a partir del 9
de enero de 2008. Cabe destacar que existe jurisprudencia reciente en la cual la Corte Suprema de Justicia de la Nación ha
declarado la invalidez constitucional de ambas normas.
En virtud del Decreto N° 2.240/08, la Provincia del Neuquén aprobó el acuerdo firmado con la Compañía para la ampliación
por diez años adicionales de sus concesiones, excepto Sierra Chata, sujeto a que la Compañía pague a la Provincia un canon
extraordinario de producción del 3% sobre su producción de petróleo y gas, además del pago mensual de regalías del 12%
descripto anteriormente. Se prevé además una renta extraordinaria de hasta un 3% para petróleo crudo y gas natural, cuando
se establezcan condiciones de renta extraordinaria o por el incremento de precio efectivamente percibido, sujeto a ciertos
lineamientos.
Tipos de cambio aplicables a las Regalías
La Resolución N° 76/02 emitida por la ex-Secretaría de Energía dispone que las regalías sobre exportaciones de crudo deben
fijarse teniendo en cuenta el tipo de cambio vendedor del Banco de la Nación Argentina del día anterior al de liquidación de
las regalías.
Sin embargo, desde diciembre de 2001 hasta mayo de 2002, los productores y refinadoras acordaron negociar un tipo de
cambio más bajo con el fin de moderar el impacto de la devaluación del peso argentino sobre el precio de los productos. Los
productores calcularon y abonaron regalías de acuerdo a este tipo de cambio más bajo. Estos cálculos han sido rechazados
por la Provincia del Neuquén que ha presentado un reclamo por diferencias en el pago de regalías resultantes de este
acuerdo. Este reclamo se incluyó un acuerdo de negociación ejecutado con la Provincia de Neuquén
Reglamentaciones para Garantizar el Abastecimiento de Gasoil
Durante los últimos años, el Estado Nacional ha dictado distintas leyes y adoptado varias iniciativas con el fin de garantizar el
abastecimiento de gasoil al mercado interno.
Una de las iniciativas para garantizar el abastecimiento local exime a las importaciones de gasoil destinado al consumo
interno del impuesto sobre los combustibles líquidos y el gas natural, como así también del impuesto al gasoil. Las siguientes
leyes dispusieron eximir de dichos impuestos a las importaciones de gasoil por los montos consignados a continuación: Ley N°
26.022 (2005) - 500.000 m3; Ley N° 26.074 (2006) - 800.000 m3 (sujeto a una exención adicional del 20% en 2007); Ley N°
26.337 (2007) - 1.800.000 m3 (aplicable en 2008, sujeto a una exención adicional del 20%). Las exenciones en virtud de la Ley
N° 26.337 son procedentes cuando la paridad promedio mensual de importación de gasoil no resulta inferior al precio a salida
de refinería del gasoil (excluyendo todos los impuestos excepto el IVA). La Resolución N° 151/08 de la ex-Secretaría de
Energía aplicó también estas exenciones a los primeros 500.000 m3 de gasoil importados cada año.
El Estado Nacional también ha adoptado iniciativas para garantizar el abastecimiento de gasoil a precios diferenciales y
subsidiados para las empresas de transporte público de tarifa regulada. Luego de la emisión del Decreto N° 675/03
(modificado por los Decretos N° 159/04, N° 945/04, N° 280/05 y N° 564/05) se firmaron varios acuerdos subsiguientes, en
virtud de los cuales las compañías de refinación acordaron abastecer gasoil a precios menores a los de mercado, dependiendo
del tipo de servicio suministrado por las compañías de transporte. El Decreto N° 449/08 facultó al Jefe de Gabinete a firmar
acuerdos anuales extendiendo el subsidio al gasoil a las empresas de transporte durante el ejercicio 2008. A la fecha de este
Prospecto, aún se encuentra vigente el acuerdo firmado entre la Compañía y el Jefe de Gabinete conforme al Decreto N°
449/08.
94
A cambio del suministro de gasoil a precios inferiores a los del mercado, las empresas refinadoras que celebraron acuerdos
conforme al Decreto N° 449/08 habían recibido una compensación directa en la forma de créditos sobre derechos de
exportación, equivalente a la diferencia entre los ingresos netos provenientes de la venta de gasoil a precio subsidiado y los
ingresos netos que se habrían obtenido por la venta de los mismos volúmenes de gasoil a precios de mercado. Las empresas
refinadoras que procesan el petróleo crudo que producen tienen derecho a una compensación directa, que se calcula
deduciendo dicha compensación del monto pagadero en concepto de derechos de exportación. El Jefe de Gabinete es quien
determina el tipo de cambio aplicable y la Secretaría de Energía es quien determina el derecho a compensación.
Estabilidad de los Precios de los Combustibles
En el principio de la década del 2000, con el fin de mitigar el impacto del significativo aumento del precio internacional del
petróleo y sus derivados sobre los precios internos y garantizar la estabilidad del precio del petróleo crudo, la nafta y el
gasoil, a solicitud del Gobierno Nacional, los productores de hidrocarburos y las refinadoras celebraron una serie de acuerdos
transitorios que contenían límites de precios con respecto a las entregas de petróleo crudo. A fines de 2004, a la luz del
incremento del precio de referencia WTI, el Gobierno Nacional estableció una serie de medidas destinadas a garantizar el
abastecimiento de petróleo crudo a las refinadoras locales a niveles de precios compatibles con los precios internos
minoristas de los productos refinados.
En la actualidad, los productores y las empresas refinadoras negocian libremente los precios de compra y venta del petróleo.
Gas Natural
En 1992 se promulgó la Ley del Gas Natural en virtud de la cual se dispuso la privatización de GdE y la desregulación del
precio del gas natural. A los fines de implementar la privatización, los activos de GdE se dividieron entre dos nuevas
empresas de transporte y ocho nuevas compañías de distribución. Los activos de transporte fueron divididos en dos sistemas
en base a su ubicación geográfica, el sistema de gasoductos del área norte y el del área sur, diseñados ambos para brindar
acceso a las fuentes de gas y los principales centros de demanda, incluyendo la región del Gran Buenos Aires. La mayoría de
las acciones de cada una de las compañías de transporte y distribución fue vendida a licitantes privados.
En virtud de la Ley del Gas Natural se estableció un marco regulatorio para la industria privatizada y se creó el ENARGAS,
ente autónomo dependiente del Ministerio de Energía y Minería y responsable de la regulación del transporte, distribución,
comercialización y almacenamiento de gas natural.
La Industria del Gas y su Marco Regulatorio
Las empresas de transporte y distribución de gas natural operan en un contexto no discriminatorio, de “acceso abierto”, en
virtud del cual los productores, los grandes usuarios y determinados terceros, incluyendo a las distribuidoras, tienen derecho
a acceso igualitario y abierto a los gasoductos de transporte y sistemas de distribución. Asimismo, los concesionarios pueden
transportar su propia producción de gas en virtud de concesiones contempladas en la Ley de Hidrocarburos.
La Ley del Gas Natural prohíbe a las empresas transportadoras de gas comprar y vender gas natural. Por otra parte, los
productores, las empresas de almacenamiento, los distribuidores y los consumidores de gas que contratan directamente con
los productores no pueden ser titulares de participaciones mayoritarias en empresas de transporte, según se define en la Ley
del Gas Natural. A su vez, los productores, las empresas de almacenamiento y las empresas de transporte de gas no pueden
ser titulares de participaciones mayoritarias en las empresas de distribución y ningún vendedor de gas natural puede ser
titular de participaciones mayoritarias en empresas de transporte o distribución, salvo que el vendedor no reciba ni
suministre más del 20% del gas recibido o transportado mensualmente por la empresa distribuidora o de transporte
pertinente.
Los contratos entre sociedades vinculadas que participan en diferentes etapas de la industria del gas natural deben ser
informados al ENARGAS, quien sólo podrá vetar tales contratos si determina que no han sido celebrados en pie de igualdad.
ENARGAS
El ENARGAS es un ente autárquico que funciona bajo la órbita del Ministerio de Energía y Minería, siendo responsable de una
amplia variedad de cuestiones regulatorias en lo concerniente a la industria del gas natural, incluyendo la aprobación de
tarifas y ajustes tarifarios y la aprobación de transferencias de participaciones mayoritarias en empresas distribuidoras y
transportadoras. El ENARGAS es administrado por un directorio integrado por cinco miembros de dedicación exclusiva
designados por el PEN, sujeto a la ratificación del Congreso Nacional.
95
El 21 de mayo de 2007, el Gobierno Nacional anunció la intervención transitoria de las operaciones del ENARGAS. A pesar de
que el directorio del ENARGAS continúa desempeñando sus funciones, a la fecha de la presentación de este Prospecto,
funcionarios del Gobierno Nacional actualmente continúan ejerciendo el control sobre ENARGAS en consulta con el
directorio. El 13 de enero de 2016, mediante el Decreto N° 164/2016, el Gobierno Nacional prorrogó la intervención del
ENARGAS por 180 días corridos.
El ENARGAS cuenta con su propio presupuesto, el cual debe ser incluido en el presupuesto nacional y sometido a la
aprobación del Congreso Nacional. El ENARGAS se solventa principalmente a través de un cargo anual de control e inspección
que cobra a las entidades reguladas por un monto equivalente al presupuesto aprobado, neto de cargos punitorios percibidos,
y asigna proporcionalmente a cada entidad regulada.
Las controversias que eventualmente surjan entre dos entidades reguladas o entre una entidad regulada y un tercero en
relación con la distribución, almacenamiento, transporte o comercialización de gas natural deben ser sometidas en primer
lugar a consideración del ENARGAS para su revisión. Las resoluciones del ENARGAS pueden ser apeladas por vía administrativa
ante el Ministerio de Energía y Minería o directamente ante la Justicia Nacional.
Regulación de Tarifas
Reseña
A partir de la sanción de la Ley N° 25.561, prorrogada mediante Ley N° 25.972, Ley N° 26.077, Ley N° 26.204, Ley N°
26.339, Ley Nº 26.456, Ley Nº 26.563, Ley N° 26.729, Ley N° 26.896 y Ley N° 27.200 (la “Ley de Emergencia Pública”) y otras
medidas de emergencia adoptadas por el Estado Nacional a principios de 2002, el marco regulatorio de las tarifas de los
servicios públicos, incluyendo los servicios de transporte y distribución de gas, se ha modificado radicalmente. Actualmente
existe un conflicto normativo. Si bien las normas generales sobre regulación de tarifas descriptas a continuación se
encuentran vigentes, en la práctica han sido complementadas por otras normas descriptas en esta sección “Marco Regulatorio
de Determinados Negocios y Operaciones”. La Compañía no puede asegurar cuál será el régimen normativo que finalmente se
instrumentará, una vez que se resuelva el conflicto normativo.
Regulación de los Distribuidores de Gas Natural con anterioridad a la Ley de Emergencia Pública
Con anterioridad a la sanción de la Ley de Emergencia Pública, las disposiciones de la Ley de Gas Natural regulaban las
tarifas correspondientes a los servicios de transporte y distribución de gas, incluyendo las de TGS. Las tarifas de los usuarios
finales consistían en la suma de tres componentes: (i) el precio del gas adquirido; (ii) la tarifa de transporte del gas desde el
área de producción hasta el sistema de distribución; y (iii) la tarifa de distribución. En virtud de la Ley del Gas Natural y la
licencia de TGS, TGS estaba autorizada a ajustar las tarifas: (i) semestralmente, para reflejar los cambios en el índice de
precios al productor de los Estados Unidos y (ii) cada cinco años, de acuerdo con factores de eficiencia e inversión
determinados por el ENARGAS. Además, sujeto a la aprobación de ENARGAS, las tarifas estaban regularmente sujetas a
ajustes a fin de reflejar las variaciones de costos resultantes de los cambios en las normas impositivas (excepto el impuesto a
las ganancias) aplicables a TGS, en circunstancias objetivas, justificables y no recurrentes. La metodología de fijación de
tarifas prevista por la Ley del Gas Natural y la licencia de TGS es la metodología de “precio máximo con revisión periódica”,
un tipo de regulación de incentivo que permite a las entidades reguladas conservar una parte de los beneficios económicos
provenientes del aumento de eficiencia. Este marco legal aún continúa vigente, si bien ha sido modificado por las
reglamentaciones descriptas a continuación.
UNIREN
La Ley de Emergencia Pública dispuso la pesificación de las tarifas de los servicios públicos a la paridad de Ps.1,00 = U$S 1,00
y prohibió la indexación de las tarifas. Asimismo, autorizó al Estado Nacional a renegociar los términos de los contratos de
servicios públicos. Esta facultad fue luego delegada por el Estado Nacional al entonces Ministerio de Economía, que creó en
julio de 2003 la UNIREN con el fin de brindar asistencia en el proceso de renegociación. La renegociación de los contratos de
servicios (varios de los cuales aún continúan vigentes) debe tener en cuenta, entre otros, los siguientes criterios:
el impacto de las tarifas en la competitividad de la economía y en la distribución de las utilidades;
la calidad de los servicios a suministrarse y los planes de inversión previstos contractualmente;
el interés de los usuarios y la accesibilidad a los servicios;
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la seguridad de los sistemas; y
la rentabilidad de la empresa.
El 1° de octubre de 2003, el Congreso de la Nación sancionó una ley que permitía al Gobierno Nacional establecer tarifas de
servicios públicos hasta la finalización del proceso de renegociación.
El 16 de febrero de 2016, el Gobierno Argentino, mediante el Decreto N° 367/2016, disolvió la UNIREN y transfirió la
responsabilidad de renegociar los contratos de servicios públicos a los ministerios con competencia en las actividades
relevantes. Adicionalmente faculta en forma conjunta a los ministerios competentes junto con el Ministerio de Hacienda y
Finanzas Públicas, a la conclusión de acuerdos parciales de renegociación contractual y temporal de los precios y tarifas que
sean necesarios para garantizar la continuidad de la prestación normal de los respectivos servicios públicos, hasta la
suscripción de la renegociación integral acuerdos contractuales, que se harán antes de la revisión tarifaria integral.
De acuerdo con la Resolución N ° 31/2016 del Ministerio de Energía y Minería, TGS y el ENARGAS deben llegar a un acuerdo
para concluir el proceso de negociación en los próximos doce meses siguientes a la emisión de la Resolución N ° 3.724 / 16,
del 31 de marzo de 2016.
Ver "El Negocio - Gas y Energía - Gas y Transporte – TGS – Proceso de Renegociación de Tarifas".
Modificaciones del Marco Regulatorio
El 16 de febrero de 2004, el PEN, a través del Decreto N° 180/04, modificó el marco regulatorio de la industria del gas. Este
decreto facultó a la ex-Secretaría de Energía a disponer las medidas necesarias para mantener un adecuado nivel de
prestaciones en caso de que se presente una crisis de abastecimiento. Además, el Decreto N° 180/04 estableció:
la creación de un fondo fiduciario (financiado por las tarifas a pagar por los usuarios del servicio, programas
especiales de crédito y aportes específicos de los beneficiarios directos) destinado a la financiación de obras de expansión de
la industria y la creación de un mercado electrónico;
la creación de un mercado electrónico mayorista con el objeto de coordinar las transacciones “spot” de venta de
gas natural y las transacciones en los mercados secundarios de transporte y distribución de gas natural; y
la prohibición a las distribuidoras o a sus accionistas de tener una participación controlante en más de una empresa
comercializadora de gas.
El 3 de diciembre de 2008, el Decreto N° 2.067/08 dispuso la creación de un fondo fiduciario para garantizar la disponibilidad
de las importaciones de gas natural que fueran necesarias para satisfacer el abastecimiento interno.
El 4 de octubre de 2010, la Resolución N° 1.410/2010 del ENARGAS incorporó modificaciones al mecanismo de despacho de
gas natural, dando prioridad a la demanda correspondiente a los usuarios residenciales y GNC. En consecuencia, cada
distribuidora puede solicitar volúmenes diarios por encima del contratado por el Ministerio de Planificación mediante la
Resolución N°599/2007. La Resolución N° 1.410/2010 del ENARGAS también permite a las empresas transportadoras reasignar
los volúmenes inyectados en el sistema de transporte.
El 14 de noviembre de 2011, la Resolución N° 1.982/2011 del ENARGAS aumentó el monto a ser recibido por el fondo
fiduciario creado en virtud del Decreto N° 2.067/08 a partir de diciembre de 2011, y expandió la base de clientes alcanzada.
El 26 de abril de 2013, la Comisión aprobó las normas generales aplicables al Programa de Estímulo a la Inyección Excedente
de Gas Natural (“Plan Gas I”) a través de la Resolución N° 3/2013, estableciendo un precio de 7,50 dólares estadounidenses
por MMBTU para el exceso de inyección de gas natural. Por otra parte, el 29 de noviembre de 2013, dicha Comisión aprobó la
Resolución 60/2013 (posteriormente modificada mediante las Resoluciones N° 22/2014 y N° 139/2014), que creó el Programa
de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida (“Plan Gas II”).
Ajuste del Precio del Gas Natural en Boca de Pozo
El Decreto N° 181/2004 instruyó a la ex-Secretaría de Energía elaborar un esquema de normalización de precios del gas
natural en boca de pozo, facultándola a negociar un sendero de ajuste de precios de los contratos de venta a las
distribuidoras. Los precios de gas natural correspondientes a los usuarios residenciales se encontraban excluidos de este
proceso. También facultó a la ex-Secretaría de Energía a crear una nueva categoría de usuarios que deben comprar gas
directamente a los productores.
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Los precios que resultan de este esquema son los que se toman como referencia para el cálculo de regalías y para el cálculo
por ENARGAS de los ajustes de tarifas que correspondan por variaciones del precio del gas. Además, el Decreto N° 181/04
estableció que todos los acuerdos de compraventa de gas natural deberán presentarse ante el mercado electrónico de gas y
facultó a la ex-Secretaría de Energía a reglamentar la compraventa de gas: (i) entre productores y (ii) entre productores y
sus asociadas.
Conforme al Decreto N° 181/04, en abril de 2004 la ex-Secretaría de Energía celebró un acuerdo con los productores de gas
natural, aprobado por la Resolución N° 208/04 del Ministerio de Planificación Federal, que regulaba el precio del gas natural
por sector y que establecía la desregulación total del precio del gas natural en boca de pozo a partir del 1 de enero de 2007.
En virtud del acuerdo suscripto en abril de 2004, los productores de gas natural debían suministrar un volumen mínimo de gas
para abastecer el mercado interno, incluyendo: (i) distribuidores para usuarios industriales, (ii) clientes de distribuidores o
nuevos consumidores directos, y (iii) generadores de energía eléctrica locales. Asimismo, este acuerdo exigía a los
productores informar a la ex-Secretaría de Energía la celebración de contratos de abastecimiento.
En 2007, al expirar el acuerdo de 2004, la ex-SE y los productores firmaron un nuevo "Acuerdo de Productores de Gas
Natural." Este acuerdo modifica el alcance propuesto para la desregulación del precio del gas, y fija los precios establecidos,
en las que el precio de 2005 se mantiene para el segmento residencial, y se establece un aumento promedio anual de
aproximadamente un 6,5% para el gas natural comprimido, y los segmentos industriales y de generación (aunque el precio del
gas en el segmento industrial se mantuvo libremente negociable). La aplicación de este acuerdo se escalonó por segmento y
el último compromiso de suministro en expirar fue el de suministro de viviendas, el 31 de diciembre de 2011.
En 2008, el Gobierno Nacional implementó el programa “Gas Plus” con la finalidad de crear un incentivo para los productores
firmantes de los acuerdos de abastecimiento para incrementar la producción gasífera en áreas sin explotación, áreas en
explotación con características geológicas particulares (por ejemplo, Tight Gas), áreas que no se encontraban en producción
desde el año 2004 o nuevos yacimientos en áreas que se encuentran en producción (Resolución N° 24/08 de la ex-Secretaría
de Energía). El gas producido en estas nuevas áreas no está sujeto a las mismas condiciones impuestas en el acuerdo de
productores de gas natural antes mencionado, permitiendo así la determinación de precios más favorables.
El 23 de mayo de 2005, conforme a la Resolución Nº 752/05, la ex-Secretaría de Energía estableció un mecanismo mediante
el cual los nuevos consumidores directos podían adquirir gas natural directamente de los productores a partir del 1 de agosto
de 2005, que luego fue prorrogado hasta el 31 de diciembre de 2016 mediante la Resolución N° 1.886/2006 de la ex-
Secretaría de Energía. Los nuevos consumidores directos estaban autorizados a comprar gas natural en el mercado
electrónico de gas, que fue originariamente creado para operaciones de tipo “spot” y ahora permite operaciones a largo
plazo. Con el fin de comprar gas en el mercado electrónico, los nuevos consumidores directos debían realizar ofertas
irrevocables de compra que establecieran: (i) plazos por un mínimo de 36 meses; (ii) precios que igualen como mínimo a la
paridad de exportación, y (iii) un volumen mínimo de 1.000 m3 por día.
Si la oferta irrevocable no fuera aceptada, la ex-Secretaría de Energía (actual Ministerio de Energía y Minería) podría exigir a
los productores de exportación proveer gas natural durante un período de seis meses a los precios aprobados por la
Resolución Nº 599/07 del Ministerio de Planificación Federal. Las empresas transportadoras tienen prohibido transportar gas
natural para exportación mientras se encuentre insatisfecha la demanda interna.
La Resolución N° 1/2013 de la entonces Comisión creó el “Plan Gas I”, a partir del cual las empresas beneficiarias se
comprometen a incrementar el volumen total de gas natural a ser inyectado en el mercado interno durante el período
propuesto de acuerdo con los valores calculados en sus respectivos proyectos y aprobados por la entonces Comisión (actual
Ministerio de Energía y Minería). Una vez que el proyecto se implementa, la Resolución N° 1/2013 establece: a) una
compensación para la inyección excedente y b) una multa en el caso de que la compañía, dentro de un determinado plazo,
no haya logrado el aumento de los volúmenes de producción comprometido.
Pueden participar presentando un proyecto las empresas inscriptas en el Registro creado en virtud del Decreto N° 1277/2012.
Con sujeción a los términos y condiciones para el acceso al Programa de Estímulo establecidos en el Anexo de la Resolución
N° 1/2013. Las compañías deberán indicar:
El cálculo de Inyección Base (volúmenes de gas natural teóricos, propuestos en el proyecto como punto de partida
para el cálculo de los compromisos de inyección excedente asumidos por la compañía);
El período de vigencia del proyecto, que no podrá superar el plazo de cinco (5) años, renovable a solicitud de la
compañía, previa decisión de la Comisión;
El cálculo de Inyección Base Ajustada (de acuerdo con una tasa de declino propuesta por cada compañía en
MMm3/d) para el período propuesto;
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El cálculo del precio base (precio promedio ponderado correspondiente al año 2012 a partir de los precios de gas
natural establecidos para cada segmento de consumidores del mercado interno);
El cálculo del promedio ponderado correspondiente a cada mes de vigencia del “Plan Gas I” de los precios de gas
natural vendido por la compañía, establecidos para cada segmento de consumidores del mercado interno, que se utilizará
para determinar la compensación.
El Ministerio de Energía y Minería podrá solicitar a las compañías participantes las aclaraciones que fueran necesarias como
así también ajustar o modificar la totalidad o una parte de la propuesta que se haya presentado. Luego, evaluará el proyecto
en cuestión, considerando la situación particular de cada compañía y si cumple con los objetivos del proyecto.
Una vez que el proyecto se implementa, la Resolución N° 1/2013 establece: a) una compensación para la inyección
excedente y b) una multa en el caso de que la compañía, dentro de un determinado plazo, no haya logrado el aumento de
los volúmenes de producción comprometido.
La Resolución N°3/2013 de la entonces Comisión aprobó las normas generales aplicables al Plan Gas I. En virtud de dicho
programa, se exigió a los productores a presentar sus proyectos para un aumento de la inyección total de gas natural por un
período máximo de cinco años, con el fin de incrementar la producción y el logro de mayores niveles de actividad y de
empleo en el sector. Un precio de U$S7.5 por MMBTU se estableció para el exceso de inyección de gas natural, con sanciones
que implican la importación de GNL en el caso de incumplimiento de los volúmenes comprometidos.
Por otra parte, la entonces Comisión dictó la Resolución N°60/2013 (modificada posteriormente a través de la Resolución N°
22/2014), que creó el Plan Gas II. Bajo este programa, los productores debían presentar proyectos para aumentar los niveles
de producción de gas natural a más tardar el 30 de abril de 2014. Dicho programa está dirigido a empresas sin producción
anterior o con una inyección máxima de 4 MMm3/d, con incentivos de precios en el caso de los aumentos de producción y
sanciones que impliquen la importación de GNL en el caso de incumplimiento de los volúmenes comprometidos. Por otra
parte, las empresas elegibles para el Plan Gas I y que cumplan los requisitos pertinentes tienen derecho a solicitar la baja del
Plan Gas I y admisión al Plan Gas II.
En agosto de 2014, el ex-Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, a través de la Resolución N° 139/2014, introdujo
cambios adicionales a la Resolución Nº 60/2013 que incluye, entre otras modificaciones, la eliminación del tope máximo de
inyección previa y el establecimiento de dos períodos anuales de inscripción. La Sociedad solicitó participación en este
programa, resultando inscripta a través Resolución N° 13/2015 emitida por la Secretaría de Política Económica y
Planificación del Desarrollo del ex-Ministerio de Economía y Finanzas Públicas.
El 7 de abril de 2014, la ex-SE emitió la Resolución N° 226/2014 para implementar un esquema de racionalización de uso del
gas natural, en el que los subsidios a los productores que participan en el plan adoptado mediante la Resolución de la
entonces Comisión N°1/2013 se reducen gracias a la puesta en práctica de una nueva lista de precios para los segmentos
residencial y GNC. El programa alienta a una reducción en el consumo de los usuarios residenciales mediante el
mantenimiento de la tarifa actual, si los usuarios reducen el consumo en más de un 20% en comparación con el año anterior,
o mediante la aplicación de un aumento parcial (50% con respecto al incremento aplicado a los usuarios que reducen el
consumo en absoluto) si los usuarios a reducen entre 5% y 20%. Si no hay una reducción en el consumo, la nueva lista de
precios para el segmento residencial se pondrá en marcha en etapas, con una primera etapa de inicio en 1 de abril de 2014,
una segunda etapa que comienza en 1 de junio de 2014 y el de una tercera etapa a partir de 1 de agosto de 2014, con
aumentos promedio de 150%, 300% y 500%, respectivamente. Los usuarios ubicados dentro del área cubierta por la
distribución Camuzzi Gas del Sur o cualquier empresa sub-distribución en el sur de Argentina no estaban sujetos a los
aumentos de precios, ya que su área de distribución está sujeta a temperaturas más frías durante todo el año. En cuanto al
sector de GNC, el programa prevé aumentos de 24%, 36% y 48% por cada incremento parcial. En abril de 2016, la Resolución
N° 28/2016 del Ministerio de Energía y Minería aumentó el precio del gas natural para el segmento residencial, lo que
representa un aumento promedio de aproximadamente 500%. Esta nueva regulación también fomenta la reducción del
consumo por los usuarios residenciales mediante la aplicación de descuentos a las tarifas de entre un 20% y un 50% si los
usuarios a reducen el consumo en un 15% o más en comparación con el año anterior. Adicionalmente, se estableció una tarifa
social para los usuarios de bajos recursos
El 31 de octubre de 2014, la Resolución N° 231/2014 de la entonces Comisión estableció que el precio del gas natural
destinado al consumo de GNC se ajustará mensualmente en un seguimiento de aumentos en el precio medio de la gasolina de
alto grado por encima de 93 RON o cualquier otro producto que reemplaza en el futuro, conforme a lo dispuesto en la
Resolución. Los precios de GNC serán publicados en la página web del actual Ministerio de Energía y Minería. En abril de
2016, la Resolución N° 34/2016 del Ministerio de Energía y Minería deroga la Resolución N° 231/2014 e incrementó el precio
del gas natural destinado al consumo de GNC estableciendo un esquema de fijación de precios para la cuenca, con precios
99
entre USD 4,80/MMBTU y USD 5,70/MMBTU. Esto representa un aumento entre 200% y 250%. Estos precios fueron establecidos
en pesos y no se fijó actualización mensual alguna.
Restricciones sobre las exportaciones de gas
La Ley de Emergencia Pública dispuso la aplicación de retenciones a las exportaciones de hidrocarburos por un plazo de cinco
años a partir del 1º de marzo de 2002, prorrogado por cinco años más a partir de enero de 2007, conforme a la Ley N°
26.217, y prorrogado por cinco años más a partir de enero de 2012, por la Ley N° 26.732. Las retenciones se deducen del
precio de venta de los hidrocarburos exportados. En mayo 2004, se impuso una retención del 20% sobre las exportaciones de
gas. En julio de 2006, el entonces Ministerio de Economía aumentó este porcentaje a 45% y ordenó a la Administración
Nacional de Aduanas aplicar el precio fijado en el Acuerdo Marco celebrado entre Argentina y Bolivia (aproximadamente
U$S6 por MMBtu en diciembre de 2007) como precio de referencia para calcular dicha retención, independientemente del
precio de operación real. Además, el 10 de octubre de 2006, el entonces Ministerio de Economía impuso derechos de
exportación sobre las exportaciones desde la Provincia de Tierra del Fuego, que anteriormente estaban exentas de
impuestos. Asimismo, en mayo de 2007 el entonces Ministerio de Economía aumentó a 25% el arancel de exportación sobre el
butano, propano y GLP.
La Resolución N° 127/08 del ex-Ministerio de Economía, vigente a partir del 11 de julio de 2008, dispuso el aumento de los
aranceles de exportación sobre el gas natural de 45% a 100%, estableciendo como base de valuación para el cálculo del
arancel el precio más alto establecido en cualquier contrato de un importador argentino para la importación de gas
(incluyendo el precio de referencia fijado por el Acuerdo Marco celebrado entre Argentina y Bolivia). La Resolución N°
127/08 establece con respecto a productos de GLP que en el caso de que el precio internacional, según lo informado
diariamente por la ex-Secretaría de Energía (actual Ministerio de Energía y Minería), resultara menor que el precio de
referencia, el arancel de exportación aplicable para dicho producto será del 45%. Si el precio internacional excede el precio
de referencia, el productor podrá cobrar el monto máximo establecido para el producto en cuestión y el Estado Nacional
retendrá el saldo a modo de derecho de exportación. La Resolución N° 60/2015 del ex-Ministerio de Economía reduce la
retención de impuestos sobre las exportaciones de GLP de 45% a 1%.
Gas Natural Comprimido para Vehículos
Las empresas distribuidoras no pueden suministrar GNC a las estaciones de servicio. En lugar de ello, las estaciones de
servicio deben comprar el GNC en el MEM en base a un mecanismo de ofertas irrevocables de compra diseñadas para ocultar
la identidad de los compradores y vendedores, en el cual los compradores realizan ofertas conjuntas. En caso de no llegar a
cubrirse las ofertas de compra a través de este sistema, se desviarán las exportaciones de gas natural para cubrir la demanda
insatisfecha. A la fecha del presente Prospecto este mecanismo continúa en vigencia y se estima que continuará vigente
hasta que el Ministerio de Energía y Minería determine que ya no es necesario, en base a la situación de la oferta interna de
gas natural.
Gas Licuado de Petróleo
Con anterioridad a la sanción de la Ley Nº 26.020, el 8 de abril de 2005 el mercado argentino de GLP estaba regulado por la
Ley de Hidrocarburos y las reglamentaciones emitidas por la Subsecretaría de Combustibles. En virtud de las Resoluciones Nº
49/01 y N° 52/01, la ex-Secretaría de Energía era responsable de exigir el cumplimento de las normas y reglamentaciones
aplicables a la industria del GLP y la Dirección de Gas Licuado de Petróleo, dependiente de la Dirección Nacional de
Refinación y Comercialización, que reporta a su vez a la Subsecretaría de Combustibles, tenía la responsabilidad de
supervisar y auditar la industria.
La Ley Nº 26.020 estableció un nuevo marco regulatorio para la industria del GLP. Este nuevo régimen regula la producción,
fraccionamiento, transporte, almacenamiento, distribución y venta de GLP. El Ministerio de Energía y Minería es responsable
de exigir el cumplimiento de la Ley Nº 26.020 y puede delegar tareas de supervisión y control al ENARGAS. A continuación se
resumen las disposiciones relevantes de dicha ley:
Precios: el Ministerio de Energía y Minería fija precios de referencia (que deben ser inferiores a los precios de
paridad de exportación) para el mercado interno (por región, sobre una base estacional cada seis meses), con el fin de
garantizar una oferta regular en dicho mercado y puede establecer mecanismos de estabilización de precios para evitar
fluctuaciones de los precios del mercado interno.
Limitaciones de mercado: el Ministerio de Energía y Minería junto con la CNDC están autorizadas a realizar un
análisis del sector con el fin de establecer límites en cada etapa de la integración vertical de la industria.
100
Acceso Abierto: Se establece un régimen de acceso abierto para la actividad de almacenamiento de GLP y el
Ministerio de Energía y Minería establece los términos y condiciones para la determinación de las tarifas máximas a pagarse
por este servicio.
Importaciones/Exportaciones: queda autorizada la libre importación de GLP sin necesidad de autorización previa y,
una vez garantizado el volumen de abastecimiento interno, el Ministerio de Energía y Minería podrá autorizar la exportación
de GLP sin restricciones.
Fondo Fiduciario: se crea un fondo fiduciario para subsidiar el consumo de GLP para sectores de bajos recursos y
para la expansión de redes de distribución a áreas que no cuentan con tal servicio. El Fondo Fiduciario está integrado por los
recursos provenientes del régimen de sanciones establecido en virtud de la Ley N° 26.020 y los fondos que se asignen por la
Ley de Presupuesto Nacional.
La Disposición Nº 168/2005 de la Subsecretaría de Combustibles extiende las restricciones sobre abastecimiento interno y
exportaciones aplicables a otros hidrocarburos a los productores de GLP, en virtud de la Resolución Nº 1.679/04 de la ex-
Secretaría de Energía. Sin embargo, a la fecha de este Prospecto, estas restricciones sobre abastecimiento interno y
exportaciones no se han extendido al mercado de GLP, debido a que el abastecimiento interno es adecuado
La Resolución Nº 792/2005 de la ex-Secretaría de Energía establece dos períodos estacionales (invierno y verano) y fija
precios de referencia para cada período. Asimismo, divide al país en tres áreas geográficas: Norte, Centro y Sur, en las que
se aplican estos precios, conforme se describe precedentemente. Asimismo se aprobó la metodología de cálculo del precio
de paridad de exportación y un precio exclusivo que sólo se aplica a los minoristas, calculado en base al promedio de sus
compras durante los últimos 24 meses. Mediante Resolución N° 36/2015 del 16 de marzo de 2015, la ex-Secretaría de Energía
readecuó la metodología de cálculo de dichos precios debido a la caída de los precios internacionales del GLP.
El 1° de octubre de 2008, la Resolución Nº 1.070/08 de la ex-Secretaría de Energía ratificó el acuerdo complementario entre
la ex-Secretaría de Energía y los productores de GLP en relación con los aportes al fondo fiduciario creado en virtud de la Ley
Nº 26.020.
El 5 de enero de 2012, la Resolución Nº 112/2011 de la ex-Secretaría de Energía aprobó el acuerdo en virtud del cual se fija
el precio del GLP.
Electricidad
Hasta 1990, prácticamente toda la industria argentina de suministro de electricidad se hallaba controlada por el sector
público. En 1991, el Gobierno Nacional llevó a cabo la privatización de las compañías estatales de generación, transporte y
distribución de electricidad. En enero de 1992, el Congreso Nacional sancionó la Ley Nº 24.065 (la “Ley de Marco
Regulatorio”), en virtud de la cual se establecieron lineamientos para la reestructuración y privatización del sector eléctrico.
La Ley de Marco Regulatorio, que continúa suministrando el marco para la regulación del sector de electricidad, distinguió
entre la generación, el transporte y la distribución de electricidad como negocios separados cada uno sujeto a su respectivo
régimen normativo.
El objetivo final del proceso de privatización fue reducir las tarifas pagadas por los usuarios y mejorar la calidad del servicio
de suministro eléctrico a través de la competencia. El proceso de privatización se inició en febrero de 1992 con la venta de
diversas centrales de generación termoeléctrica y continuó con la venta de instalaciones de transporte y distribución
(algunas de las cuales actualmente pertenecen a la Compañía), así como también de otras instalaciones de generación
termoeléctrica e hidroeléctrica.
La Ley de Emergencia Pública, junto con la devaluación del peso y las altas tasas de inflación, tuvo un fuerte impacto en las
empresas proveedoras de servicios públicos de Argentina. Dado que las empresas proveedoras de servicios públicos no
estaban autorizadas a aumentar las tarifas, la inflación originó una disminución de sus ingresos en términos reales y un
deterioro de su performance operativa y de la situación financiera. La mayoría de las empresas proveedoras de servicios
públicos también habían contraído una cantidad significativa de deuda en moneda extranjera en virtud del régimen de la Ley
de Convertibilidad y, luego de la devaluación del peso, la carga del servicio de la deuda de estas empresas se incrementó
significativamente, como consecuencia de lo cual muchas empresas suspendieron los pagos relacionados con la deuda en
moneda extranjera en 2002. Como resultado de esta situación muchos generadores, empresas de transporte y de distribución
pospusieron la realización de inversiones adicionales en sus redes. En consecuencia, los participantes del mercado eléctrico
argentino, particularmente los generadores, en la actualidad operan prácticamente a capacidad plena, y ello podría originar
un suministro insuficiente para satisfacer la creciente demanda de energía de Argentina.
Para hacer frente a la crisis de electricidad, desde 2002 el Gobierno Nacional intervino en el MEM y modificó las normas del
mismo en repetidas oportunidades. Estas modificaciones incluyen la fijación de precios tope a los precios que pagan las
101
empresas distribuidoras por las compras de energía eléctrica (en virtud de la Resolución Nº 8/02 de la ex-Secretaría de
Energía) y el requisito de que los precios que cobran los generadores se calculen sobre la base del precio del gas natural
(también regulado por el Gobierno Nacional), independientemente del combustible efectivamente utilizado en sus
actividades de generación (en virtud de la Resolución Nº 240/03 de la ex-Secretaría de Energía), originando todo ello un gran
déficit estructural en la operación del MEM.
En diciembre de 2004, el Gobierno Nacional dictó nuevas normas para el mercado eléctrico (en virtud de las Resoluciones Nº
826/04 y N° 712/04 de la ex-Secretaría de Energía), que entraron en vigencia una vez finalizada la construcción de dos
nuevas centrales de generación de ciclo combinado de 800 MW de potencia. Estas dos centrales de generación comenzaron a
operar en ciclo abierto durante 2008 y en ciclo combinado durante el primer trimestre de 2010. La construcción se financió
en parte con acreencias de las empresas de generación resultantes de la diferencia entre el precio de venta de la energía y
el costo variable de generación, que se transfieren al FONINVEMEM.
En virtud de la Resolución Nº 1.427/04 de la ex-Secretaría de Energía, las empresas de generación de electricidad aceptaron
la oportunidad de participar en los proyectos del FONINVEMEM. Petrobras aportó el 35% de sus acreencias con el MEM durante
el período 2004-2006 para la construcción de las centrales de generación de ciclo combinado mencionadas precedentemente
y obtuvo el derecho de ser accionista de las empresas a cargo de estos proyectos.
La construcción de estas nuevas centrales de generación refleja la decisión del Gobierno Nacional de desempeñar un papel
más activo en la promoción de las inversiones en energía en Argentina. Además de estos proyectos, en abril de 2006 el
Congreso de la Nación sancionó una ley que autorizó al Gobierno Nacional a crear un fondo especial para la financiación de
mejoras de infraestructura en el sector energético argentino a través de la ampliación de la infraestructura de generación,
distribución y transporte de gas natural, gas propano y electricidad. Los aportes a este fondo se realizan mediante cargos
específicos que se transfieren a los clientes, identificándolos de forma discriminada en la factura correspondiente.
En 2006 la ex-Secretaría de Energía implementó el Programa “Energía Plus” (en virtud de la Resolución Nº 1.281/06) para
promover el aumento de la capacidad de generación de electricidad. Los proyectos implementados en virtud de este
programa no están sujetos a reglamentaciones del mercado relativas a precios, pudiendo las empresas de generación y los
usuarios negociar libremente los precios.
El objetivo del Programa Energía Plus es aumentar la capacidad de generación de electricidad y satisfacer la demanda
interna. A tal fin, CAMMESA requiere que los grandes usuarios (con consumos superiores a 300 kW) contraten la diferencia
entre su demanda actual y la de 2005 a las nuevas empresas de generación en virtud del Programa Energía Plus.
Asimismo, el PEN dictó diversas reglamentaciones: (i) mediante el Decreto N° 140/2007 creó el Programa de “Uso Racional y
Eficiente de la Energía Eléctrica” (PRONUREE), que incluye diversas medidas para promover y concientizar al público acerca
de la necesidad de hacer uso racional y eficiente de la energía eléctrica y (ii) mediante la Ley N° 26.350 modificó la zona
horaria oficial para el período estival desde el 30 de diciembre de 2007 hasta el 16 de marzo de 2008, con el fin de promover
un menor uso de energía eléctrica.
Con el objetivo de incrementar la oferta de energía eléctrica, el Gobierno Nacional también implementó un programa
denominado “Energía Eléctrica Entregada”, a través del suministro de pequeñas centrales térmicas transportables y/o
centrales eléctricas móviles.
El Gobierno Nacional continuó implementando diversas medidas para regular la operación del MEM y la de los agentes
intervinientes. La última de estas medidas es la Resolución N° 95/2013 de la ex-SE, en virtud de la cual se fijan nuevos
valores para la remuneración de costos fijos y variables a pagarse a los generadores, cogeneradores y autogeneradores por
las ventas de energía, y se agrega una remuneración adicional. Estos valores no se aplicarán a las centrales hidroeléctricas
binacionales, a la generación nuclear y a la generación comprendida bajo el marco de contratos regulados por la ex-SE,
actual Ministerio de Energía y Minería, tales como los contratos celebrados bajo el régimen de Energía Plus. La norma
establece la suspensión temporaria de nuevos contratos del Mercado a Término del MEM, excepto los regulados por la ex-SE,
actual Ministerio de Energía y Minería, y establece que una vez extinguidos los contratos vigentes en el Mercado a Término,
los Grandes Usuarios deben comprar la energía a CAMMESA. La norma asimismo establece que la gestión comercial y la
entrega de combustible a las centrales del MEM se centralizarán en CAMMESA. La Resolución N° 95/2013, modificada por la
Resolución N° 529/2014, ha sido desde entonces modificada en reiteradas ocasiones con el objetivo de ir actualizando los
valores remunerativos.
En diciembre de 2015, el Gobierno Argentino, mediante el Decreto Nº 134/2015, declaró la emergencia del Sector Eléctrico
Nacional que tendrá vigencia hasta el 31 diciembre de 2017. El estado de emergencia permite al Gobierno Argentino tomar
acciones destinadas a garantizar el suministro de electricidad en Argentina, tales como instruir al Ministerio de Energía y
102
Minería a desarrollar e implementar, con la colaboración de todas las entidades públicas nacionales, un programa coordinado
para garantizar la calidad y la seguridad del sistema eléctrico y racionalizar el consumo de energía de las entidades públicas.
Autoridades Regulatorias
Las principales autoridades regulatorias a cargo del mercado eléctrico argentino son las siguientes:
(1) El Ministerio de Energía y Minería;
(2) el ENRE; y
(3) CAMMESA.
El Ministerio de Energía y Minería asesora al Gobierno Nacional en temas relacionados con el sector eléctrico y es responsable
de la aplicación de políticas relacionadas con la industria nacional de la electricidad. El 11 de diciembre de 2015, el Decreto
Nº 13/2015 modificó la Ley de Ministerios Nº 22.520. Entre otros cambios, se creó el Ministerio de Energía y Minería, que
absorbe las funciones de la Secretarías de Energía y Minería y entidades descentralizadas, desde el Ministerio de Planificación
Federal, Inversión Pública y Servicios. Las responsabilidades del Ministerio de Energía y Minería incluyen participar "en la
gestión de las participaciones del Estado en las empresas y las empresas que operan en el ámbito de su competencia."
El ENRE es un organismo autónomo creado en virtud de la Ley de Marco Regulatorio. El ENRE tiene diversas facultades
regulatorias y jurisdiccionales, incluyendo, entre otras:
exigir el cumplimiento de la Ley de Marco Regulatorio y reglamentaciones relacionadas;
controlar la prestación de servicios eléctricos y exigir el cumplimiento de los términos y condiciones de las
concesiones;
adoptar las normas aplicables a las empresas de generación, transporte y distribución, y a los usuarios de
electricidad y otras partes relacionadas, en relación con la seguridad, procedimientos técnicos, medición y facturación de
consumos eléctricos, interrupción y reconexión de suministro, acceso de terceros a las instalaciones utilizadas en la industria
de la electricidad y calidad de los servicios ofrecidos;
prevenir conductas anticompetitivas, monopólicas y discriminatorias entre participantes de la industria de la
electricidad;
aplicar sanciones por violación de concesiones y otras reglamentaciones relacionadas; y
realizar el arbitraje de conflictos entre los participantes del sector eléctrico.
El ENRE opera bajo la administración de un directorio integrado por cinco miembros designados por el PEN. Dos de los
miembros son propuestos por el CFEE. El CFEE se financia con un porcentaje de los ingresos percibidos por CAMMESA por cada
MWh vendido en el mercado. El sesenta por ciento (60%) de los fondos percibidos por el CFEE se reservan para el Fondo
Subsidiario para Compensaciones Regionales de Tarifas a Usuarios Finales, del cual el CFEE distribuye fondos a las provincias
que cumplieron con ciertas disposiciones tarifarias específicas. El cuarenta por ciento (40%) restante se invierte en el
desarrollo de servicios eléctricos en el interior del país.
CAMMESA supervisa la operación del MEM. CAMMESA fue creada en julio de 1992 por el Estado Nacional, que en la actualidad
es titular del 20% de su capital accionario. El 80% restante pertenece a varias asociaciones que representan a los
participantes del MEM, incluyendo empresas de generación, transporte y distribución y grandes usuarios y comercializadores
de electricidad.
Mercado Eléctrico Mayorista
Consideraciones Generales
La ex-Secretaría de Energía creó el MEM en agosto de 1991 para que los generadores, las empresas distribuidoras y otros
agentes puedan comprar y vender electricidad en transacciones “spot” o en virtud de contratos de suministro a largo plazo a
precios determinados por la oferta y la demanda.
El MEM consiste en:
un mercado a término en el cual los generadores, las distribuidoras y los grandes usuarios celebran contratos a largo
plazo por cantidades, precios y condiciones;
103
un mercado “spot”, en el cual los precios se determinan sobre una base horaria en función de los costos de
producción económicos, representados por el costo marginal de producción de corto plazo medido en el centro de carga del
sistema (la subestación Ezeiza de 500 kV); y
un sistema de estabilización de precios del mercado “spot” aplicable a compras de distribuidoras, que opera en
forma trimestral.
Operación del MEM
CAMMESA es responsable de coordinar las operaciones de despacho en el MEM. CAMMESA está a cargo de:
administrar el SADI en virtud de la Ley de Marco Regulatorio y normas relacionadas, incluyendo:
determinar el despacho técnico y económico de electricidad en el SADI;
maximizar la seguridad del sistema y la calidad de la electricidad suministrada;
minimizar los precios mayoristas en el mercado “spot”;
planificar las necesidades de capacidad de energía y optimizar el uso de la energía en virtud de las normas
establecidas periódicamente por el Ministerio de Energía y Minería; y
supervisar la operación del mercado a término y administrar el despacho técnico de electricidad en virtud de
acuerdos celebrados en dicho mercado;
desempeñarse como agente de los diversos participantes del MEM;
comprar o vender electricidad a otros países realizando las operaciones de importación/exportación
correspondientes; y
prestar servicios de consultoría y otros servicios relacionados con estas actividades.
Los costos operativos de CAMMESA se cubren con los aportes obligatorios de los participantes del MEM. El presupuesto anual
de CAMMESA está sujeto a un monto máximo obligatorio equivalente al 0,85% del monto total de las transacciones en el MEM
proyectadas para dicho ejercicio.
Participantes del MEM
Los principales participantes del MEM son empresas de generación, transporte y distribución. Los grandes usuarios y los
comercializadores también participan en el MEM, aunque en menor medida. Transportistas, distribuidores y grandes usuarios
participan en CAMMESA mediante el nombramiento de dos directores titulares y dos directores suplentes.
Generadores
La generación total de electricidad en la Argentina durante el año 2015, incluyendo las importaciones y exportaciones,
ascendió a 136.798 GWh, de los cuales el 63% corresponde a las plantas termoeléctricas, el 30% a centrales hidroeléctricas,
el 5% a las plantas nucleares y el 2% a otras fuentes.
Empresas de Transporte
La electricidad se transporta desde las centrales de generación de electricidad a las empresas distribuidoras a través de
líneas de transmisión eléctrica de alta tensión. Las empresas de transporte no compran ni venden electricidad. Los servicios
de transporte están regulados por la Ley de Marco Regulatorio y las normas dictadas por la ex-Secretaría de Energía (actual
Ministerio de Energía y Minería).
En Argentina, el transporte se realiza por líneas de 500 kV, 220 kV y 132 kV a través del SADI, que está conformado
principalmente por líneas de tendido aéreo y subestaciones y abarca aproximadamente el 90% del país. La mayoría de las
líneas de transmisión del SADI, incluyendo prácticamente todas las líneas de transmisión de 500 kV, ha sido privatizada y es
propiedad de Transener. Las empresas regionales de transporte, la mayoría de las cuales ha sido privatizada, son propietarias
del resto del SADI. Los puntos de suministro vinculan al SADI con los sistemas de distribución, y existen interconexiones entre
los sistemas de transmisión de Argentina, Brasil, Uruguay y Paraguay que permiten la importación o exportación de
electricidad entre los sistemas.
Empresas de Distribución
Las principales empresas de distribución son EDESUR y EDENOR.
104
Cada distribuidora suministra electricidad a los consumidores y opera la red de distribución relacionada en un área geográfica
específica en virtud de una concesión. Cada concesión establece, entre otras cosas, el área de concesión, la calidad del
servicio a proporcionar, las tarifas a cobrar a los consumidores por los servicios y la obligación de satisfacer la demanda. El
ENRE controla que las distribuidoras nacionales cumplan con las disposiciones de sus respectivos contratos de concesión y la
Ley de Marco Regulatorio y establece un mecanismo de audiencias públicas para el tratamiento y resolución de reclamos
formulados contra las empresas de distribución. Los entes reguladores provinciales, por su parte controlan que las
distribuidoras locales cumplan con las disposiciones del contrato de concesión y el marco regulatorio local.
Las empresas de distribución participan en CAMMESA mediante la designación de dos Directores Titulares y dos Directores
Suplentes a través de la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA).
Grandes Usuarios
El MEM clasifica a los grandes usuarios de energía en tres categorías: Grandes Usuarios Mayores (GUMA), Grandes Usuarios
Menores (GUME) y Grandes Usuarios Particulares (GUPA).
Los GUMA deben comprar el 50% de su demanda a través de contratos de abastecimiento y el resto en el mercado “spot”,
mientras que los GUME y los GUPA deben comprar la totalidad de su demanda a través de contratos de abastecimiento.
Los grandes usuarios participan en CAMMESA mediante la designación de dos Directores Titulares y dos Directores Suplentes a
través de la Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGUEERA).
Comercializadores
Desde 1997, los comercializadores están autorizados a participar en el MEM mediante la intermediación de ventas en bloque
de energía. En el MEM actualmente operan ocho comercializadores autorizados, varios de los cuales realizan operaciones con
Comercializadora de Energía del Mercosur S.A. (CEMSA) en el mercado de exportación.
Mercado “Spot”
Precios “spot”
Las reglamentaciones de emergencia sancionadas luego de la crisis argentina del 2001 tuvieron un impacto significativo en los
precios de la energía. Las medidas implementadas incluyeron la pesificación de los precios en el MEM, conocido como el
mercado “spot”, y el requisito de que todos los precios “spot” se calculen en base al precio del gas natural, aún en
circunstancias en las que se compre combustible alternativo como gasoil para satisfacer la demanda debido a la falta de
abastecimiento de gas natural. A pesar de estas modificaciones, continúa vigente el marco básico del mercado “spot” que se
estableció con anterioridad a la crisis.
En virtud de este sistema, CAMMESA fija los precios de la energía en el mercado “spot” y determina sobre una base horaria
los precios a pagar a los generadores por la energía vendida en el mercado “spot” del MEM. El precio “spot” refleja la oferta
y la demanda en el MEM en un determinado momento y es determinado por CAMMESA utilizando diferentes escenarios de
oferta y demanda para realizar el despacho óptimo del suministro disponible, considerando las restricciones de la red de
transporte, de forma tal de satisfacer la demanda y al mismo tiempo minimizar los costos de producción y el costo asociado
con la reducción del riesgo de fallas en el sistema.
El precio “spot” fijado por CAMMESA remunera a los generadores, en función del costo de la última unidad a ser despachada,
el costo de la siguiente unidad medida en el centro de carga del sistema, próximo a la Ciudad de Buenos Aires. El orden de
despacho se determina en base a la eficiencia de la planta y al costo marginal de suministro. Al determinar el precio “spot”,
CAMMESA también considera los diferentes costos en los que incurren los generadores que no están en zonas cercanas a la
Ciudad de Buenos Aires.
Además de los pagos que perciben por la energía suministrada al precio vigente en el mercado “spot”, los generadores son
remunerados por la capacidad puesta a disposición en el mercado “spot”, incluyendo capacidad de reserva, capacidad de
reserva adicional (por déficit en la capacidad del sistema) y servicios auxiliares (tales como regulación de frecuencia y
control de tensión).
Precios Estacionales
105
Las reglamentaciones implementadas con posterioridad a la crisis económica argentina del 2001 también incluyeron cambios
significativos en los precios estacionales cobrados a las distribuidoras en el MEM, incluyendo la implementación de un tope
(que varía dependiendo de la categoría de cliente) sobre el costo de la electricidad cobrado por CAMMESA a las distribuidoras
a un precio significativamente inferior al precio “spot” cobrado por los generadores.
Con anterioridad a la implementación de las reglamentaciones de emergencia, CAMMESA regulaba los precios estacionales de
la siguiente forma:
los precios cobrados por CAMMESA a las distribuidoras y a los grandes usuarios se modificaban solo dos veces por año (en
verano y en invierno), con revisiones trimestrales intermedias en caso de cambios significativos en el precio “spot” de la
energía, a pesar de que los precios cobrados por los generadores en el MEM fluctuaran en forma constante;
CAMMESA fijaba los precios en base al costo promedio de suministrar 1 Mw de energía adicional (su costo marginal) y
varios otros factores; y
CAMMESA utilizaba bases de datos estacionales y modelos de optimización para determinar precios estacionales y
consideraba la oferta y la demanda previstas de energía de la siguiente manera:
- para determinar la oferta, CAMMESA consideraba el suministro de energía provisto por los generadores en base a su
disponibilidad prevista, las importaciones comprometidas de electricidad y la disponibilidad declarada por los generadores;
- para determinar la demanda, CAMMESA incluía los requerimientos de las distribuidoras y grandes usuarios que compraban
en el MEM, así como también las exportaciones comprometidas.
En enero de 2016, el Ministerio de Energía y Minería, mediante la Resolución N° 06/2016, fijó nuevos precios de referencia
estacionales de la potencia y energía en el MEM para el período comprendido entre el 1 de febrero de 2016 y el 30 de abril
de 2016. No obstante, dicha resolución establece un Plan Estímulo, con precios de referencia para aquella demanda
residencial que reduzca sus consumos respecto a igual mes del año 2015 y una Tarifa Social.
Fondo de Estabilización
El fondo de estabilización, administrado por CAMMESA, compensa las diferencias entre los precios estacionales pagados por
las distribuidoras y los grandes usuarios y los precios del mercado “spot” percibidos por los generadores. Cuando el precio
“spot” es inferior al precio estacional, el fondo de estabilización aumenta, y cuando el precio “spot” es superior al precio
estacional, el fondo de estabilización disminuye. El saldo pendiente de este fondo en un momento dado refleja la
acumulación de diferencias entre el precio estacional y el precio de la energía por hora en el mercado “spot”. El fondo de
estabilización debe mantener un nivel mínimo a fin de cubrir los pagos que corresponda efectuar a los generadores cuando los
precios del mercado “spot” durante el trimestre superan el precio estacional.
La facturación de todas las transacciones en el MEM se realiza mensualmente a través de CAMMESA, que actúa como agente
de compensación en relación con todas las compras entre participantes del mercado. Generalmente, CAMMESA realiza los
pagos a los generadores aproximadamente 40 días después del cierre de cada mes.
El fondo de estabilización se vio adversamente afectado como resultado de las modificaciones del precio “spot” y el precio
estacional realizadas en virtud de las reglamentaciones de emergencia, conforme a las cuales los precios estacionales se
fijaron por debajo de los precios “spot”, originando un gran déficit en el fondo de estabilización. Este déficit ha sido
financiado parcialmente por el Estado Nacional a través de préstamos a CAMMESA y por los generadores a través de aportes
al FONINVEMEM.
Mercado a término
Históricamente, los generadores estaban autorizados a celebrar contratos en el mercado a término para suministrar energía y
capacidad a las distribuidoras y grandes usuarios. Las distribuidoras podían comprar energía a través de contratos en el
mercado a término en lugar de comprar energía en el mercado “spot”. Los contratos a término normalmente establecían un
precio basado en el precio “spot” más un margen. Los precios en el mercado a término en oportunidades eran inferiores al
precio estacional que las empresas de distribución estaban obligadas a pagar en el mercado “spot”. Sin embargo, como
resultado de las reglamentaciones de emergencia, los precios “spot” actualmente son más elevados que los precios
estacionales, particularmente en relación con las tarifas residenciales, como consecuencia de lo cual resulta poco atractivo
para las distribuidoras comprar energía en virtud de contratos a término mientras los precios se mantengan en los niveles
actuales.
Régimen Tributario Argentino
106
Consideraciones Generales
Los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación están sujetos a impuestos nacionales, provinciales y
municipales y a derechos de aduana comunes sobre las importaciones. La Ley de Hidrocarburos otorga a dichos titulares
algunas garantías legales contra nuevos impuestos y determinados incrementos de impuestos a nivel provincial y municipal,
con el alcance especificado en ella. Los titulares de permisos y concesiones deben pagar un impuesto anual a la superficie
que se determina en base a la superficie física que operan. Para mayor información sobre derechos de concesión y regalías,
Ver “Canon y Regalías” expuesto anteriormente.
Las actividades de exploración y explotación de petróleo y gas en Argentina están sujetas a los siguientes impuestos:
Impuesto anual a la superficie en base a la superficie física operada (canon), que varía dependiendo de los términos del
permiso y la concesión.
Impuesto a las ganancias del 35% sobre la ganancia neta.
Impuesto al valor agregado del 21% para la venta interna de petróleo y gas (las exportaciones están gravadas a tasa cero
en el impuesto al valor agregado).
Impuesto provincial sobre los ingresos brutos, alícuota promedio del 3% sobre las ventas en el mercado interno (se
excluyen las exportaciones).
Impuesto a la ganancia mínima presunta del 1% del valor de los activos que la Compañía posee al 31 de diciembre de cada
ejercicio. Determinados activos, tales como acciones y participaciones en otras sociedades sujetas al mismo impuesto, están
exentos. También están exentos los activos ubicados en la jurisdicción de la Provincia de Tierra del Fuego. El impuesto a las
ganancias determinado para el mismo ejercicio económico se considera un pago a cuenta de este impuesto.
Impuesto de sellos, aplicado a los contratos instrumentados dentro de la jurisdicción provincial que contemple dicho
impuesto o de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, a tasas que oscilan entre el 0,3% y el 2,5% del valor económico del
correspondiente contrato.
Retención impositiva a las exportaciones de crudo, conforme se describe en “—Derechos de Exportación” a continuación.
Impuesto sobre los débitos y créditos aplicable a las transacciones con cuentas bancarias y otras transacciones bancarias
utilizadas en reemplazo de cuentas corrientes. La tasa generalmente aplicable es del 0,6% sobre cada transacción de débito
o crédito (aunque en algunos casos alcanza el 1,2% o disminuye al 0,075%).
Impuesto sobre los bienes personales, que se aplica a acciones u otras participaciones en sociedades argentinas cuyos
titulares sean personas físicas o sucesiones indivisas del país, así como también sociedades o personas físicas extranjeras, a
una tasa del 0,5% del valor de dichos activos.
Tasa de control de calidad de combustible, aplicable a las actividades downstream y al transporte de hidrocarburos
líquidos y sus derivados a través de ductos, conforme se describe en “Tasa de Control de Calidad” a continuación.
Asimismo, la “utilidad neta” (conforme se define en la Ley de Hidrocarburos) de titulares de permisos o concesiones
resultante de la actividad de dichos titulares podría estar sujeta a la aplicación de un impuesto a las ganancias especial del
55%. Este impuesto nunca se aplicó si bien cada permiso o concesión otorgados con posterioridad a la entrada en vigencia de
este impuesto establecía que el titular de los mismos estaba sujeto a dicho impuesto. Si bien un decreto del PEN establece
que la Compañía está sujeta al sistema tributario argentino general, los permisos y concesiones de la Compañía se otorgaron
con anterioridad a la entrada en vigencia de este impuesto y nunca se ha exigido el pago del mismo.
Luego de la aplicación de precios de mercado para el mercado de downstream en relación con la desregulación de la
industria petrolera, la Ley Nº 23.966 estableció un impuesto sobre las transferencias de determinados tipos de combustible
basado en el volumen, reemplazando el sistema anterior, que se basaba en el precio regulado. La ley Nº 25.745 modificó,
con vigencia a partir de agosto de 2003, el mecanismo para calcular este impuesto, reemplazando el valor fijo por litro
anterior de acuerdo con el tipo de combustible con un porcentaje a aplicarse al precio de venta, manteniendo el valor fijo
anterior como impuesto mínimo. El Decreto N° 2579/2014 redujo los impuestos sobre las naftas y el gas oil en 10% y el Fondo
Hídrico en un 20% sobre las transferencias de las naftas.
Los dividendos que la Sociedad distribuye a sus accionistas, en la medida que excedan los ingresos gravados acumulados al
cierre del año fiscal anterior, ya sea en efectivo, bienes u otros valores de renta variable, y cualquier otro tipo de pago en
especie, estarán sujetos a un impuesto a las ganancias del 35% sobre dicho monto excedente (“Impuesto de Igualación”).
Este impuesto lo deberá retener la empresa que distribuye los dividendos. Este impuesto tiene carácter de pago único y
definitivo, no siendo aplicable si se pagan dividendos en acciones (acciones liberadas).
Adicionalmente, los dividendos pagados las personas físicas o sucesiones indivisas argentinas, así como a los accionistas
extranjeros están sujetos al impuesto sobre los dividendos a una tasa del 10%. La tasa de impuesto del 10% se calcula sobre el
dividendo neto del impuesto de igualación antes referido.
107
La tenencia de acciones de la Compañía por personas físicas residentes en Argentina o en el exterior y sociedades
comerciales, cualquier clase de entidad legal, establecimiento permanente, patrimonio o residente en el exterior, estará
sujeto al impuesto sobre los bienes personales sobre las tenencias existentes al 31 de diciembre de cada ejercicio. La base
imponible será el porcentual de patrimonio neto de cada accionista y la alícuota es del 0,5%. La Compañía actúa como
responsable sustituto y paga el impuesto teniendo el derecho a recuperar el monto pagado, ya sea reteniendo o ejecutando
los activos que generaron la obligación tributaria.
Derechos de Exportación
En 2002, el Gobierno Nacional impuso derechos de exportación sobre las exportaciones de hidrocarburos. Las alícuotas de los
derechos de exportación se incrementaron al 20% sobre el petróleo crudo, el butano, el metano y el GLP, y al 5% sobre la
nafta y el gasoil. En mayo de 2004, la Resolución Nº 337/04 del ex-Ministerio de Economía aumentó los derechos de
exportación sobre el petróleo crudo al 25%. Estas alícuotas de exportación aumentaron nuevamente en 2004, cuando el ex-
Ministerio de Economía emitió la Resolución Nº 532/04, estableciendo un esquema progresivo de alícuotas de exportación
sobre el petróleo crudo, con alícuotas que varían entre el 25% y el 45%, dependiendo de la cotización del precio de
referencia WTI al momento de la exportación. Asimismo, en mayo de 2004, en virtud de la Resolución Nº 645/04 del ex-
Ministerio de Economía se establecieron derechos de exportación del 20% sobre el gas natural y sus componentes líquidos. En
julio de 2006, el ex-Ministerio de Economía aumentó la alícuota al 45% y ordenó a la Administración General de Aduanas la
aplicación del precio fijado por el Acuerdo Marco entre Argentina y Bolivia (aproximadamente US$6/MMBtu en diciembre de
2007) como el precio de referencia para calcular este impuesto, independientemente del precio real de la transacción.
Asimismo, el 10 de octubre de 2006, el ex-Ministerio de Economía impuso derechos de exportación sobre las exportaciones
que se realizan desde la Provincia de Tierra del Fuego, las cuales antes estaban exentas de impuestos. Posteriormente, en
mayo de 2007, el ex-Ministerio de Economía aumentó a 25% la alícuota del derecho de exportación sobre el butano, el
propano y el GLP. Mediante Resolución 394/2007 del entonces Ministerio de Economía y Producción se deroga la Resolución
N° 532/2004 fijándose nuevos valores de referencia y de corte para los hidrocarburos detallados en esa norma. No existen
garantías sobre cuáles serán los niveles futuros de impuestos a la exportación.
La Resolución Nº 127/08 del ex-Ministerio de Economía, vigente desde el 11 de julio de 2008, dispuso incrementos en los
derechos de exportación de gas natural, elevando la alícuota del 45% al 100%, tomando como base de cálculo el precio más
alto establecido en los contratos de importación de gas natural de cualquier importador argentino (incluyendo el precio de
referencia establecido por el Acuerdo Marco entre Argentina y Bolivia mencionado precedentemente). La Resolución Nº
127/08 del ex-Ministerio de Economía dispuso respecto del GLP (incluyendo butano, propano y mezcla) que en caso de que el
precio internacional del producto, según informe diariamente la Secretaría de Energía, actual Ministerio de Energía y
Minería, se mantenga por debajo del precio de referencia que establece la Resolución para cada producto (US$338/m3 para
propano, US$393/m3 para butano y US$363/m3 para la mezcla de ambos), la alícuota aplicable será del 45%. En caso de que
el precio internacional supere el valor de referencia, el productor cobrará el monto máximo establecido por la Resolución
para el producto en cuestión (US$223/m3 para propano, US$271/m3 para butano y US$250/m3 para la mezcla de ambos), y el
Estado Nacional retendrá la diferencia en concepto de derechos de exportación.
El 7 de enero de 2013, la Resolución N° 1/2013 del ex-Ministerio de Economía modificó la Resolución Nº 394/07, que disponía
que cuando el precio internacional excediera el precio de referencia fijado en US$60,90 por barril, el productor podía cobrar
US$42 por barril, y el Estado Nacional retenía el resto en concepto de derechos de exportación. De acuerdo con la Resolución
N° 1/2013, los ingresos por ventas después de impuesto se incrementaron a US$70 por barril exportado, siempre que el
precio internacional de petróleo y otros derivados sea superior o equivalente a US$80 por barril.
En octubre de 2014, mediante Resolución N° 803/2014, el entonces Ministerio de Economía y Finanzas Públicas modificó la
Resolución N° 394/2007 y modificado la retención a las exportaciones de hidrocarburos que relaciona la tasa (que va del 10%
al 13%) a una lista de precios específica.
La Resolución Nº 1.077/2014 del entonces Ministerio de Economía y Finanzas Públicas entró en vigencia el 1 de enero de
2015, sustituye a las Resoluciones N° 394/2007 y N° 803/2014 y establece que, durante el tiempo que el precio internacional
del crudo sea menor de US$ 71 por barril, la tasa de retención será del 1%, y las tasas de impuestos incrementales se aplicará
durante el tiempo que el precio internacional del crudo sea igual o superior a US$ 71 por barril.
Tasa de Control de Calidad
En virtud de la Ley Nº 25.565 se estableció una tasa de control de calidad de combustible pagadera a la Secretaría de
Energía, actual Ministerio de Energía y Minería, por las actividades de downstream (empresas refinadoras, elaboradoras,
comercializadoras, distribuidoras e importadoras de nafta y gasoil), equivalente a Ps. 0,0003 por litro comercializado en el
108
mercado interno y por el transporte de hidrocarburos líquidos y sus derivados a través de ductos, a una tasa del 0,35% de las
ganancias estimadas por la prestación del servicio de transporte.
Reglamentaciones Ambientales en Argentina
El marco legal ambiental incluye los Artículos 41 y 43 de la Constitución Nacional, así como leyes nacionales, provinciales y
municipales. De acuerdo con el Artículo 41 de la Constitución Nacional corresponde a la Nación dictar las normas que
contengan los presupuestos mínimos de protección del medio ambiente, y a las provincias las necesarias para
complementarlas, sin que aquéllas alteren las jurisdicciones locales. Cabe destacar que además de las reglamentaciones
incluidas a continuación también pueden aplicarse otras reglamentaciones de carácter local dependiendo de la ubicación de
las reservas de petróleo y gas.
Tratados Internacionales
Argentina es Estado miembro de diversos tratados internacionales relacionados con el medio ambiente que podrían afectar el
negocio de la Compañía. Argentina ha asumido diversas obligaciones en relación con la protección del medio ambiente, la
preservación de la diversidad biológica y la implementación del desarrollo sustentable.
Dichos tratados incluyen: (i) el Convenio de Basilea para el Control de Movimientos Transfronterizos y la Eliminación de
Residuos Peligrosos (1989); (ii) la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático adoptada en Río de
Janeiro (1992); (iii) el Protocolo de Montreal relativo a Sustancias que Agotan la Capa de Ozono (1989); (iv) el Protocolo de
Kyoto (protocolo de la Convención Marco sobre Cambio Climático) (1997), con la Enmienda de Doha (2012); y (v) el Convenio
de Estocolmo sobre Contaminantes Orgánicos Persistentes (2001).
Leyes Ambientales Nacionales
De conformidad con el Artículo 41 de la Constitución Nacional se han sancionado leyes nacionales que establecen estándares
mínimos de protección ambiental. Estas leyes proporcionan un marco general para el dictado de normas complementarias a
sancionarse en las jurisdicciones locales.
Política Ambiental General
La Ley General del Ambiente N° 25.675, promulgada en noviembre de 2002, estableció estándares mínimos para la
protección del medio ambiente, la preservación de la diversidad biológica y el desarrollo sustentable. El objetivo principal de
dicha Ley es promover el uso racional y sustentable de los recursos naturales y establecer procedimientos y mecanismos para
minimizar los riesgos ambientales, prevenir y mitigar las emergencias ambientales y reparar daños causados por la
contaminación ambiental.
La Ley General del Ambiente exige que las actividades que puedan degradar el medio ambiente o sus componentes o afectar
en forma adversa la calidad de vida sean objeto de una evaluación previa de impacto ambiental. Todas las entidades deben
suministrar información en relación con el impacto ambiental de sus actividades y dicha información estará a disposición del
público, a menos que fuera declarada confidencial.
Por otro lado, la aludida Ley establece que las empresas que llevan a cabo actividades riesgosas para el medio ambiente y los
ecosistemas deben contratar un seguro de cobertura con entidad suficiente para garantizar el financiamiento de la
recomposición del daño que puedan ocasionar dichas actividades. Toda persona que cause un daño ambiental es
objetivamente responsable de su restablecimiento al estado anterior a su producción y, en caso de que ello no sea
técnicamente factible, la indemnización sustitutiva que determine la justicia deberá depositarse en un Fondo de
Compensación Ambiental.
Residuos Peligrosos
La Ley Nº 24.051 regula la generación, manipulación, transporte, tratamiento y disposición final de los residuos peligrosos
generados o ubicados en lugares sometidos a jurisdicción nacional o, si estuvieran ubicados en el territorio de una provincia,
que pudieran afectar a personas o al medio ambiente más allá de la frontera de la provincia en la que se hubiesen generado,
o cuando las medidas higiénicas o de seguridad que a su respecto fuere conveniente disponer tuvieren una repercusión
económica sensible tal que tornare aconsejable uniformarlas en todo el territorio de la Nación.
Con respecto a la responsabilidad por daños con residuos peligrosos, se considera que los residuos peligrosos poseen un riesgo
inherente (son una “cosa riesgosa” en los términos del Artículo 1.113 del Código Civil, actual Artículo 1.757 del Código Civil y
109
Comercial). El dueño o guardián de un residuo peligroso no se exime de responsabilidad por demostrar la culpa de un tercero
de quien no debe responder, cuya acción pudo ser evitada con el empleo del debido cuidado y atendiendo a las
circunstancias del caso.
Las infracciones a las disposiciones de esta Ley pueden estar sujetas a apercibimientos, multas, sanciones, clausuras,
suspensión de actividades durante un período de hasta un año y cancelación definitiva de habilitaciones e inscripciones en los
registros aplicables. En el caso de personas jurídicas, las personas que tengan a su cargo la dirección, administración o
gerencia, serán solidariamente responsables de dichas sanciones. La ley Nº 24.051 establece asimismo un régimen penal en
caso de contaminación por residuos peligrosos.
Gestión Integral de Residuos Industriales y de Actividades de Servicios
La Ley Nº 25.612 establece estándares mínimos de protección ambiental en relación con la gestión integral de residuos
resultantes de actividades industriales o de servicios. Establece requisitos mínimos de protección ambiental en relación con
la generación, manejo, almacenamiento, transporte, tratamiento y eliminación de dichos residuos. Mantiene también la
prohibición de la Constitución Nacional relativa a la importación, introducción o transporte al país, su espacio aéreo y
marítimo, de cualquier tipo de residuo proveniente de otros países.
En términos generales la Ley Nº 25.612 establece un sistema de responsabilidad civil extracontractual y un régimen de
sanciones administrativas equivalentes al contemplado en la Ley Nº 24.051.
Contaminación Atmosférica
La Ley Nº 20.284 se aplica en jurisdicciones nacionales y en las provincias que han adoptado las disposiciones de esta ley.
Establece principios generales para el tratamiento de fuentes potenciales de contaminación del aire. Compete a las
respectivas autoridades nacionales, provinciales o municipales exigir el cumplimiento de esta ley.
Gestión Ambiental de Aguas
La Ley Nº 25.688 establece estándares mínimos para la preservación de las aguas, su aprovechamiento y uso racional. Define
los diferentes usos del agua y requiere a los usuarios la obtención de permisos de las autoridades locales para tal fin.
Asimismo, dispone que la autoridad nacional de aplicación determinará: (i) los límites máximos de contaminación y
protección de acuíferos, (ii) las instrucciones para la recarga y protección de acuíferos, y (iii) la fijación de los parámetros y
estándares ambientales de calidad de las aguas.
Eliminación y Gestión de PCBs
La Ley Nº 25.670, sancionada en octubre de 2002, regula la gestión y eliminación de los PCBs. Prohíbe el ingreso al territorio
nacional de PCBs y aparatos que contengan PCBs así como la instalación de aparatos que contengan PCBs. De acuerdo con la
Ley Nº 25.670, el PEN deberá adoptar las medidas necesarias para garantizar la prohibición de la producción,
comercialización y el ingreso a Argentina de PCBs, así como también la eliminación de PCBs usados y la descontaminación y
eliminación de los PCBs y aparatos que contengan PCBs dentro de los plazos establecidos en la mencionada ley.
Reglamentaciones Ambientales Específicas de la Industria del Petróleo y el Gas
La Resolución Nº 105/92 de la ex-SE contempla reglamentaciones y procedimientos específicos para la protección del medio
ambiente durante la exploración y explotación de petróleo y gas.
Durante la exploración, las compañías deben preparar un informe de impacto ambiental para presentar ante el Ministerio de
Energía y Minería y no pueden realizarse actividades de perforación antes de la presentación de dicho informe de impacto
ambiental. Luego del descubrimiento de los yacimientos de petróleo y gas, las compañías deben preparar un informe de
evaluación ambiental para presentar también ante el Ministerio de Energía y Minería. De allí en más, los informes de
monitoreo ambiental deben presentarse ante el Ministerio de Energía y Minería en forma anual.
La ex-SE ha dictado además normas ambientales relativas a la seguridad de los tanques de hidrocarburos, al abandono de
pozos, al reacondicionamiento de piletas, al venteo de gases, al transporte de hidrocarburos, etc.
Reglamentaciones provinciales
110
Finalmente, señalamos que las Provincias en uso de sus facultades han dictado diversas normas de aplicación en sus
respectivos territorios que regulan aspectos ambientales tanto generales como específicos de la Industria del Petróleo y el
Gas.
Encubrimiento y Lavado de Activos de Origen Delictivo
La Ley Nº 25.246 tipifica el lavado de activos como un delito que se configura cuando una persona convierte, transfiere,
administra, vende, grave o aplique de cualquier otro modo dinero u otra clase de bienes provenientes de un delito en el que
no hubiera participado, con la consecuencia posible de que los bienes originarios o los subrogantes adquieran la apariencia de
un origen lícito y siempre que su valor supere la suma de trescientos mil pesos ($ 300.000), sea en un solo acto o por la
reiteración de hechos diversos vinculados entre sí.
La Ley Nº 25.246 atribuye la responsabilidad de informar y controlar estas transacciones a diversas entidades del sector
privado, tales como bancos, agentes y sociedades de bolsa y compañías de seguros, de acuerdo con las reglamentaciones de
la UIF y, en el caso de entidades financieras, del BCRA. Estas reglamentaciones se aplican a varias sociedades argentinas,
incluyendo a la Compañía. Estas obligaciones consisten básicamente en tener políticas y procedimientos tendientes a la
prevención del lavado de dinero y financiamiento del terrorismo, fundamentalmente mediante la aplicación de la política
“conozca a su cliente”.
Ver la sección “Aviso a los Inversores sobre Normativa Referente a Lavado de Dinero”.
Marco Regulatorio de Venezuela
El Estado de Venezuela es propietario de todos los yacimientos de hidrocarburos y ha establecido métodos para regular la
explotación de hidrocarburos en yacimientos de Venezuela que son diferentes a los implementados en Argentina.
La Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos, publicada el 23 de septiembre de 1999, regula la explotación de gas libre o no
asociado y el transporte, distribución, recolección, almacenamiento, industrialización, manejo y venta interna y externa de
gas asociado (hidrocarburo gaseoso que se extrae junto con el crudo) y gas libre o no asociado (hidrocarburo que se extrae de
un yacimiento que no contiene crudo), permitiendo la participación del sector privado en la realización de tales actividades.
La Constitución de Venezuela, vigente a partir de diciembre de 1999, contiene normas relacionadas con la actividad
petrolera, incluyendo el Artículo 12 que establece que los yacimientos petroleros son propiedad del Estado, y el Artículo 302,
que reserva la actividad petrolera al Estado Venezolano. La Constitución Venezolana otorga a PDVSA, empresa estatal, la
responsabilidad de administrar la industria petrolera.
La Ley Orgánica de Hidrocarburos, publicada el 13 de noviembre de 2001, derogó la mayoría de las disposiciones vigentes
bajo la legislación anterior, con excepción de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos, y tuvo como objetivo otorgar al
sector privado amplias oportunidades de participación en la industria, limitando las actividades reservadas al Estado a las
actividades primarias (que incluyen la exploración, extracción y transporte y almacenamiento iniciales) y a la
comercialización de crudo y productos específicos.
La Ley Orgánica de Hidrocarburos regula la exploración, explotación, refinación, industrialización, transporte,
almacenamiento, comercialización y conservación de hidrocarburos y productos refinados. La ley dispone los siguientes
principios: (i) los yacimientos de hidrocarburos son de propiedad pública; (ii) las actividades hidrocarburíferas son de utilidad
pública y de interés social; y (iii) las actividades descriptas en la ley están sujetas a las decisiones que adopte el Estado
Venezolano en relación con los tratados internacionales.
Ejercicio de Actividades en Materia de Hidrocarburos
Las actividades primarias expresamente reservadas por ley al Estado Venezolano sólo pueden ser realizadas por: (i) el
Ejecutivo Nacional; (ii) empresas estatales de exclusiva propiedad del Estado; o (iii) empresas en las que el Estado
venezolano mantiene el control directo, siendo titular de una participación mayor al cincuenta por ciento de las acciones o
cuotas de participación en el capital. La comercialización de hidrocarburos naturales y de determinados derivados sólo
puede ser realizada por empresas estatales de exclusiva propiedad del Estado. Las instalaciones y plantas existentes
utilizadas para la refinación de hidrocarburos naturales en el país y el transporte de productos y gas son propiedad del Estado
Venezolano.
111
La Asamblea Nacional debe otorgar la aprobación de las Empresas Mixtas antes de que comiencen a operar. Estas empresas
deben cumplir con las siguientes condiciones mínimas: (i) deben tener una duración máxima de 25 años; (ii) deben
suministrar información relativa a la ubicación, orientación y extensión del área operada; (iii) todos sus activos deben ser
conservados y entregados en propiedad al Estado Venezolano al concluir las actividades; y (iv) toda controversia que surja
entre sus accionistas debe ser resuelta a través de negociaciones privadas o arbitraje y estará sujeta a las leyes de
Venezuela.
Con anterioridad a abril de 2006, la participación de la Sociedad en los yacimientos de petróleo y gas de Venezuela era a
través de convenios operativos con PDVSA, que establecían los términos de la compensación por las actividades e inversiones
en producción. Estos convenios se adjudicaron durante las rondas de licitación de 1994 y 1997. En 2005, el Gobierno de
Venezuela anunció que estos convenios operativos no cumplían con la Ley Orgánica de Hidrocarburos e instruyó al Ministro de
Energía y Petróleo para que inicie negociaciones con operadores privados para convertir todos los convenios operativos en
empresas mixtas en las que el Estado era propietario de más del 50% de cada yacimiento. Estas negociaciones concluyeron
en marzo de 2006 y, como resultado, todos los convenios operativos se convirtieron en Empresas Mixtas, de las cuales el
Estado Venezolano, a través de la Comisión Venezolana del Petróleo (CVP), es titular de por lo menos el 60% del capital
accionario y las empresas privadas son titulares de la porción restante. Las participaciones asignadas a las empresas privadas
se determinaron en base al valor atribuido a los diferentes convenios operativos durante las negociaciones.
La Asamblea Nacional ha aprobado: (i) los términos y condiciones principales de los acuerdos de conversión y la forma de los
documentos constitutivos de las Empresas Mixtas; (ii) modificaciones de la Ley Orgánica de Hidrocarburos y de determinadas
leyes impositivas para que las Empresas Mixtas puedan vender su producción de crudo a PDVSA y a sus asociadas y calificar
como exportadores a los fines del IVA; y (iii) la Ley de Regularización de la Participación Privada en Actividades Primarias,
que limita la participación de empresas privadas en actividades primarias en Venezuela, incluyendo la exploración y
producción de hidrocarburos, a la participación a través de Empresas Mixtas.
Licencias y permisos
Se requiere una licencia del Ministerio de Energía y Crudo de Venezuela para refinar hidrocarburos naturales y permisos de
este Ministerio para actividades relacionadas con el procesamiento o la comercialización interna de hidrocarburos refinados.
Aspectos Tributarios Más Relevantes
Impuesto sobre la Renta
La ley del Impuesto sobre la Renta en Venezuela grava con una alícuota del 50% los ingresos netos gravables de los
contribuyentes que se dediquen a actividades relacionadas con los hidrocarburos o actividades relacionadas con la compra o
adquisición de hidrocarburos y derivados para la exportación. Se permite la amortización y depreciación aceleradas de
activos fijos y gastos directos o indirectos necesarios para la perforación de pozos petroleros.
Los contratistas que se dedican a actividades de exploración y explotación en virtud de convenios operativos con empresas
estatales también están sujetos a una alícuota del 50%.
Las recientes reformas fiscales, en vigencia desde el año fiscal 2016, eliminó el sistema de ajuste por inflación para los
pagadores de impuestos especiales, como las empresas relacionadas con el sector del petróleo. Adicionalmente, en la
determinación de la renta líquida gravable, los resultados negativos de ejercicios anteriores fiscales sólo pueden compensar
un 25% de los ingresos corrientes.
Impuesto al Valor Agregado
Sujeto a determinadas excepciones, en particular en relación con compañías exportadoras, las importaciones y compras
locales de bienes y servicios están gravadas con una alícuota del 12%, y un grupo limitado de bienes y servicios se encuentra
gravado con una alícuota del 8%.
Impuestos Municipales
Las actividades en el sector de los hidrocarburos no están sujetas a impuestos municipales, dado que los impuestos en esta
materia corresponden exclusivamente al Estado Nacional.
Los ingresos provenientes de contratistas que han celebrado convenios operativos con empresas estatales para la
rehabilitación de yacimientos marginales generalmente están sujetos a un impuesto municipal sobre los ingresos brutos.
112
Regalías
Desde enero de 2002, la regalía aplicable a la explotación de petróleo y gas se fijó en 30%.
Contribuciones Especiales de las Empresas Mixtas
Las Empresas Mixtas están sujetas al pago de los siguientes impuestos especiales: (i) una regalía adicional del 3,33% sobre los
volúmenes de hidrocarburos extraídos en virtud de la concesión y entregados a PDVSA durante el año calendario; y (ii) un
monto equivalente a la diferencia, si la hubiera, entre (a) el 50% del valor de los hidrocarburos extraídos en virtud de la
concesión y entregados a PDVSA cada año calendario, y (b) la suma de los pagos efectuados por la Empresa Mixta en relación
con las actividades desarrolladas por la empresa durante dicho año calendario, en concepto de regalías aplicables sobre los
hidrocarburos extraídos (incluyendo la regalía adicional indicada en el punto (i) precedente, impuesto sobre la renta y
cualquier otro impuesto o contribución calculado en base a ingresos (ya sean brutos o netos), e inversiones en proyectos de
desarrollo doméstico del uno por ciento (1%) de las utilidades antes de impuestos).
En 2011, el Gobierno Venezolano sancionó el Decreto N° 8.807/2012 modificando la "Ley de Contribución Especial para
Precios Extraordinarios en el Mercado Internacional de Hidrocarburos", la cual había introducido un impuesto especial a ser
pagado por compañías que exportan o transportan hidrocarburos líquidos y productos derivados del petróleo fuera de
Venezuela, a aplicarse cuando el precio de la canasta de hidrocarburos líquidos de Venezuela excediera un precio fijado. El
Decreto N° 8.807/2012 modificó el impuesto especial y se crearon dos contribuciones especiales, una por precios
“extraordinarios” y otra por precios “exorbitantes”, a aplicarse a la diferencia entre el precio establecido por el presupuesto
nacional de Venezuela y el promedio mensual de precios internacionales de la canasta de hidrocarburos líquidos de
Venezuela. En 2013, el Gobierno de Venezuela reformó el decreto introduciendo modificaciones y actualizando las tasas de
estas contribuciones especiales. En el marco de dicho decreto, cuando el promedio mensual de los precios internacionales de
la canasta de hidrocarburos líquidos de Venezuela exceda USD 80 por barril, se consideran "precios exorbitantes". Estas
contribuciones especiales son contabilizadas por las Empresas Mixtas como gastos de comercialización y afectan en forma
negativa sus estados financieros.
OPEP
Venezuela es miembro fundador de la OPEP. En el pasado, PDVSA, por instrucciones del Ministerio de Energía y Minería, ha
ajustado su propia producción para garantizar que Venezuela cumpla con las cuotas de producción fijadas por la OPEP.
El Gobierno Venezolano ha establecido como política la estricta observancia de las cuotas de producción fijadas por la OPEP.
El Artículo 6 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos requiere que todos aquellos que realizan actividades reguladas por esta ley
cumplan con los recortes a la producción, tales como los que podrían ser fijados por la OPEP. Por lo tanto, los recortes a la
producción podrían afectar directamente a los productores privados, contratistas, PDVSA y las Empresas Mixtas.
Régimen de Control de Cambios
El 5 de febrero de 2003, el Gobierno Venezolano estableció un régimen de control de cambios. Estas normas establecen que
las empresas establecidas con el fin de desarrollar cualquiera de las actividades descriptas en la Ley Orgánica de
Hidrocarburos podrán mantener cuentas en moneda extranjera en bancos o entidades similares fuera de Venezuela sólo con
el fin de cumplir con sus obligaciones fuera de Venezuela. El Banco Central de Venezuela debe aprobar estas cuentas. Las
divisas generadas por estas empresas deben venderse al Banco Central de Venezuela. Estas empresas no pueden comprar
divisas al Banco Central de Venezuela para realizar pagos en divisas. Estos controles de cambio son también aplicables a las
Empresas Mixtas.
Aspectos Adicionales
Las empresas que operan en el sector de hidrocarburos de Venezuela que tienen determinado nivel de ingresos deben aportar
un porcentaje de sus ingresos brutos a programas científicos, tecnológicos y de investigación. Las empresas vinculadas al
sector de hidrocarburos que operan como Empresas Mixtas también deben realizar aportes para programas sociales.
Asimismo, empleadores que cuenten con más de 50 empleados deben realizar aportes para programas sociales destinados a
reducir el tráfico y el consumo de drogas.
113
Marco Regulatorio de Bolivia
En Bolivia, la industria del petróleo y del gas está regulada por el Sistema de Regulación Sectorial (SIRESE), que regula,
controla y supervisa las actividades de los sectores de telecomunicaciones, electricidad, hidrocarburos, transporte y aguas,
para garantizar que operen en forma eficiente y proteger los intereses de los usuarios, prestadores de servicios y el Estado
Boliviano, contribuyendo así al desarrollo del país. En mayo de 2005, se sancionó una nueva ley de hidrocarburos, la Ley Nº
3.058, en virtud de la cual, entre otras cosas, se aumentaron en forma significativa los impuestos correspondientes a las
compañías de la industria. La ley impuso una regalía del 18% y un impuesto directo del 32% sobre los hidrocarburos aplicables
al 100% de la producción. Estos nuevos impuestos se aplicaron además de los impuestos vigentes en virtud de la Ley Nº 843.
En mayo de 2006, el Poder Ejecutivo Boliviano sancionó el Decreto Supremo Nº 28.701, que dispuso, entre otras cosas, la
nacionalización de los recursos hidrocarburíferos de Bolivia. Este Decreto dispuso que al 1° de mayo de 2006 las compañías
petroleras debían entregar todos los activos relacionados con la explotación de hidrocarburos para su venta al operador
nacional, YPFB. Asimismo, este Decreto dispuso que el Estado Boliviano recuperaría la plena participación en toda la cadena
productiva de petróleo y gas y a tal fin dispuso la nacionalización de las acciones necesarias para que YPFB sea titular de por
lo menos el 50% más uno de las acciones en una serie de compañías.
114
ESTRUCTURA SOCIETARIA
El siguiente cuadro presenta la estructura del grupo de control de la Sociedad, proporciona información respecto al país de
constitución y porcentaje de participación:
115
El siguiente cuadro presenta las principales sociedades controladas y vinculadas de la Sociedad a la fecha del presente
Prospecto, identifica el segmento de negocios en el que cada una está incluida y proporciona información respecto al país de
constitución y porcentaje de participación:
Adicionalmente a las compañías expuestas en el presente gráfico, la Sociedad posee participación en compañías holding en
Argentina y en el exterior. Estas compañías holding poseen la tenencia de alguna de las principales compañías operativas.
116
PROPIEDADES
La Sociedad es propietaria y locataria de propiedades ubicadas en diversos países de América del Sur, no siendo ninguna de
tales propiedades individualmente relevantes para la Compañía. La mayor parte de las propiedades de la Sociedad, las cuales
comprenden reservas y pozos de petróleo y gas, refinerías, estaciones de servicio, plantas petroquímicas, centrales
eléctricas, instalaciones de almacenamiento de existencias, edificios de oficinas, como así también participaciones
accionarias en compañías licenciatarias de gasoductos, están ubicadas en la Argentina. Adicionalmente, a la fecha del
presente prospecto, la Compañía posee participaciones en áreas de petróleo y gas fuera de Argentina en Bolivia, Venezuela y
en un oleoducto en Ecuador.
117
RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA
FACTORES QUE AFECTAN LOS RESULTADOS DE LAS OPERACIONES
Contexto económico argentino
Las fluctuaciones en la economía argentina han tenido y seguirán teniendo un efecto significativo en las empresas argentinas
del sector privado, incluyendo a la Sociedad. En concreto, la Sociedad ha sido afectada y podría seguir siendo afectada por el
valor del peso frente a las monedas extranjeras, la inflación, las reglamentaciones impositivas argentinas, tasas de interés y
el entorno político, social y económico general en Argentina.
Devaluación del Peso
Al 31 de diciembre de 2015, la cotización del peso respecto a la divisa estadounidense era de Ps.13,04 por dólar
estadounidense en comparación con Ps.8,55 y Ps.6,49 por dólar estadounidense al 31 de diciembre de 2014 y 2013,
respectivamente.
Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, una porción significativa de la deuda financiera estaba denominada en USD. Esta
situación nos expone a riesgos asociados con el tipo de cambio. Sin embargo, el impacto en resultados por las variaciones en
los tipos de cambio relacionado con la deuda financiera se encuentra mitigado por las inversiones netas en el exterior
valuadas en moneda extranjera, los cuales son imputados en Otros Resultados Integrales reconocidos en el Patrimonio dentro
del Estado Consolidado de Resultados Integrales. Por lo indicado, la Sociedad tiene una posición monetaria neta equilibrada
en moneda extranjera.
Con las consideraciones arriba indicadas, la devaluación del peso respecto al dólar determinó en el ejercicio 2015, 2014 y
2013 ganancias de 40, 307 y de 171, respectivamente.
Después de varios años de variaciones moderadas en el tipo de cambio nominal, en 2013 y 1014 el peso perdió
aproximadamente más del 30% de su valor con respecto al dólar estadounidense. En 2015, el peso perdió aproximadamente
el 52% de su valor con respecto al dólar estadounidense, incluyendo una depreciación de aproximadamente un 34% registrada
luego del 17 de diciembre de 2015, en el marco del anuncio de la suspensión de gran parte de las restricciones al mercado de
cambios. Luego de la devaluación de diciembre de 2015, el Banco Central permitió la flotación del peso y limitó las
intervenciones necesarias para garantizar el funcionamiento ordenado del mercado de cambios. Al 31 de marzo de 2016, el
tipo de cambio fue de Ps. 14,70 por USD 1.
Ver “Factores de Riesgo – La inestabilidad política y económica en la Argentina ha afectado y podría continuar afectando en
forma adversa la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía y Las fluctuaciones en el valor del
peso pueden afectar en forma adversa la economía argentina, y consecuentemente, la situación financiera y los resultados
de las operaciones de la Compañía”.
Inflación
Históricamente, la economía argentina ha experimentado una volatilidad significativa, caracterizada por períodos con
elevados niveles de inflación.
La CNV, a través de la Resolución General N° 441, dispuso que a partir del 1 de marzo de 2003 los estados financieros sean
expresados en moneda nominal. Si se reanudara la aplicación del ajuste por inflación, los estados financieros deberían
expresarse en moneda homogénea.
De acuerdo con los datos de la inflación publicados por el INDEC, el índice de precios al consumidor en la Argentina aumentó
un 10,9% y 24% en 2013 y 2014, respectivamente y el 11,9% en el periodo de diez meses terminado el 31 de octubre del año
2015. El índice de precios mayoristas aumentó 14,8%, y 28,3% en 2013 y 2014, respectivamente y el 10,6% en el periodo de
diez meses terminado el 31 de octubre del año 2015. En noviembre de 2015, el INDEC suspendió la publicación del índice del
índice de precios al consumidor y el índice de precios mayoristas.
118
En enero de 2016, la nueva administración, mediante el Decreto N° 55/2016, declaró el estado de emergencia administrativa
del sistema estadístico nacional hasta el 31 de diciembre de 2016 y las nuevas autoridades del INDEC anunciaron la
suspensión de la metodología previamente utilizada y suspendieron la publicación de todos los índices hasta tanto se
alcancen las condiciones para calcular estos índices basados en datos adecuados y fiables. El INDEC ha sugerido utilizar, como
índices alternativos en el intermedio, las cifras del IPC publicadas por la Provincia de San Luis y la Ciudad de Buenos Aires.
De acuerdo con lo informado por la Provincia de San Luis, la tasa de inflación fue del 2,9%, 6,5%, 4,2%, 2,7% y 3,0% para
noviembre de 2015, diciembre de 2015, enero de 2016, febrero de 2016 y marzo de 2016, respectivamente. De acuerdo con
lo informado por la Ciudad de Buenos Aires, la tasa de inflación fue del 2,0%, 3,9%, 4,1%, 4,0 y 3,3% para noviembre de 2015,
diciembre de 2015, enero de 2016, febrero de 2016 y marzo de 2016, respectivamente.
La inflación sostenida en Argentina, sin el correspondiente aumento en el precio de los productos vendidos por la Compañía
en el mercado local, tendría un efecto adverso en los resultados de las operaciones y en la situación financiera de la
Sociedad. La inflación también podría afectar negativamente a la comparabilidad entre los diferentes períodos presentados
en este documento.
Ver “Factores de Riesgo – La inestabilidad política y económica en la Argentina ha afectado y podría continuar afectando en
forma adversa la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía”.
Regulaciones de 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 y recientemente como consecuencia de la
disminución de los precios internacionales del crudo, 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.
En los últimos años, a excepción del período que siguió a la crisis financiera mundial en el tercer trimestre de 2008 y,
recientemente, a raíz de la disminución de los precios internacionales del petróleo, los precios de los productos de
hidrocarburos experimentaron un período prolongado de incrementos sostenidos. El gobierno argentino impuso una serie de
normas, en particular se centró en el sector de la energía, destinada a reducir el impacto de las presiones inflacionarias de
los precios altos y tratar de garantizar el suministro de energía al mercado interno. Recientemente, el gobierno argentino ha
adoptado otras regulaciones destinadas a mitigar el impacto de los menores precios internacionales de las compañías de
petróleo y gas de uso local.
El nivel de intervención gubernamental en la economía puede continuar o aumentar, lo que puede afectar a la economía de
la Argentina. Ver "Factores de Riesgo - La intervención del Estado Nacional en la economía argentina podría afectar en forma
adversa los resultados de las operaciones o la situación financiera de la Compañía”
Gas Natural
La Resolución N° 599/07 de la ex-SE aprobó el Acuerdo de Productores de Gas Natural con el objetivo de asegurar el
abastecimiento de la demanda interna de gas y para la recuperación gradual de los precios en todos los segmentos del
mercado. Esta resolución estableció compromisos de abastecimiento del mercado interno para cada productor, que tenía
vigencia escalonada según el segmento, siendo el compromiso de abastecimiento residencial el último en vencer en el año
2011. Como resultado, se distribuyeron uniformemente las cuotas de mercado de cada segmento entre los productores y se
mantuvieron los precios regulados bajos para los segmentos mencionados. La ex-SE emitió la Resolución N° 172/11 el 29 de
diciembre de 2011, que establecía una prórroga provisional hasta que se adoptaran medidas sustitutivas. A la fecha de
emisión del siguiente Prospecto, la Sociedad continúa sujeta a los mismos compromisos de prioridad de suministro con
respecto a la demanda del mercado local argentino.
En cuanto al segmento de GNC, en agosto de 2012, a través de la Resolución N° 1.445/2012, la ex-SE fijó un nuevo precio al
gas natural para los servicios de GNC, de 0,4945 pesos por metro cúbico, significando un incremento estimado del 300%, e
instruyó a invertir los recursos adicionales obtenidos en el desarrollo de recursos de gas convencional.
En enero de 2007, a través de la Resolución N° 1.886/2006, la ex-SE ratificó que la exportación de hidrocarburos estaba
sujeta a la adecuada satisfacción de las necesidades internas y que las ventas al exterior debían ser autorizadas en cada caso
por el Poder Ejecutivo Nacional. Ver – “Factores de Riesgo –Las restricciones a las exportaciones de hidrocarburos y los
productos derivados del petróleo han afectado y podrían continuar afectando los resultados de las operaciones de la
Compañía”.
119
En el marco de los acuerdos de provisión de gas a largo plazo entre los Gobiernos de la Argentina y Bolivia -por los que
inicialmente se fijó un precio del gas en 5 USD/MMBtu, ajustable en base a una fórmula que seguirá los valores
internacionales del gas y los subproductos-, la importación de gas quedó a cargo de ENARSA. Para que este incremento no
impacte en los consumidores locales, el Gobierno Nacional dispuso trasladar el aumento del precio de gas de importación a
las exportaciones, vía el incremento de sus retenciones. Esto se llevó a cabo en agosto de 2006 a través de la Resolución N°
534/2006 del ex-Ministerio de Economía y Producción, con lo que la tasa del impuesto a la exportación de gas natural
aumentó a 45% basado en el precio de las importaciones de gas desde Bolivia de USD 5/MMBtu. En marzo de 2008, mediante
la Resolución Nº 127/2008 del ex-Ministerio de Economía y se incrementó tasa de impuesto a la producción a 100%, la cual se
calcula utilizando el precio más alto para las importaciones de gas natural en Argentina, o bien las importaciones de gas
desde Bolivia o las importaciones de gas natural licuado regasificado (GNL).
En septiembre de 2008, mediante la Resolución N° 1.070/08 de la ex-SE, el Gobierno Nacional homologó un Acuerdo de
Productores de Gas Natural, con el objetivo de reducir el precio de la garrafa de 10 kg de butano. Este acuerdo significó un
incremento de precios del gas natural del 15% para el segmento residencial, 8% para el GNC y 13% para la generación. La
reducción del precio de venta de GLP se financia con aportes de los productores, equivalentes inicialmente al 65% del
incremento de precio resultante de esta Resolución, asignación que a partir de diciembre de 2008 creció al 100%.
Posteriormente, la Resolución N° 1.417/08 determinó a partir de noviembre de 2008 un aumento del 80% para el precio
aplicable a un sector del segmento R3 Residencial. Para 2010, 2011, 2012, 2013, 2014 y 2015, se renovó el Acuerdo
Complementario de Productores de Gas Natural homologado por Resolución N° 1070/08 de la ex-SE. En 2015 el Gobierno
Nacional mediante la Resolución N° 72/2015 de la ex-SE discontinuó la forma de subsidiar el consumo de GLP residencial, vía
incrementos en el precio a productores, e implementó un subsidio directo en beneficio de ciertos consumidores finales.
Por otro lado, se dispuso la creación de un Fondo Fiduciario (Decreto N° 2.067/2008) para cubrir la importación de gas
natural que sea requerida para garantizar el abastecimiento interno. Los cargos resultantes serán pagados por los usuarios de
los servicios regulados de transporte y/o distribución, por las empresas que procesen gas natural y por los consumidores de
gas que reciben directamente el gas de los productores sin hacer uso de los sistemas de transporte o distribución.
En octubre de 2010, a través de la Resolución I-1.410 del ENARGAS, se establecieron modificaciones al mecanismo de
despacho de gas natural, priorizando principalmente el abastecimiento de la demanda residencial y GNC. Así, cada
distribuidora pudo solicitar diariamente volúmenes por encima de lo comprometido en el Acuerdo de Productores de Gas
Natural (Resolución N° 599/2007 de la ex-SE). Este fue el único mecanismo de solicitudes de gas natural a los productores
para el segmento residencial con posterioridad al vencimiento del Acuerdo de Productores de Gas en diciembre de 2011. El
Gobierno Nacional, en diciembre de 2011, mediante la Resolución N° 172/2011 de la ex-SE, extendió unilateralmente y en
forma temporaria las bases del Acuerdo de Productores de Gas Natural hasta tanto de adopten medidas sustitutas.
En noviembre de 2011, a través de la Resolución N° 1.982 del ENARGAS, se incrementó el monto a percibir por el Fondo
Fiduciario creado en el Decreto Nº 2.067/08 de acuerdo con los niveles de consumo y se amplió la base de consumidores
alcanzados. Posteriormente, en la Resolución N° 1.991/2011 del ENARGAS se detallan los grandes consumidores alcanzados y
se explicita el procedimiento a seguir para solicitar exclusión en caso de corresponder. Quedaron alcanzados los consumos de
gas natural de la Refinería Bahía Blanca por la actividad de refinación de petróleo y las plantas de Cóndor y Barda Las Vegas,
por el procesamiento de gas natural.
En mayo de 2012, se sancionó la Ley Nº 26.741 que declara de interés público nacional y como objetivo prioritario de la
República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación,
industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos. Asimismo se declara de utilidad pública y sujeto a
expropiación el cincuenta y un por ciento (51%) del patrimonio de YPF S.A. y Repsol YPF Gas S.A.
En julio de 2012, mediante el Decreto Nº 1.277 se aprueba la reglamentación de la Ley Nº 26.741 y se dicta el Reglamento de
Soberanía Hidrocarburífera de la República Argentina, el cual establece un Plan de Inversiones Hidrocarburíferas que buscará
la maximización de inversiones y la sustentabilidad de la industria en el corto, medio y largo plazo y creó la Comisión.
Asimismo se derogan artículos de los Decretos Nº 1.055/1989, 1.212/1989 y 1.589/1989 que se referían a la libre
disponibilidad de los hidrocarburos producidos en áreas de concesión otorgadas, la libre comercialización en el mercado
interno y externo, y la libertad de fijar precios. A la fecha del presente Prospecto, la Sociedad ha cumplido con los
requerimientos de información solicitados en el Decreto N° 1.277/2012.
En febrero de 2013, la entonces Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones
Hidrocarburíferas dicta la Resolución Nº 1/2013, donde se crea el Programa Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural
(Plan Gas I). En el mismo, los productores debían presentar sus Proyectos de Aumento de la Inyección total de Gas Natural
por un período máximo de 5 años, con miras a aumentos de producción, mayores niveles de actividad y empleo en el sector.
Se establece un precio de 7,50 US$/MMBTU para la Inyección Excedente de gas natural, con penalidades de importación de
120
GNL ante incumplimientos de volúmenes comprometidos. Si bien la Compañía presentó su proyecto, finalmente no adhirió a
dicho Programa.
A su vez, en noviembre de 2013, mediante la Resolución N° 60/2013, (modificada en marzo de 2014 por la Resolución N°
22/2014), la Comisión crea el Programa Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida (Plan
Gas II). Los productores tuvieron hasta el 30 de abril de 2014 para presentar su proyecto que contribuya al incremento de
niveles de producción de gas natural. El mismo está destinado a empresas sin producción previa, o un tope de 4 MMm3/día,
con incentivos de precios ante aumentos de producción, y penalidades de importación de GNL ante incumplimiento de
volúmenes comprometidos. Asimismo, aquellas empresas que fueron beneficiarias del Plan Gas I y reunieran las condiciones
correspondientes, podían solicitar el cese de su participación en aquel programa y su incorporación en el Plan Gas II.
En agosto de 2014, el entonces Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, a través de la Resolución N° 139/2014, introdujo
cambios adicionales a la Resolución Nº 60/2013, que incluye, entre otras modificaciones, la eliminación del límite de
inyección previa y el ajuste del registro anual de dos períodos. La Sociedad había solicitado participar de este programa y se
registró a través Resolución N°13/2015 emitida por la Secretaría de Política Económica y Planificación del Desarrollo del
entonces Ministerio de Economía y Finanzas Públicas.
En abril de 2014, la ex-SE, mediante su Resolución N° 226/2014, implementó el Esquema de Racionalización de uso del gas
natural, que reduce el subsidio a los productores que estén dentro del Plan de la Resolución CPCEPHIH N° 1/2013 mediante
la aplicación de un nuevo esquema de precios para los segmentos residencial y de GNC. Este esquema propone la reducción
de consumo para los clientes residenciales, con el beneficio de mantener la tarifa en caso de una reducción mayor al 20%
respecto al año anterior, o de un aumento parcial (50% respecto del aumento que aplica a quienes no reduzcan su consumo)
en caso que la baja interanual en el consumo se ubique entre el 5 y el 20%. En caso contrario, que no exista reducción de
consumo, el nuevo esquema de precios de segmento residencial es escalonado, con una primera etapa a partir del 1° de abril
de 2014, una segunda desde el 1° de junio, y finalmente la tercera a partir del 1° de agosto, con aumentos promedio del
150%, 300%, y 500% respectivamente. Asimismo, el mismo esquema de precios deja fuera de todo incremento de precios a la
zona sur del país (por cuestiones climáticas), específicamente a los clientes que se encuentren en la zona de Camuzzi Gas del
Sur o alguna su distribuidora de la zona. En cuanto al sector de GNC, establece aumentos de 24%, 36%, y 48%,
respectivamente para cada una de las etapas de aplicación de variaciones al alza de precios. En abril de 2016, la Resolución
N° 28/2016 del Ministerio de Energía y Minería aumentó el precio del gas natural para el segmento residencial, lo que
representa un aumento promedio de aproximadamente 500%. Esta nueva regulación también fomenta la reducción del
consumo por los usuarios residenciales mediante la aplicación de descuentos a las tarifas de entre un 20% y un 50% si los
usuarios a reducen el consumo en un 15% o más en comparación con el año anterior. Adicionalmente, se estableció una tarifa
social para los usuarios de bajos recursos.
En agosto de 2014, el ex-Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, mediante su Resolución N° 139/2014, realiza nuevas
modificaciones a la Resolución N° 60/2013 de la Comisión, entre las que se destacan la eliminación del tope máximo de
inyección previa, y asimismo establece dos períodos anuales de inscripción. La Compañía realizó su presentación para ser
incluido en este Programa, resultando inscripta en el mismo mediante la Resolución Nº 13/2015 de la Secretaría de Política
Económica y Planificación del Desarrollo del entonces Ministerio de Economía y Finanzas Públicas.
En octubre de 2014, mediante la Resolución N° 231/2014, la entonces Comisión determina que el precio de gas natural
destinado al consumo de GNC se modificará mensualmente en el mismo porcentaje en que se haya modificado el precio
promedio de la nafta súper de más de 93 RON, con una publicación en página web de la ex-SE. En abril de 2016, la Resolución
N° 34/2016 del Ministerio de Energía y Minería deroga la Resolución N° 231/2014 e incrementó el precio del gas natural
destinado al consumo de GNC estableciendo un esquema de fijación de precios para la cuenca, con precios entre USD
4,80/MMBTU y USD 5,70/MMBTU. Esto representa un aumento entre 200% y 250%. Estos precios fueron establecidos en pesos
y no se fijó actualización mensual alguna.
En diciembre de 2015, la nueva administración dispuso la disolución de la Comisión. Las competencias asignadas a la
Comisión fueron asumidas por el Ministerio de Energía y Minería. Mediante el Decreto N° 272/2015, el Ministerio de Energía y
Minería tiene la función de realizar una revisión exhaustiva de las normas relativas a los requisitos de registro y revelación
aplicables a las empresas que operan en el sector del petróleo y el gas. Sin embargo, hasta tanto se determinen los cambios
en las leyes o regulaciones, la Compañía no puede estimar cómo dichos cambios pueden afectar su negocio y los resultados
de sus operaciones. Los cambios realizados en relación con el Ministerio de Energía y Minería, o cualquier otro cambio en el
marco regulatorio, pueden tener un efecto adverso en los negocios, ingresos y operaciones de las empresas que operan en el
sector de petróleo y gas en la Argentina, incluyendo a la Compañía.
121
Retenciones a las exportaciones
Del precio de venta de las exportaciones de hidrocarburos se deducen los impuestos retenidos. La Ley de Emergencia Pública
establece retenciones de impuestos a las exportaciones de hidrocarburos por un periodo de cinco años a partir del 1 de
marzo de 2002, que se extendió por un periodo de cinco años más a partir de enero de 2007 de conformidad con la Ley Nº
26.217, luego prorrogado por cinco años más a partir de enero de 2012, por la Ley N° 26.732.
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 ex-Ministerio de
Economía y Producción, que establecía la aplicación de un derecho de exportación creciente.
En octubre 2014, mediante Resolución N° 803/2014, el ex-Ministerio de Economía y Finanzas modificó la alícuota de
retención a la exportación de hidrocarburos conforme a un cuadro de precios y alícuotas determinado, con porcentajes entre
el 10% y el 13%.
A partir del 1 de enero de 2015 entró en vigencia la Resolución N° 1.077/2014 del ex-Ministerio de Economía y Finanzas
Publicas, que deroga la Resolución N° 394/2007 y su modificatoria la Resolución N° 803/2014. Estableciendo que cuando el
Precio Internacional sea menor a USD 71 por barril la alícuota de retención a aplicar será del 1% y si el Precio Internacional
es mayor o igual a USD 71 por barril, en dicha Resolución se aplicará una alícuota de retención creciente.
Las exportaciones de gas natural se encuentran gravadas por la Resolución Nº 127/2008 del entonces Ministerio de Economía
(que modificó la Resolución N° 534/2006). Las exportaciones de gas natural están sujetas a una retención a cuenta aplicada
al 100% del mejor precio fijado para el gas natural en virtud de cualquier acuerdo aplicable a las importaciones de gas
natural en Argentina. En virtud de la Resolución N° 127/2008, el método de cálculo de la retención de impuestos sobre las
exportaciones de petróleo crudo, en virtud de las Resoluciones N° 394/2007 y 1/2013, también es aplicable a GLP. La
Resolución N° 60/2015 del ex-Ministerio de Economía reduce la retención de impuestos sobre las exportaciones de GLP del
45% al 1% y la Resolución N° 36/2015 de la ex-SE modificó el método de cálculo de los precios de los productos de GLP.
Ver “Factores de Riesgo –Los impuestos a las exportaciones y las regulaciones a las importaciones de los productos de la
Compañía han afectado y podrían seguir afectando en forma negativa la rentabilidad de las operaciones de la Compañía”.
Márgenes de Downstream
Los márgenes de downstream se redujeron significativamente después de la promulgación de la Ley de Emergencia Pública
en enero de 2002. Desde entonces, el Gobierno Argentino ha intervenido activamente en el mercado de combustible para
garantizar el suministro y limitar los aumentos nacionales en el precio de la nafta y el diesel en el sector minorista en el
mercado doméstico. Ver "Factores de Riesgo- Las limitaciones sobre los precios internos en la Argentina podrían afectar en
forma adversa los resultados de las operaciones de la Compañía."
Con el fin de asegurar el abastecimiento interno, frente a la creciente demanda y la incapacidad de las refinerías argentinas
para aumentar significativamente los niveles de producción, en 2006 la Secretaría de Comercio Interior promulgó la
Resolución N° 25/2006, la cual obligó a las empresas refinadoras a cubrir la totalidad de la demanda de gas oil del mercado
interno, en base a igual a la demanda para el mismo mes del año anterior, más una variación estimada de mercado.
En virtud de la Ley N° 26.022, las importaciones de gas oil y diesel oil y las ventas en el mercado interno de los volúmenes
importados durante 2006 y 2007 estaban exentos del impuesto sobre los combustibles líquidos y el gas natural, del impuesto
sobre el gas oil y otros. Durante los años siguientes, esta exención se incorporó en la Ley de Presupuesto de Argentina y
desde la SE, actual Ministerio de Energía y Minería, ha emitido varias resoluciones que propone que los operadores del
mercado de hidrocarburos participen en este régimen. La Sociedad se basó en esta exención de impuestos para importar
162,563 metros cúbicos de diesel en 2013 y 170,733 metros cúbicos de combustible líquido en el año 2014. En marzo de 2015,
la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas emitió la
Resolución N°35/2015 revocando la exención de impuestos sobre el diesel y nafta importada a partir de enero de 2015.
A principios de 2007, el Gobierno Argentino permitió aumentos graduales en los precios del combustible, lo que facilitó una
recuperación parcial de los márgenes. El 10 de abril de 2013, la Resolución Nº 35/2013 de la Secretaría de Comercio Interior
fijó los precios máximos de venta de combustibles líquidos para un período de seis meses y luego se extendió durante 45 días
adicionales (Resolución Nº 108/2013).
122
En enero de 2014, a raíz de la depreciación del peso frente al dólar estadounidense, los precios locales del petróleo y del
combustible disminuyeron temporalmente. Los precios internacionales del petróleo crudo y productos petrolíferos
relacionados disminuyeron significativamente durante el segundo semestre de 2014. Como resultado de ello, en octubre de
2014, el ex-Ministerio de Economía emitió la Resolución N° 803/2014, que fue posteriormente sustituida por la Resolución N°
1.077/2014, la cual establece un esquema de retención de impuestos reducida para asegurar la rentabilidad de la industria
de los hidrocarburos y el nivel de inversión con el fin de lograr el autoabastecimiento. Por otra parte, el Gobierno Argentino
emitió el Decreto N° 2579/2014, estableciendo una reducción de impuestos sobre el transporte de ciertos productos de
diesel oil y nafta sin plomo, y el impuesto para infraestructura hídrica que se aplican a las transferencias de determinados
productos de nafta sin plomo. En enero de 2015, los precios minoristas en pesos de diesel oil y nafta se redujeron en un 5%.
El precio del petróleo nacional se redujo en USD 7 por barril en el primer trimestre de 2015 en comparación con el precio
vigente al 31 de diciembre de 2014. En febrero de 2015 la Comisión, mediante la Resolución N° 14/2015, creó el “Programa
de Estímulo a la Producción de Petróleo Crudo” que prevé de pago de estímulos de exportación y/o producción para
empresas registradas sujetas a ciertos requisitos. Adicionalmente, en marzo de 2015, el ex-Ministerio de Economía emitió la
Resolución N° 35/2015 revocando la exención de impuestos sobre el gasóleo y la gasolina importada a partir de enero de
2015.
En diciembre de 2015, el precio del crudo Brent descendió por debajo de USD 38 por barril, lo que significa una disminución
de aproximadamente el 28% del precio promedio del año 2015 de USD 52,30 por barril. Los precios locales de petróleo
registraron una disminución adicional del 10% en 2016, en comparación con el precio vigente a 31 de diciembre de 2015, lo
que resulta en un precio de USD 67,50 y USD 54,90 por barril de crudo Medanito y Escalante, respectivamente. A la fecha de
emisión del presente Prospecto, los precios del petróleo crudo y productos refinados locales en general superan los precios
internacionales.
El 9 de marzo de 2016, el Ministerio de Energía y Minería emitió la Resolución N° 21/2016 creando un programa de estímulo a
la exportación de los excedentes de petróleo crudo, luego que la demanda interna de petróleo crudo Escalante de la Cuenca
del Golfo San Jorge se satisfaga, que se encuentra vigente a partir del 1 de enero de 2016 hasta el 31 de diciembre de 2016.
Los pagos estímulos serán realizados en la medida en que el precio promedio del petróleo Brent no exceda de USD 47 por
barril dos días antes y dos días después del envío. La compensación a ser pagada por el Gobierno Argentino ascenderá a USD
7,50 por barril, siempre y cuando se cumpla el criterio.
La Compañía no puede asegurar que el Gobierno Argentino no continuará realizando cambios regulatorios que podrían afectar
adversamente sus márgenes en sentido descendente.
Generación de electricidad
Con la sanción de la Ley de Emergencia Pública, en 2002 el Gobierno Nacional implementó la pesificación de los precios en
dólares en el MEM y estableció un valor máximo para los precios de gas destinado al abastecimiento de la generación de
energía eléctrica. Como resultado de las medidas, los precios de la electricidad dejaron de reflejar los costos totales de
generación. Este desfasaje derivó en un paulatino agotamiento del Fondo de Estabilización, lo que provocó un déficit
creciente del mismo impidiendo a CAMMESA saldar normalmente sus cuentas con los agentes del mercado.
Para recomponer el Fondo de Estabilización, el Gobierno Nacional realizó sucesivos aportes y, adicionalmente, restableció la
aplicación de los ajustes estacionales, reconociendo en la fijación de los precios mayoristas spot los mayores costos derivados
de los incrementos del precio del gas natural. Posteriormente, la ex-SE creó dos fondos de inversión denominados
FONINVEMEM I y II, 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. El financiamiento del FONINVEMEM I y II se realizó a través del
aporte del 35% y el 50% de las acreencias que resulten en concepto de diferencia entre el precio de venta de la energía y el
costo variable de generación por el periodo 2004-2006 y en el año 2007, respectivamente. El valor de todas las acreencias
aportadas del mercado eléctrico mayorista se estima en USD 530 millones para todos los períodos, de los cuales la Sociedad
aportó USD 55 millones, USD 39 millones correspondientes al FONINVEMEM I y USD 16 millones a FONINVEMEM II.
El 17 de octubre de 2005 y bajo los términos de la Resolución N° 1.193 de la ex-SE, la Sociedad 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, la Termoeléctrica Manuel Belgrano y Termoeléctrica José de San Martín. El costo de
construcción de las plantas fue de aproximadamente USD 1.3 millones de dólares y fue financiado con aportes al
FONINVEMEM I y II, con un cargo adicional impuesto a los consumidores, y con aportes del Gobierno Argentino.
123
Las turbinas de gas de las Centrales Termoeléctricas José de San Martín y Manuel Belgrano estaban operando en ciclo abierto
el 31 de diciembre de 2009 y en ciclo combinado a partir del primer trimestre de 2010.
Para el 31 de diciembre de 2009 los fondos aportados por la Compañía al FONINVEMEM II se habían recuperado en su totalidad
mediante la inversión en proyectos de generación de electricidad adicionales en virtud de la Resolución N° 564/2007 de la
ex-SE, por el cual la Sociedad construyó Genelba Plus, una planta termoeléctrica de 165 MW, cerca de la Central Genelba
existente.
La Compañía comenzó a recuperar los importes contribuyeron al FONINVEMEM I en 120 cuotas mensuales en marzo de 2010,
con la autorización de las operaciones comerciales de ambas plantas de energía en el modo de ciclo combinado antes
mencionada.
En 2008, como consecuencia del aumento del déficit en el Fondo de Estabilización, la deuda de CAMMESA con las empresas
generadoras, incluyendo las situadas en los Estados Unidos, aumentó gradualmente. Por lo tanto, las empresas generadoras
sólo recibían el pago de CAMMESA por los costos variables de producción y por el poder y los servicios tales como el sistema
de respuesta de frecuencia primaria, pero no para el margen (entre el precio spot y el costo variable de producción) en las
ventas al mercado spot. A los efectos de resolver esta situación y asegurar el suministro de generación, la ex-SE emitió la
Resolución N° 724/08 destinada a mejorar la prioridad de cobro de las empresas generadoras. En virtud de esta resolución,
las empresas generadoras fueron capaces de presentar proyectos para la ampliación de la vida útil y/o la capacidad de
generación de sus unidades con el fin de garantizar la prioridad en el cobro de los saldos acreedores adeudados por
CAMMESA.
Durante el año 2010, se sancionaron varias 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 recibieran
en cesión los contratos de gas y transporte 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, las empresas generadoras 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 la Resolución N° 7.548 de la ex-SE, aplicable a la energía vendida
en virtud del Programa de Energía Plus. A la fecha del presente Prospecto, las mencionadas resoluciones se han renovado y
permanecen vigentes.
En noviembre de 2010, se firmó un acuerdo entre los generadores y la ex-SE para comenzar la readaptación del MEM y dar
cumplimiento a la Resolución N° 1.427/2004. Con ese acuerdo, los generadores térmicos comenzaron a percibir un precio
más alto por la potencia mensual puesta a disposición en función de su disponibilidad. Asimismo, se reconocieron mayores
costos por operación y mantenimiento según el combustible que se utilizaba para la generación. En tanto, los generadores se
habían comprometido a continuar con sus planes de inversiones en mantenimiento y a una nueva inversión con las
liquidaciones de venta con fecha de vencimiento a definir que no se encontraran dentro del marco de la Resolución N°
724/08. A partir del año 2012, el Acuerdo se dio por finalizado.
En noviembre de 2011, fue aprobado un nuevo precio estacional para el periodo entre noviembre de 2011 y abril de 2012,
reflejando valores cercanos a los costos reales del mercado. En resoluciones posteriores, las entidades regulatorias
comenzaron en forma conjunta a reducir las subvenciones concedidas anteriormente a determinados sectores industriales,
comerciales y residenciales. Estas medidas están destinadas principalmente a proporcionar una mayor previsibilidad a los
agentes del mercado y el apoyo a un reajuste económico y financiero de las transacciones económicas en el MEM.
En marzo de 2013, la ex-SE sancionó la Resolución Nº 95/2013 que implicó la modificación en el esquema de remuneración de
los Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM exceptuando a los Generadores Plus, la Generación
Hidroeléctrica Binacional y la Generación Nuclear entre otros. Entre las principales modificaciones de aplicación para los
Generadores que han adherido a este nuevo esquema se encuentran:
Cambios en la remuneración de los agentes generadores según su escala de producción y tecnología. Se remuneran costos
fijos y variables no combustibles y una remuneración adicional; estos últimos dos ítems se pagarán en función de la
generación de cada máquina, destinándose parte de la remuneración adicional a un fideicomiso para financiar obras del
sector eléctrico.
Suspensión transitoria de las contrataciones entre privados, tanto de energía eléctrica como de combustibles e insumos
asociados, que serán administrados por CAMMESA.
En mayo de 2014 se emitió la Resolución N°529/2014 de la SE, actual Ministerio de Energía y Minería, que actualizó los
precios vigentes en la Resolución N° 95/2013 de la ex-SE e introdujo los siguientes cambios:
124
Creó un incentivo sobre los precios para la oferta térmica en los meses más críticos de demanda, mejorando la
remuneración de los generadores con alta disponibilidad.
Creó un nuevo concepto remunerativo llamado “Remuneración para Mantenimientos No Recurrentes”. Dicho concepto, es
devengado y sólo pagado al generador que realiza trabajos de mantenimiento sobre el equipamiento actual que permita
sostener o incrementar su disponibilidad.
La Resolución Nº 95/2013, modificada por la Resolución N° 529/2014, establece cambios en los métodos establecidos por el
MEM para determinar la remuneración a las empresas generadoras de acuerdo con la escala de producción y la tecnología que
afectan las operaciones complejas del Ciclo Combinado Genelba y Pichi Picún Leufú.
En julio de 2015, y con efecto retroactivo al mes de febrero de 2015, se dictó la Resolución Nº 482/2015 de la SE en la cual
se actualizaron los valores remunerativos de la Resolución Nº 529/2014, incorporando los siguientes conceptos remunerativos
discriminados por escala de producción y la tecnología:
Recurso para las inversiones del FONINVEMEN 2015-2018, los cuales serán asignados a aquellos generadores participantes
de proyectos de inversión aprobados por la ex-SE.
Incentivos a la producción de energía y la eficiencia operativa.
En diciembre de 2015, el Gobierno Argentino, mediante el Decreto Nº 134/2015, declaró el estado de emergencia con
respecto al sistema eléctrico, el cual tendrá vigencia hasta el 31 diciembre de 2017. El estado de emergencia permite al
Gobierno Argentino tomar acciones destinadas a garantizar el suministro de electricidad en Argentina, tales como instruir al
Ministerio de Energía y Minería de la Nación a elaborar y poner en práctica, con la colaboración de todas las entidades
públicas nacionales, un programa coordinado para garantizar la calidad y la seguridad del sistema eléctrico y racionalizar el
consumo de energía de las entidades públicas.
En marzo de 2016, la Resolución N° 22/2016 emitida por el Ministerio de Energía y Minería establece una mejora en la
compensación establecida para los generadores de electricidad, con efecto retroactivo a partir de febrero el año 2016.
Regulaciones de Empresas de Servicios Públicos
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, teniendo en cuenta los siguientes criterios: (i) el impacto de las tarifas en la competitividad económica y en la
distribución de ingresos; (ii) la calidad de los servicios y los planes de inversión previstos en los contratos; (iii) el interés de
los usuarios y la accesibilidad a los servicios; (iv) la seguridad de los sistemas comprendidos; y (v) la rentabilidad de las
empresas.
En julio de 2003, fue creada la UNIREN bajo la jurisdicción conjunta del ex-Ministerio de Economía y el ex-Ministerio de
Planificación Federal. La misión de la UNIREN era, entre otros fines, prestar asistencia en la renegociación de los contratos
con empresas de servicios públicos, suscribir acuerdos integrales o parciales con las empresas de servicios públicos y elevar
proyectos normativos relacionados con precios y tipos de ajustes transitorios. De conformidad con la Ley N° 27.200, aprobada
en diciembre de 2015, el plazo para renegociar los contratos de obras públicas y los servicios públicos se extendió al 31 de
diciembre de 2017.
El 7 de abril de 2014, el ENARGAS mediante la Resolución N° I-2852/2014 aprobó los cuadros tarifarios aplicables al servicio
público de Transporte de Gas Natural a cargo de TGS vigentes a partir del 1 de abril de 2014. Los cuadros tarifarios disponen
un incremento escalonado del 8% a partir del 1 de abril de 2014, del 5,5% a partir del 1 de junio de 2014 y el 5,3% a partir del
1 de agosto de 2014, o un incremento acumulado del 20%.
El 5 de junio de 2015, el ENARGAS emitió la Resolución Nº 3.347, complementaria de la Resolución N° 2852/2014, por la cual
aprueba un incremento en los cuadros tarifarios aplicables al servicio público de transporte de Gas Natural a partir del 1 de
mayo de 2015. Estos incrementos significan para TGS un aumento transitorio del 44,3% en el precio del servicio de transporte
de gas natural y del 73,2% en el CAU.
El 16 de febrero de 2016, el Gobierno Argentino, mediante el Decreto N° 367/2016, disolvió la UNIREN y transfirió la
responsabilidad de renegociar los contratos de servicios públicos a los ministerios con competencia en las actividades
relevantes. El Ministerio de Energía y Minería, junto con el Ministerio de Hacienda y Finanzas Públicas asumieron las
funciones de la UNIREN respecto TGS.
125
Adicionalmente, la nueva administración, mediante el Decreto N° 367/2016 faculta en forma conjunta a los ministerios
competentes junto con el Ministerio de Hacienda y Finanzas Públicas, a la conclusión de acuerdos parciales de renegociación
contractual y temporal de los precios y tarifas que sean necesarios para garantizar la continuidad de la prestación normal de
los respectivos servicios públicos, hasta la suscripción de la renegociación integral acuerdos contractuales, que se harán
antes de la revisión tarifaria integral.
Estos aumentos transitorios se han realizado en virtud de los futuros aumentos permitidos de conformidad con el proceso de
renegociación integral. De acuerdo con la Resolución N° 31/2016, TGS y el ENARGAS deben llegar a un acuerdo para concluir
el proceso de renegociación en los próximos doce meses siguientes a la emisión de la Resolución N° 3.724/2016.
El 31 de marzo de 2016, el ENARGAS emitió la Resolución N° 3724, que aprueba el esquema tarifario a partir del 1 de abril de
2016, incluyendo a la CAU para el segmento de negocios de Transporte de Gas, lo que representa un aumento del 200,1%.
Este incremento está asociado con la implementación de un Plan de Inversión Obligatoria que deberá cumplir TGS entre abril
de 2016 y marzo de 2017, implicando inversiones de capital por Ps. 794,3 millones supervisados por el ENARGAS. Por otra
parte, TGS presentará evidencia de cumplimiento del Plan de Inversión mencionado para obtener la autorización previa del
ENARGAS para pagar dividendos.
Estos incrementos significan un reconocimiento parcial de los reclamos administrativos previos iniciados por TGS. Es por ellos
que TGS continuará con las acciones legales iniciadas en pos de resguardar sus derechos, incluyendo las que resulten
necesarias para concretar la firma del Acuerdo Integral. Ver “El Negocio – Gas y Energía – Transporte de Gas – Proceso de
Renegociación de TGS”.
Reestructuración de la deuda de CIESA
Con fecha 13 de julio de 2012, CIESA, el Grupo Pampa y la Sociedad llegaron a un acuerdo transaccional por el cual las partes
involucradas desistieron de todos los reclamos, acciones y derechos bajo los juicios tramitados en los Tribunales de Nueva
York, extinguiéndolos. Como resultado del acuerdo, CIESA canceló la totalidad de su deuda financiera mediante (i) la
transferencia al Grupo Pampa del 4,3% de las acciones de TGS; (ii) el pago de aproximadamente USD 130 millones; (iii) la
condonación de la deuda financiera remanente; y (iv) la suscripción de una quinta modificación al Acuerdo de
Reestructuración, mediante la cual, una vez obtenida la aprobación gubernamental pendiente, el Grupo Pampa recibirá
acciones representativas del 40% del capital social de CIESA que se encuentran bajo el dominio fiduciario de The Royal Bank
of Scotland N.V., Sucursal Argentina.
En virtud de la celebración del acuerdo mencionado, el 2 de enero de 2013 CIESA notificó a la CNV la cancelación de sus
Obligaciones Negociables. El 30 de mayo de 2013, la CNV aprobó la retirada de CIESA de la oferta pública y cotización a
través de la Resolución N° 17.904.
Ver “El Negocio – Gas y Energía - Transporte de Gas – TGS” y Nota 17.1.4 a los “Estados Financieros Anuales”.
Conversión de los contratos operativos en Venezuela
En abril de 2005, el Ministerio de Energía y Petróleo de Venezuela, instruyó a la compañía venezolana Petróleo de Venezuela
(“PDVSA”), a revisar los convenios operativos celebrados con empresas petroleras entre 1992 y 1997. Adicionalmente, el
Ministerio instruyó a PDVSA a tomar todas las medidas necesarias para convertir los convenios operativos a la modalidad de
empresas mixtas, en las que al Estado Venezolano, a través de PDVSA, le correspondería una participación mayoritaria.
En marzo de 2006, que, a través de las empresas vinculadas en Venezuela, se ha firmado un memorando de entendimiento
con PDVSA y el CVP con el fin de efectuar la migración de los cuatro convenios operativos preexistentes. Como resultado,
todos los acuerdos de servicio de operación fueron convertidas en empresas mixtas en las que el Gobierno de Venezuela, a
través de la CVP, posee al menos el 60% del capital social y las empresas privadas sostienen los restantes.
Las condiciones operativas configuradas a partir de la conversión de los contratos pre existentes 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
particularmente, a los planes de negocio del desarrollo de las reservas de las compañías mixtas.
Ver Nota 17.2 a los “Estados Financieros Anuales” y “El Negocio – Exploración y Producción de Petróleo y Gas – Producción –
Producción en el Exterior – Venezuela” y “Factores de Riesgo - La economía argentina podría verse afectada en forma
126
adversa por acontecimientos económicos en otros mercados y por efectos “contagio” más generalizados, y ello podría tener
un efecto significativo adverso sobre el crecimiento económico de la Argentina”.
Precios de las Commodities
Los resultados de las operaciones y el flujo de fondos de la Sociedad están expuestos a la volatilidad de los precios
internacionales, principalmente del petróleo crudo y de sus productos derivados.
Los precios internacionales del petróleo crudo han experimentado grandes fluctuaciones en los últimos años. Los cambios en
los precios del petróleo crudo generalmente traen aparejados cambios en los precios de los productos derivados del petróleo.
El año 2015, el promedio anual del petróleo Brent, referencia de los crudos globales, continuó disminuyendo llegando USD
52,3 por barril. Una nueva disminución dejó al precio promedio en USD 37,7 por barril en diciembre de 2015. El 15 de abril
de 2016, el precio Brent promedio se situó en 43,09 por barril.
Ver “Factores de Riesgo - Las caídas significativas o prolongadas y la volatilidad de los precios del petróleo crudo, los
productos derivados del petróleo y el gas natural pueden tener un efecto adverso sobre los resultados de las operaciones y la
situación financiera de la Compañía”.
Producción de petróleo y gas en la Argentina
Las reservas de petróleo y gas en Argentina han experimentado en los últimos años una tendencia decreciente. Según datos
oficiales de la ex-SE las reservas comprobadas de petróleo y gas han disminuido un 9% en el período 2009-2014. En 2015, la
producción de petróleo promedió los 532 mil barriles por día, manteniéndose estable respecto a 2014. En tanto que la
producción de gas tuvo un incremento del 3,6% en el mismo período, alcanzando los 117,8 millones de metros cúbicos de gas
por día.
En este contexto, las reservas de petróleo y gas de la Sociedad en Argentina han disminuido un 12% en 2015. La producción
equivalente de la Compañía disminuyó un 14% en 2015 y obedece principalmente a la venta de la participación en las áreas
Santa Cruz I, Santa Cruz I Oeste y Santa Cruz II, todas de la Cuenca Austral, y en menor medida, al declino natural que
caracteriza a los campos maduros en Argentina.
El plan de negocios prevé la concreción de inversiones exploratorias en Argentina.
Debido a los riesgos de la actividad exploratoria, la Dirección de la Sociedad no puede asegurar la reversión de la tendencia
declinante de sus reservas en Argentina.
Operaciones en Ecuador
A partir del año 2006 el Gobierno Ecuatoriano implementó profundas reformas tributarias y regulatorias en la actividad
hidrocarburífera, modificando significativamente las condiciones establecidas en oportunidad del otorgamiento de los
contratos de participación.
Ver Nota 30 a los “Estados Financieros Anuales” y “El Negocio – Exploración y Producción de Petróleo y Gas – Producción –
Producción en el Exterior – Ecuador” y “Factores de Riesgo - La economía argentina podría verse afectada en forma adversa
por acontecimientos económicos en otros mercados y por efectos “contagio” más generalizados, y ello podría tener un efecto
significativo adverso sobre el crecimiento económico de la Argentina”.
Cambios en el portafolio de activos y concesiones de E&P
En diciembre de 2011, la Compañía cedió 100% del bloque CAA-40 y también renunció a su participación en el bloque CAA-46,
en la Cuenca offshore de Malvinas.
El 31 de mayo de 2012 la Sociedad acordó la compra del 39,671% de la participación accionaria en PELSA, empresa dedicada
a las actividades de exploración y producción de petróleo y gas en Argentina, a su sociedad controlante Petrobras
Participaciones S.L., por un precio USD 249,4 millones. A partir de esa fecha, la Sociedad tiene el control societario de PELSA
con una tenencia accionaria del 58.88%. Ver "Punto 7. Principales Accionistas y Operaciones con Partes Relacionadas-
Transacciones con Partes Relacionadas adquisición de empresas."
127
En 2013, la Provincia de Chubut aprobó la prórroga por el término de diez años del contrato de concesión de las áreas El
Tordillo y La Tapera-Puesto Quiroga.
El 31 de Enero de 2014, el Directorio de la Sociedad aprobó la venta a YPF S.A. de la totalidad de su participación en el
Yacimiento Puesto Hernández Operación Conjunta (UTE), donde la compañía era el operador y poseía una participación del
38,45%. Esta operación representó para la Sociedad una terminación anticipada del contrato celebrado con YPF S.A. en 1991
para operar Puesto Hernández, que es un área situado en las provincias de Neuquén y Mendoza.
El 30 de diciembre de 2014, la legislatura de la Provincia de Río Negro ratificó el acuerdo firmado con el Gobierno de la
Provincia de Río Negro para extender por un período adicional de 10 años las concesiones en los yacimientos 25 de Mayo-
Medanito SE, Jagüel de Los Machos y Río Neuquén. La Compañía es operadora en esas tres áreas y es titular de una
participación del 100% en campos de producción de 25 de Mayo-Medanito S. E. y Jagüel de los Machos en la Provincia de Río
Negro. Por otra parte, como parte del acuerdo para extender las concesiones, se ha acordado transferir el 5% de los derechos
y obligaciones derivados de la concesión de la Compañía en el campo Río Neuquén a la Empresa de Desarrollo
Hidrocarburífero Provincial S.A. (EDHIPSA), como consecuencia, la participación de la Compañía en esta área luego de
implementada la transferencia, será del 95%. A la fecha del presente Prospecto, dicha transferencia se encuentra pendiente.
El 30 de diciembre de 2014, la legislatura de la Provincia de Río Negro también ratificó el acuerdo firmado con PELSA (como
operador relevante en el área) para extender por un período adicional de 10 años su concesión.
La Sociedad se comprometió a erogar en exploración y explotación de hidrocarburos un total estimado de 907,7 millones de
dólares desde la entrada en vigencia del acuerdo hasta el nuevo vencimiento de las concesiones, de los cuales 450,7 son
hasta el 2017, 266,1 del 2018 al 2020 y 190,9 del 2021 en adelante.
PELSA se comprometió a erogar en exploración y explotación de hidrocarburos un total estimado de 491,8 millones de dólares
desde la entrada en vigencia del acuerdo hasta el nuevo vencimiento de las concesiones, de los cuales 172,8 son hasta el
2017, 139,9 del 2018 al 2020 y 179,1 del 2021 en adelante.
El 4 de marzo de 2015, la Secretaría de Energía de la Provincia de Salta ha concedido a la Sociedad, mediante la Resolución
N° 07/2015 una extensión del segundo período de exploración del área de concesión Chirete por un período de dos años. El
19 de marzo de 2015, el Directorio de la Sociedad aprobó la transferencia de una participación del 50% en la zona Chirete a
High Luck Group, lo que fue ratificado por las autoridades de la Provincia de Salta mediante el Decreto Nº 3.129 el 10 de
septiembre de 2015. El 19 de noviembre de 2015, la Secretaría de Energía de la Provincia de Salta otorgó una extensión de
un año del segundo período de exploración, que por lo tanto expira en noviembre de 2016.
El 30 de marzo de 2015, el Directorio de la Sociedad aprobó la venta a CGC de la totalidad de sus participaciones en la
Cuenca Austral en Argentina, que incluyó su interés en las UTE en Santa Cruz I, Santa Cruz I Oeste, Glencross y Estancia
Chiripá, los activos asociados con Santa Cruz II, Punta Loyola Pier y oleoductos y gasoductos operados en la cuenca, por un
precio total de USD 101 millones. El resultado reconocido antes de impuestos fue de Ps. 675 millones imputado en Otros
Resultados Operativos (Ver Nota 9 a los Estados Financieros Anuales). Las concesiones referidas cubren un área de 11.500
km2 y se encuentra en la provincia de Santa Cruz. Al momento de transferir la participación en las concesiones, la porción de
la Sociedad sobre la producción de petróleo y gas diaria combinada Cuenca Austral era de aproximadamente 15.000 barriles
de petróleo equivalente por día.
El 24 de julio de 2015, la Provincia del Neuquén aprobó, mediante el Decreto N° 1.600/2015, la cesión del 50% de la
participación de la Sociedad en el área Parva Negra Este a favor de ExxonMobil Exploration Argentina S.R.L.
En agosto de 2015, la Provincia de Río Negro otorgó a PELSA la Concesión de Explotación del Lote Jarilla Quemada, el cual
formaba parte del área de exploración Agua Amarga.
El 7 de septiembre 2015, la Provincia de La Pampa tomó posesión de la porción pampeana del área de Jagüel de los Machos,
como consecuencia de la expiración del plazo de la concesión original. A pesar de que se había llegado a un acuerdo entre el
gobierno de la Provincia de La Pampa y la Compañía antes de la expiración de dicha concesión, con el fin de ser vinculante,
el acuerdo requiere la aprobación de la legislatura provincial.
En octubre y noviembre de 2015, en cumplimiento del Artículo 5.2 de los respectivos convenios de asociación de Enarsa 1 y
Enarsa 3 en vigencia desde abril y noviembre de 20016, respectivamente, la Sociedad comunicó a los socios en aquellas áreas
su decisión de no participar en la reconversión de los mismos en permisos de exploración. La Sociedad informó la decisión
mencionadas a la ex-SE y al Ministerio de Energía y Minería respecto a las áreas de Enarsa 1 y Enarsa 3 en noviembre de 2015
y de marzo de 2016, respectivamente.
128
Adicionalmente a lo indicado en la Nota 29.6 a los “Estados Financieros Anuales”, en Argentina, por su participación en los
consorcios que tienen a su cargo la exploración de las áreas petroleras Río Colorado, Río Atuel y Parva Negra Este, al 31 de
diciembre de 2015 la Sociedad mantiene compromisos de inversión por aproximadamente USD 9 millones, los cuales incluyen
la perforación de pozos exploratorios. Por último, PELSA mantiene compromiso de inversión por USD 22 millones. Del total de
ambos, 8 son hasta el 2017, 11 del 2018 al 2020 y 12 del 2021 en adelante.
Desinversión en Distrilec
El 30 de enero de 2013 la Sociedad vendió la totalidad de su participación indirecta del 48,5% de Distrelec, sociedad
controlante de Edesur por USD 35 millones, generando una pérdida de Ps. 34 millones. Ver Nota 17.1.1 a la los “Estados
Financieros Anuales”.
129
ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2015,
2014 Y 2013
El siguiente cuadro expone los resultados consolidados de la Sociedad correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de
diciembre de 2015, 2014 y 2013:
Las cifras a continuación se expresan en millones de pesos.
130
Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015 comparativo con el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
2014.
Las cifras a continuación se expresan en millones de pesos.
Utilidad neta: La utilidad neta atribuible a los accionistas de la Sociedad en 2015 aumentó 395 u 86,2%, a 853 de 458 en
2014. Este aumento se debe principalmente al efecto de una disminución en las pérdidas registradas en otros resultados
operativos y resultados de inversiones valuadas bajo el método de la participación, parcialmente compensado por un
aumento en los gastos de administración y comercialización.
Ventas: Las ventas aumentaron 1.217 o 5,9% a 21.955 en 2015 de 20.738 en 2014. Este incremento se origina principalmente
por aumentos de 1.138, 617 y 73 en las ventas de los segmentos de Gas y Energía, de Refinación y Distribución y de
Petroquímica, respectivamente, parcialmente compensado por una disminución de 104 en las ventas del segmento de
Exploración y Producción de Petróleo y Gas. Las ventas intersegmentos ascendieron a 9.721 en 2015 y 9.214 en 2014, la
mayoría de las cuales se configuran entre Exploración y Producción de Petróleo y Gas, Refinación y Distribución y Gas y
Energía.
Utilidad bruta: La utilidad bruta en 2015 aumentó 153 o 2,4%, a 6.401 en 2015 de 6.248 en 2014. Este incremento se origina
principalmente por un aumento de 227 en la utilidad bruta del segmento de Gas y Energía, parcialmente compensado por
disminuciones de 204 y 129 en los segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas y de Petroquímica,
respectivamente. En 2015 se generó una mejora en las ventas intersegmentos, debido principalmente a las variaciones en los
niveles de crudo de la Refinería.
Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización se incrementaron por 505 o
20,9%, a 2.921 en 2015 de 2.416 en 2014, principalmente por aumentos de 278, 208 y 51 en los gastos de administración y
comercialización de los segmentos de Refinación y Distribución y de Exploración y Producción de Petróleo y Gas y Estructura
Central, respectivamente.
Gastos de exploración: Los gastos de exploración imputados a resultados totalizaron 148 en 2015 y 70 en 2014. El
incremento se debe al aumento de los gastos incurridos relacionados con los pozos no exitosos. Ver “Análisis de la Utilidad
Operativa - Exploración y Producción de Petróleo y Gas”.
Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos disminuyeron por 656 u 84,2%, totalizando pérdidas de 123 y
779 en 2015 y 2014, respectivamente. Esta variación se origina principalmente en el segmento de Exploración y Producción
de Petróleo y Gas que registró una pérdida de 570. Ver “Análisis de la Utilidad Operativa - Exploración y Producción de
Petróleo y Gas”.
Resultado de inversiones valuadas bajo el método de la participación: Los resultados de inversiones valuados bajo el
método de la participación representaron menores pérdidas por 445, a 1.290 en 2015 de 1.735 en 2014, principalmente por
menores pérdidas de 620 en el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, parcialmente compensado por
mayores pérdidas de 133 y 42 en los segmentos de Refinación y Distribución y de Gas y Energía, respectivamente.
Utilidad (pérdida) operativa: La utilidad operativa se incrementó por 671, a 1.919 en 2015 de 1.248 en 2014. Esta variación
se origina principalmente por aumentos de 857 y 195 en la utilidad operativa de los segmentos de Exploración y Producción
de Petróleo y Gas y de Gas y Energía, respectivamente, lo cual fue parcialmente compensado por una disminución de 372 y
115 en la utilidad operativa de los segmentos de Refinación y Distribución y de Petroquímica, respectivamente. Ver “Análisis
de la Utilidad Operativa - Exploración y Producción de Petróleo y Gas”.
Resultados financieros: Los resultados financieros representaron una pérdida de 53 en 2015, comparado con una ganancia
de 72 en 2014. La disminución se corresponde principalmente con un aumento del costo financiero de los planes de
beneficios al personal y menores ganancias de diferencias de cambio, efectos parcialmente compensados por una mejora de
los intereses netos como resultado de las mayores tasas de interés de las colocaciones financieras en 2015.
Impuesto a las ganancias: El cargo por impuesto a las ganancias representó pérdidas de 971 y 742 en 2015 y 2014,
respectivamente, en consonancia con los mejores resultados del 2015. El aumento de 31% corresponde a la mayor pérdida
por impuesto diferido, como consecuencia de los efectos de la mayor devaluación del peso por la conversión de operaciones
con moneda funcional distinta al peso, en comparación con 2014, ejercicio en el cual se registró un resultado por la
desvalorización de la inversión en OCP, pérdidas no deducibles impositivamente.
131
Análisis de la Utilidad Operativa
Los siguientes cuadros exponen el detalle de ventas consolidadas, utilidad bruta y utilidad operativa consolidada por unidad
de negocios, correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015 y 2014:
Las cifras a continuación se expresan en millones de pesos.
(1) Las regalías respecto del negocio de petróleo y gas se contabilizan como un costo de producción y no se deducen al
determinar las ventas. Las eliminaciones corresponden a ventas entre segmentos de negocios.
(2) Este segmento incluye Comercialización y Transporte de Gas y Electricidad.
(3) Ventas menos costo de ventas. Las eliminaciones corresponden a ventas entre segmentos de negocios y los costos
asociados a dichas ventas. Los términos de las operaciones entre segmentos son comparables con los ofrecidos por u
obtenidos de partes no vinculadas.
132
Exploración y Producción de Petróleo y Gas
Las cifras a continuación se expresan en millones de pesos.
Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento de negocios de Exploración y Producción de Petróleo y Gas aumentó
857 o 117% a 1.592 en 2015 de 735 en 2014, debido principalmente a una disminución en la pérdida de inversiones valuadas
bajo el método de la participación y una ganancia de 570 en la utilidad operativa.
Ventas: Las ventas del segmento de negocios correspondientes disminuyeron 104 o 1% a 10.449 en 2015 de 10.553 en 2014.
Argentina
Las ventas de las operaciones en Argentina disminuyeron 30, o 0,3%, a 10.331 en 2015 de 10.361 en 2014, principalmente
como consecuencia de una disminución en los volúmenes comercializados de petróleo y gas, que promediaron 67,4 miles de
barriles equivalente de petróleo BOE por día en 2015 y 77,7 miles de barriles equivalentes de petróleo por día en 2014,
parcialmente compensado por un aumento en los precios promedios de venta de gas. El menor volumen comercializado de
petróleo y gas se corresponde principalmente con la venta de los activos de la Cuenca Austral ocurrida en el primer trimestre
de 2015, y en menor medida por la declinación natural de los campos maduros, efectos parcialmente compensados por la
entrada en producción de nuevos pozos de gas y petróleo en la Cuenca Neuquina.
Las ventas de petróleo crudo reflejan una disminución de 890, o 10,8%, a 7.364 en 2015 de 8.254 en 2014, debido
principalmente a una disminución del 15,1% en el volumen comercializado, parcialmente compensado por un aumento del 5%
del precio promedio de venta, a Ps.647 por barril de Ps.616 por barril. El volumen comercializado totalizó 31,2 mil barriles
en 2015 y 36,7 mil barriles en 2014.
Las ventas de gas aumentaron 884 o 43,7%, a 2.906 en 2015 de 2.022 en 2014, producto principalmente de un incremento del
63,1% en el precio de venta, a Ps.36,7 por miles de metros cúbicos en 2015 de Ps.22,5 por Miles de metros cúbicos en 2014
derivado de la aplicación del Plan Gas II, y en menor medida a la mayor proporción vendida de gas bajo dicho programa. Los
volúmenes diarios de gas comercializados totalizaron 216,9 Mpc y 246,1 Mpc, en 2015 y 2014, respectivamente.
En el exterior
El total de ventas de las operaciones en el exterior disminuyó 74 o 38,5%, a 118 de 192, que corresponden principalmente a
las operaciones en Bolivia.
Utilidad bruta: La utilidad bruta del segmento de negocios en 2015 disminuyó 204 o 5,8%, a 3.330 de 3.534. El margen sobre
ventas de 2015 y 2014 resultó del 31,9% y del 33,5%, respectivamente, determinado principalmente por las operaciones en
Argentina.
En 2015 la utilidad bruta de las operaciones en Argentina disminuyó 174 o 5%, a 3.280 en 2015 de 3.454 en 2014, y los
márgenes sobre ventas decrecieron al 31,7% en 2015 del 33,3% en 2014, debido principalmente a la baja en los volúmenes
comercializados y el incremento en los costos de producción, efectos parcialmente compensados por una recuperación de los
precios de venta.
La utilidad bruta de las operaciones en el exterior disminuyó 30 o 37,5% a 50 en 2015 de 80 en 2014, con un margen bruto
sobre ventas del 42,4% y 41,7%, respectivamente.
Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización aumentaron 51, o 9,8%, a 571
en 2015 de 520 en 2014. El incremento está relacionado principalmente con mayores gastos por salarios en 2015.
Gastos de exploración: Los gastos de exploración aumentaron 78, o 111,4%, a 148 en 2015 de 70 en 2014, como resultado de
las operaciones en Argentina. Los cargos en concepto de pozos no exitosos totalizaron 83 en 2015 y 11 en 2014. Los cargos
correspondientes a gastos geológicos y geofísicos se mantuvieron en niveles similares en ambos años.
Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos totalizaron ganancias de 191 en 2015, en comparación a
pérdidas de 379 en 2014. La ganancia de 2015 corresponde principalmente a la venta de activos de la Cuenca Austral y la
reestimación del pasivo por ship or pay en Ecuador, que representó utilidades de 674 y 507, respectivamente. Estos efectos
resultaron parcialmente compensados por cargos por desvalorizaciones relacionados con yacimientos en Argentina y Bolivia y
por la expiración de la concesión en Jagüel de los Machos, que representaron pérdidas de 635 y 121, respectivamente. La
pérdida registrada en 2014 corresponde principalmente a cargos por remediación ambiental (básicamente por la extensión de
133
las concesiones en Río Negro), capacidad ociosa, cargos por contingencias y cargos por desvalorización de los yacimientos en
Bolivia, por 166, 150, 95 y 94, respectivamente, morigerado por la ganancia de 181 derivada de la venta de la UTE Puesto
Hernández.
Resultado de inversiones valuadas bajo el método de la participación: Los resultados de inversiones valuados bajo el
método de la participación representaron pérdidas de 1.210 en 2015 y 1.830 en 2014, como consecuencia principalmente de
las mayores pérdidas registradas en 2014, derivadas de las desvalorizaciones registradas en las participaciones accionarias en
OCP por 464.
Refinación y Distribución
Las cifras a continuación se expresan en millones de pesos.
Utilidad operativa: El resultado operativo de este segmento disminuyó 372, a 40 en 2015, de 412 en 2014, debido
principalmente a un aumento en los gastos de administración y comercialización y la pérdida generada por inversiones
valuados bajo el método de la participación por Refinor.
Ventas: Las ventas de este segmento aumentaron 617 o 5.4%, a 12.093 en 2015 de 11.476 en 2014, principalmente como
consecuencia de mayores ventas de 1.055 en productos refinados, efecto parcialmente compensado por una disminución de
438 en las ventas de petróleo crudo.
En 2015, la Refinería Bahía Blanca procesó un promedio de 28.704 barriles de petróleo diarios, lo que representa un 94,1% de
su capacidad instalada, con un volumen procesado un 6% superior a 2014, básicamente por la parada de planta por
mantenimiento programado ejecutado en 2014, que implicó en ese año una menor disponibilidad de productos refinados y
una mayor comercialización de crudo a terceros.
En volumen total comercializado de productos refinados aumentó un 8,3% o 154 mil m3, a 2.011 mil m3 en 2015 de 1.857 mil
m3 en 2014, ejercicio que resultó afectado por la parada por mantenimiento indicada anteriormente y por la mayor demanda
en 2015.
En 2015 los volúmenes comercializados de gas oil, naftas comerciales, fuel oil e IFOs y otros derivados totalizaron 865 mil
m3, 564 mil m3, 399 mil m3 y 183 mil m3, respectivamente. En 2014 los volúmenes comercializados de gas oil, naftas
comerciales, fuel oil e IFOs y otros derivados totalizaron 784 mil m3, 491 mil m3, 394 mil m3 y 188 mil m3, respectivamente.
La disminución de ventas de petróleo crudo corresponde a menores volúmenes comercializados y una retracción de los
precios promedios de venta, en línea con la caída de los precios internacionales. Los volúmenes comercializados de petróleo
crudo totalizaron 124 mil m3 y 220 mil m3 en 2015 y 2014, respectivamente.
Utilidad bruta: La utilidad bruta del segmento se situó en 1.305 en 2015 y 1.308 en 2014, alcanzando un margen sobre
ventas del 10,8% en 2015 y de 11,4% en 2014.
Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización aumentaron 278, o 28,8%, a
1.242 en 2015 de 964 en 2014, principalmente debido a incrementos de gastos de comercialización, como gastos de
mantenimiento de la red propia, fletes terrestres y marítimos, impuestos y gastos laborales.
Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos totalizaron una ganancia de 13 en 2015 y una pérdida de 29 en
2014.
Resultado de inversiones valuadas bajo el método de la participación: Los resultado de inversiones valuados bajo el
método de la participación corresponden a la participación accionaria en Refinor, que representó pérdidas de 36 en 2015, en
comparación a ganancias de 97 en 2014, principalmente como consecuencia de una reducción del 38% en los volúmenes
procesados del crudo importado de Bolivia, una reducción de la producción de gas rico en Bolivia y el impacto de la baja de
los precios de exportación del GLP y la Nafta Virgen en el mercado internacional.
134
Petroquímica
Las cifras a continuación se expresan en millones de pesos.
Utilidad operativa: La utilidad operativa de este segmento disminuyó 115 o 22,7%, a 390 en 2015 de 505 en 2014, debido
principalmente a una disminución de los márgenes de venta.
Ventas: Las ventas del segmento de negocios aumentaron 73 o 1,6%, a 4.509 en 2015 de 4.436 en 2014, principalmente como
consecuencia de incrementos en las ventas de la unidad reformadora catalítica, parcialmente compensado por una
disminución del 7% en los productos estirénicos.
Las ventas de los productos estirénicos registraron una una disminución de 190, a 2.698 en 2015 de 2.888 en 2014,
principalmente como consecuencia de una reducción del 7,3% en los precios promedio de venta, seguido por una caída de los
precios internacionales de referencia, parcialmente compensado por un incremento del 0,8% en el volumen comercializado,
que totalizó 170,4 mil toneladas en 2015 y 169 mil toneladas en 2014.
En 2015, los precios promedios de venta en las líneas de estireno, poliestireno y caucho sintético se incrementaron
aproximadamente el 14,4%, 0,8% y 10,5%, en comparación con 2014, respectivamente.
El comportamiento de los principales productos estirénicos fue el siguiente:
El volumen de ventas de estireno disminuyó un 2,6%, totalizando 69,1 mil toneladas en 2015, principalmente por una
reducción en las exportaciones a Brasil y Chile.
El volumen de ventas de poliestireno y Bops aumentó un 13,8%, totalizando 66,5 mil toneladas en 2015 de 58,4 mil
toneladas en 2014, principalmente por un incremento en las ventas locales.
El volumen de ventas de caucho totalizó 34,8 mil toneladas, reflejando una disminución del 12,1% con respecto a 2014,
principalmente por una reducción en las exportaciones destinadas a Chile y Brasil.
Los ingresos de la unidad de reforma catalítica se incrementaron 263, o 17%, a 1.811 en 2015 de 1.548 en 2014,
principalmente como consecuencia de una mejora del 9,8% en los precios promedio de venta y un aumento del 6,6% en el
volumen comercializado, que totalizó 353,1 mil toneladas en 2015 y 331,3 mil toneladas en el 2014. Este incremento está
asociado principalmente a mayores exportaciones de nafta intermedia y a mayores volúmenes de cortes aromáticos a nivel
local.
Utilidad bruta: La utilidad bruta de este segmento de negocios disminuyó 129 o 15,9%, a 681 en 2015 de 810 en 2014, con
una disminución en el margen sobre ventas del 18,3% en 2014 al 15,1% en 2015, principalmente por la caída de los márgenes
de comercialización por la caída de los precios internacionales de referencia.
Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización totalizaron 221 y 216 en
2015 y 2014, respectivamente.
Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos totalizaron pérdidas de 70 en 2015 y 89 en 2014.
Gas y Energía
Las cifras a continuación se expresan en millones de pesos.
Utilidad operativa: La utilidad operativa de este segmento aumentó 195 o 35%, a 752 en 2015 de 557 en 2014.
Utilidad bruta: La utilidad bruta de este segmento aumentó 227 o 32,9%, a 918 en 2015 de 691 en 2014, principalmente por
un incremento en las operaciones de generación de electricidad.
Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización disminuyeron 37, o 24,3%, a
115 en 2015 de 152 en 2014, principalmente como consecuencia de recupero de previsión de créditos por ventas en las
operaciones de comercialización y transporte de hidrocarburos en 2015.
Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos generaron una pérdida de 7 en 2015, en comparación con una
ganancia de 20 en 2014.
Resultado de inversiones valuadas bajo el método de la participación: Los resultados de inversiones valuados bajo el
método de la participación totalizaron una pérdida de 44 y 2 en 2015 y 2014, respectivamente, principalmente generado por
135
la tenencia accionaria en CIESA, que en 2015 se vio afectada negativamente por la devaluación significativa del peso
respecto al dólar estadounidense sobre una posición pasiva neta en moneda extranjera. Ver “Análisis de los Resultados de
Inversiones valuadas bajo el método de la participación”.
Generación de Electricidad
Utilidad operativa: La utilidad operativa las operaciones de este segmento aumentó 213 o 44,4%, a 693 en 2015 de 480 en
2014.
Ventas: Las ventas correspondientes a este segmento aumentaron 273 o 19,3%, a 1.685 en 2015 de 1.412 en 2014,
principalmente como resultado de una mejora de los precios promedios de ventas, principalmente por efecto la aplicación de
la Resolución N° 482/2015, y en menor medida por el mayor volumen de ventas experimentada en 2015. En este sentido, el
volumen comercializado por las centrales Genelba, Pichi Picún Leufú, Genelba Plus y Ecoenergía totalizó 6.968 Gwh en 2015,
comparado con 6.638 Gwh en 2014. El mayor volumen comercializado en 2015 corresponde a la parada por mantenimiento
mayor programado de la Central Genelba y Genelba Plus del 2014 y con la mayor hidraulicidad en Pichi Picún Leufú en 2015.
En 2015, la confiabilidad de las plantas Genelba, Genelba Plus, Pichi Picún Leufú y EcoEnergía, alcanzaron niveles de 99%,
100%, 100% y 96%, respectivamente. Estos niveles son similares a los registrados en ejercicio 2014.
Utilidad bruta: La utilidad bruta aumentó 186 o 35%, a 717 en 2015 de 531 en 2014 y el margen sobre ventas del conjunto de
las centrales aumentó a 42,6% en 2015 de 37,6% en 2014. La mejora en 2015 corresponde principalmente a las mejoras de
precios indicadas anteriormente, y en menor medida, por el mayor despacho de las Centrales Pichi Picún Leufú y Genelba.
Comercialización y Transporte de Hidrocarburos
Utilidad operativa: La utilidad operativa de las operaciones de este segmento aumentó 18 o 22,8%, a 97 en 2015 de 79 en
2014.
Ventas: Los ingresos por ventas de este segmento aumentaron 888 o 36,9%, a 3.296 en 2015 de 2.408 en 2014,
principalmente como consecuencia de un aumento en los ingresos por la comercialización de gas.
Los ingresos por la comercialización de gas aumentaron 891 o un 37%, a 3.294 en 2015 de 2.403 en 2014, debido
principalmente al aumento del 51% en los precios promedio de venta. Los volúmenes comercializados totalizaron 230.1 Mpc
en 2015, comparado con 253.7 Mpc en 2014. La mejora en los precios promedios de venta se corresponde principalmente con
la aplicación en 2015 del Plan Gas II, y en menor medida a una mejora de tarifas para el segmento residencial y compañías
generadoras.
Utilidad bruta: La utilidad bruta totalizó 201 en 2015 y 160 en 2014, y los márgenes sobre ventas se situaron en 6,1% y 6,6%,
en 2015 y 2014, respectivamente.
Análisis de los Resultados de Inversiones Valuadas Bajo el Método de la Participación
El siguiente cuadro expone el detalle de los resultados de inversiones no corrientes correspondientes a los ejercicios 2015 y
2014 (Cifras en millones de pesos):
Los resultados de inversiones valuados bajo el método de la participación representaron menores pérdidas por 445, a 1.290
en 2015 de 1.735 en 2014, principalmente por menores pérdidas de 626 en el segmento de Exploración y Producción de
Petróleo y Gas, parcialmente compensado por una desmejora de 133 y 42 en los segmentos de Refinación y Distribución y de
Gas y Energía, respectivamente.
136
Empresas Mixtas en Venezuela: Los resultados representaron menores pérdidas por 162, a 1.223 en 2015 de 1.385 en 2014,
como consecuencia principalmente al menor impacto en 2014de las pérdidas derivadas de las desvalorizaciones registradas
en las participaciones accionarias.
Refinería del Norte S.A.: Los resultados representaron una pérdida de 36 en 2015 comparada con una ganancia de 97 en
2014, debido principalmente a una reducción del 38% en el volumen procesado de crudo recibido desde Bolivia, una
reducción de la producción de gas rico proveniente de Bolivia y a la disminución de los precios de exportación del mercado
internacional del GLP y la Nafta Virgen.
CIESA / TGS: Los resultados representaron menores pérdidas por 44, a 50 en 2015 de 6 en 2014, principalmente debido al
efecto generado por la devaluación significativa del peso sobre una posición pasiva neta en moneda extranjera registrado en
2015
OCP: Al 31 de diciembre de 2015 y 2014, OCP detenta un patrimonio neto negativo, sin embargo, y conforme que Petrobras
Argentina no ha asumido compromisos de aportes de capital ni de asistencia financiera a OCP, dicha tenencia accionaria ha
sido valuada a cero, reconociendo en 2014 una pérdida neta de 464, luego de la capitalización de un crédito con OCP durante
2014.
Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 comparativo con el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
2013
Las cifras a continuación se expresan en millones de pesos.
Utilidad neta: La utilidad neta atribuible a los accionistas de la Sociedad en 2014 disminuyó 321 o 41%, a 458 en 2014 de 779
en 2013. Esta disminución se debe principalmente a las pérdidas generadas por inversiones valuados bajo el método de la
participación, parcialmente compensadas por un aumento en la utilidad bruta.
Ventas: Las ventas aumentaron 5.398 o 35,2% a 20.738 de 15.340 en 2013. Esta variación se origina principalmente por
aumentos de 3.330, 2.715, 1.088 y 783 en los segmentos de Refinación y Distribución, de Exploración y Producción de
Petróleo y Gas, de Petroquímica y de Gas y Energía, respectivamente. Las ventas intersegmentos ascendieron a 9.214 en
2014 y 6.696 en 2013, la mayoría de las cuales se configuran entre Exploración y Producción de Petróleo y Gas, Refinación y
Distribución y Gas y Energía.
Utilidad bruta: La utilidad bruta de 2014 aumentó 2.168 o 53.1%, a 6.248 de 4.080 en 2013. Esta variación se origina
principalmente por incrementos de 1.197, 514 y 289 en los segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, de
Refinación y Distribución y de Petroquímica, respectivamente.
Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización aumentaron 619 o 34,4%, a
2.416 de 1.797 en 2013, principalmente por aumentos de 236, 170 y 61 en los segmentos de Refinación y Distribución, de
Exploración y Producción de Petróleo y Gas y de Petroquímica, respectivamente.
Gastos de exploración: Los gastos de exploración imputados a resultados totalizaron 70 en 2014 y 82 en 2013. Esta
disminución se debe principalmente a menores pérdidas registradas por pozos no exitosos. Ver segmento “Exploración y
Producción de Petróleo y Gas”.
Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos aumentaron 208 o 36.4%, totalizando pérdidas de 779 y 571 en
2014 y 2013, respectivamente. Esta variación se origina principalmente en el segmento de Exploración y Producción de
Petróleo y Gas cuya pérdida se incrementó en 152.
Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación: Los resultados de inversiones valuados bajo el
método de la participación representaron mayores pérdidas por 1.456, a 1.735 de 279 en 2013, principalmente por mayores
pérdidas de 1.494 en el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, generadas por mayores cargos por
Impairment (1.029), parcialmente compensado por una mejora de 53 en el segmento de Refinación y Distribución. Ver
“Análisis de los Resultados de Inversiones Valuadas Bajo el Método de la Participación”.
Utilidad operativa: La utilidad operativa registró una disminución de 103, a 1.248 de 1.351 en 2013. Esta variación se
origina principalmente por una disminución de 607 en la utilidad operativa del segmento Exploración y Producción de
137
Petróleo y Gas, parcialmente compensada por aumentos de 199, 196 y 159 en los segmentos de Petroquímica, de Refinación
y Distribución y de Gas y Energía, respectivamente. Ver segmento “Exploración y Producción de Petróleo y Gas”.
Resultados financieros: Los resultados financieros representaron ganancias de 72 y 53 en 2014 y 2013, respectivamente.
Este aumento se debe principalmente a los efectos de la depreciación del peso argentino con respecto al dólar
estadounidense sobre la posición monetaria neta activa en moneda extranjera.
Impuesto a las ganancias: El cargo por impuesto a las ganancias representó pérdidas de 742 y 552 en 2014 y 2013,
respectivamente. El mayor cargo de 2014 se corresponde principalmente con la desvalorización de la inversión en OCP, cuyas
pérdidas no fueron deducibles impositivamente, hecho que representó un incremento en la tasa efectiva del impuesto a las
ganancias.
Análisis de la Utilidad Operativa
Los siguientes cuadros exponen el detalle de ventas, utilidad bruta y utilidad operativa por unidad de negocios,
correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014 y 2013:
Las cifras a continuación se expresan en millones de pesos.
(1) Las regalías respecto del negocio de petróleo y gas se contabilizan como un costo de producción y no se deducen al
determinar las ventas. Las eliminaciones corresponden a ventas entre segmentos de negocios.
(2) Este segmento incluye Comercialización y Transporte de Gas y Electricidad.
(3) Ventas menos costo de ventas, las eliminaciones corresponden a ventas entre segmentos de negocios y los costos
asociados a dichas ventas. Los términos de las operaciones entre segmentos son comparables con los ofrecidos por u
obtenidos de partes no vinculadas.
138
Exploración y Producción de Petróleo y Gas
Las cifras a continuación se expresan en millones de pesos.
Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento de negocios de Exploración y Producción de Petróleo y Gas disminuyó
607 o 45% a 735 de 1.342 en 2013, principalmente como resultado de las pérdidas resultantes de las inversiones valuados
bajo el método de la participación.
Ventas: Las ventas del segmento de negocios correspondientes al ejercicio 2014 aumentaron 2.715 o 34,6% a 10.553 en 2014
de 7.838 en 2013.
Argentina
Las ventas de las operaciones en Argentina crecieron 2.712, o 35,5%, a 10.361 en 2014 de 7.649 en 2013, principalmente
como consecuencia de una mejora en los precios promedios de venta en el orden del 50%, efecto parcialmente compensado
por una disminución del 9,7% en el volumen diario de venta conjunta de petróleo y gas, el cual promedió 77,7 miles de BOE
por día, comparado con 86,1 miles de BOE por día de 2013.
La menor producción de petróleo crudo se corresponde principalmente a la venta de la participación en la UTE Puesto
Hernández en enero 2014 y por la declinación natural de los campos maduros y, adicionalmente, a cuestiones climáticas
que afectaron negativamente la producción del 2014 estos efectos resultaron morigerados por la entrada en producción de
nuevos pozos en Medanito, Jagüel de los Machos y Estancia Agua fresca.
Las ventas de petróleo crudo reflejan un aumento de 1,830, o 28,5%, a 8.254 de 6.424 en 2013, debido principalmente por
un aumento del 54,4% del precio promedio de venta, a Ps.616 por barril de Ps.399 por barril, derivado básicamente de la
recuperación parcial de los precios locales, permitido por la Resolución 55/2013. El volumen comercializado totalizó 36,7 mil
barriles en 2014 y 44,1 mil barriles en 2013.
Las ventas de gas aumentaron 861 o 74.2%, a 2.022 de 1.161 en 2013, producto principalmente de un incremento del 78,1%
en el precio promedio de venta, a Ps.22,5 por Mpc de Ps.12,6 por Mpc en 2013 derivado del reconocimiento de mejores
precios de la producción de gas no convencional en la Cuenca Neuquina. Los volúmenes diarios de gas comercializados
totalizaron 246,1 Mpc y 251,7 Mpc, en 2014 y 2013, respectivamente, cabe destacar que por la puesta en producción de
pozos de gas no convencional en la Cuenca Neuquina permitió neutralizar la declinación natural de los campos maduros y los
efectos adversos generados por cuestiones climáticas.
En el exterior
El total de ventas de las operaciones en el exterior aumentó 3 o 1,6%, a 192 de 189, que corresponden principalmente a las
operaciones en Bolivia.
Utilidad bruta: La utilidad bruta del segmento de negocios en 2014 aumentó 1.197 o 51,2%, a 3.534 de 2.337. El margen
sobre ventas de 2014 y 2013 resultó del 33,9% y del 29,8%, respectivamente, determinado principalmente por las operaciones
en Argentina.
En 2014 la utilidad bruta de las operaciones en Argentina aumentó 1.202 o 53.4%, a 3.454 de 2.252, y el margen sobre ventas
aumentó a 33,3% en 2014 de 29,4% en 2013, debido principalmente a la recuperación de los precios de venta, morigerado por
el incremento en los costos de producción y la baja en los volúmenes comercializados.
La utilidad bruta de las operaciones en el exterior disminuyó 5 o 5,9% a 80 de 85, con un margen bruto sobre ventas del
41,7% y 45%, respectivamente.
Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización aumentaron 170, o 48,6%, a
520 en 2014 de 350 en 2013. El incremento está relacionado principalmente con los mayores cargos de los impuestos, de
transportes y cargas asociados a las mayores ventas registradas en 2014.
139
Gastos de exploración: Los gastos de exploración imputados a pérdida disminuyeron 12, o 14%, a 70 en 2014 de 82 en 2013,
y corresponden a operaciones en Argentina. En ambos ejercicios los cargos corresponden a gastos geológicos y geofísicos y a
baja de pozos exploratorios on-shore. La disminución se debió a menores cargos registrados en concepto de pozos no exitosos
por 11 en 2014 y 27 en 2013.
Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos totalizaron pérdida de 379 en 2014 y de 227 en 2013. El
incremento del 2014 se corresponde principalmente con mayores cargos de 166 por remediación ambiental principalmente
por la extensión de las concesiones en Río Negro y la pérdida de 94 por desvalorización de los yacimientos en Bolivia,
morigerado por la ganancia de 181 derivada por la venta de la UTE Puesto Hernández.
Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación: Los resultados de inversiones valuados bajo el
método de la participación representaron pérdidas de 1.830 en 2014 y 336 en 2013, como consecuencia principalmente de las
mayores pérdidas derivadas de las desvalorizaciones registradas por 1.029 y 484 en las participaciones accionarias en las
Empresas Mixtas de Venezuela y en OCP, respectivamente.
Refinación y Distribución
Las cifras a continuación se expresan en millones de pesos.
Utilidad operativa: El resultado operativo del segmento de Refinación y Distribución aumentó 196 o 90,7%, a 412 en 2014,
de 216 en 2013, principalmente como resultado de la mejora en los precios de ventas, que permitió absorber los mayores
costos de producción
Ventas: Las ventas del segmento de Refinación y Distribución en 2014 aumentaron 3.330 o 40.9%, a 11.476 de 8.146 en 2013,
principalmente como consecuencia de la recomposición de los precios promedios de venta en los productos refinados y del
petróleo crudo.
Los volúmenes comercializados de petróleo crudo totalizaron 220 mil m3 y 284 mil m3 en 2014 y 2013, respectivamente.
En 2014, la Refinería Bahía Blanca procesó 27.068 barriles de petróleo diarios, lo que representa un 88,7% de su capacidad
instalada, con un volumen procesado un 5,5% inferior al año anterior, básicamente por la parada de planta por
mantenimiento ejecutado en 2014. La política del manejo de stocks permitió satisfacer la demanda, a pesar del menor
volumen procesado.
El volumen total comercializado de productos refinados disminuyó 5.3% o 105, a 1.857 mil m3 en 2014 de 1.962 mil m3 en
2013, en línea con la menor demanda en 2014.
En 2014 los volúmenes comercializados de gas oil, naftas comerciales, fuel oil e IFOs y otros derivados totalizaron 784 mil
m3, 491 mil m3, 394 mil m3 y 188 mil m3, respectivamente.
En comparación, en 2013 los volúmenes comercializados de gas oil, naftas comerciales, fuel oil e IFOs y otros derivados
totalizaron 782 mil m3, 554 mil m3, 480 mil m3 y 146 mil m3, respectivamente.
Utilidad bruta: La utilidad bruta del segmento de negocios aumentó 514 o 64,7%, a 1.308 de 794 en 2013, principalmente
por la mejora en los precios de ventas, que permitió absorber los mayores costos de producción. Por lo indicado
precedentemente, el margen sobre ventas aumentó a 11,4% en 2014 de 9,7% en 2013.
Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización aumentaron 236, o 32.4%, a
964 en 2014 de 728 en 2013, principalmente por incrementos de gastos de comercialización, como gastos de mantenimiento
de la red de estaciones de servicios propia e impuestos, asociados a las mayores ventas del 2014.
Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos totalizaron una pérdida de 29 en 2014 y una ganancia de 106
en 2013.
Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación: Los resultado de inversiones valuados bajo el
método de la participación corresponden a la participación accionaria en Refinor, que representó ganancias de 97 y 44 en
2014 y 2013, respectivamente, producto de la recomposición de los precios de ventas de los combustibles y del LPG.
140
Petroquímica
Las cifras a continuación se expresan en millones de pesos.
Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento Petroquímica aumentó 199 o 65%, a 505 de 306 en 2013,
principalmente como resultado de un crecimiento en el margen sobre ventas.
Ventas: Las ventas del segmento de negocios correspondientes al ejercicio 2014 aumentaron 1.088 o 32,5%, a 4.436 de 3.348
en 2013, principalmente como consecuencia de un aumento del 45% en los precios promedios de ventas, morigerado por una
reducción del 8,7% en los volúmenes comercializados.
En estirénicos, se observó un incremento de 650, a 2.888 de 2.238 en 2013, principalmente como consecuencia de una
mejora del 49,7% en los precios promedio de venta, parcialmente compensado por una disminución del 13,8% en el volumen
comercializado, que totalizó 169 mil toneladas en 2014 y 196,1 mil toneladas en 2013.
El comportamiento de los principales productos estirénicos fue el siguiente:
El volumen de ventas de estireno disminuyó un 18.9%, totalizando 71 mil toneladas en 2014, principalmente por una
reducción en las exportaciones destinadas a Chile y Brasil, y una caída de las ventas en el mercado local.
El volumen de ventas de poliestireno y Bops totalizó 58,4 mil toneladas, un valor similar al registrado en el año anterior por
58,8 mil toneladas, pero con mejores márgenes, con una caída del 10% en las ventas locales y un incremento del 51% en las
exportaciones.
El volumen de ventas de caucho totalizó 39.6 mil toneladas, reflejando una disminución del 20,3% con respecto al 2013,
principalmente por una reducción del 32% en las exportaciones destinadas a Brasil y una caída del 8% de las ventas en el
mercado local.
Los ingresos de la unidad de reforma catalítica se incrementaron un 438, o 39,5%, a 1.548 de 1.110 en 2013, principalmente
como consecuencia de una mejora del 48,1% en los precios promedio de venta, parcialmente compensado por una
disminución del 5,8% en el volumen comercializado, que totalizó 331.3 mil toneladas en 2014 y 352 mil toneladas en 2013.
Esta caída está asociada principalmente al menor procesamiento de nafta virgen y al menor consumo de nafta catalítica.
Utilidad bruta: La utilidad bruta del segmento de negocios en el presente ejercicio aumentó 289 o 55,5%, a 810 de 521 en
2013, con un crecimiento en el margen sobre ventas del 15,6% al 18,3% en 2014. La mejora indicada se corresponde con un
efecto combinado de la recuperación de los precios promedios de venta y a mejoras en la Planta de Reforma de Puerto
General San Martín, que permitieron generar productos de mayor valor agregado. Durante 2014 se alcanzó el récord histórico
de venta de propelente en el mercado local.
Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización aumentaron 61, o 39.4%, a
216 en 2014 de 155 en 2013, principalmente por incrementos de gastos de comercialización, básicamente fletes e impuestos,
asociados a las mayores facturación del año 2014.
Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos totalizaron pérdidas de 89 en 2014 y 60 en 2013. El aumento
de 29 se debió principalmente a mayores gastos de remediación ambiental.
Gas y Energía
Las cifras a continuación se expresan en millones de pesos.
Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento Gas y Energía en 2014 aumentó 159 o 39,9%, a 557 de 398 en 2013.
Utilidad bruta: La utilidad bruta del segmento Gas y Energía en 2014 aumentó 205 o 42,2%, a 691 de 486 en 2013,
principalmente en las operaciones de Generación de Electricidad.
Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización aumentaron 54, o 55,1%, a
152 en 2014 de 98 en 2013, principalmente por las operaciones de comercialización y transporte de hidrocarburos, cuyos
gastos de comercialización se incrementaron, básicamente por impuestos, asociados a las mayores ventas del 2014.
141
Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos generaron una ganancia de 20 en 2014, en contraposición a
una pérdida de 3 en 2013 período que resultó afectado negativamente con una pérdida de 34 por la venta de acciones de
Distrilec.
Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación: Los resultados de inversiones valuados bajo el
método de la participación totalizaron una pérdida de 2 en 2014, en contraposición a una ganancia de 13 en 2013,
principalmente generado por la tenencia accionaria en CIESA. Ver “Análisis de los Resultados de Inversiones Valuadas Bajo el
Método de la Participación”.
Generación de Electricidad
Utilidad operativa: La utilidad operativa las operaciones de generación de electricidad en 2014 aumentó 180 o 60%, a 480
de 300 en 2013.
A partir de mayo de 2013, retroactivo a febrero de 2013, la Resolución N° 95 de la ex-Secretaría de Energía introdujo
cambios regulatorios en el MEM, quedando alcanzadas las operaciones de las centrales de Ciclo Combinado de Genelba e
Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú. Este nuevo esquema implica cambios en la metodología de remuneración de los agentes
generadores según su escala y tecnología, como así también la centralización en CAMMESA de las contrataciones, tanto de
energía eléctrica como de combustibles e insumos asociados, generando un equivalente menor nivel de ventas y costos. A
partir de mayo de 2014, la Resolución N° 529 de la ex-Secretaría de Energía estableció incrementos de tarifas y nuevas
remuneraciones a los generadores eléctricos, incluido Genelba, con efecto retroactivo a febrero de 2014, generando un
aumento en la utilidad operativa.
Ventas: Las ventas correspondientes a la generación de electricidad aumentaron 46 o 3,4%, a 1.412 de 1.366 en 2013,
principalmente como consecuencia de una mejora de los precios promedios de ventas, en parte explicado por efecto la
aplicación de la Resolución N° 529, parcialmente compensado por el menor volumen de ventas experimentada en 2014. En
este sentido, el volumen comercializado por las centrales Genelba, Pichi Picún Leufú, Genelba Plus y Ecoenergía ascendió a
4.561 Gwh, 832 Gwh, 1.140 Gwh y 104 Gwh, respectivamente totalizando 6.637 Gwh en 2014 en comparación con 7.748 Gwh
en 2013. El menor volumen comercializado en 2014 se corresponde con las paradas por mantenimiento mayor programado de
la Central Genelba y Genelba Plus y, por la menor hidraulicidad en la Central Pichi Picún Leufú.
En 2014, la disponibilidad operativa y confiabilidad de las plantas Genelba, Genelba Plus, Pichi Picún Leufú y EcoEnergía,
alcanzaron niveles de 99,6%, 99,9%, 100% y 95,2%, respectivamente. Estos niveles son similares a los registrados en ejercicio
2013, hecho que demuestra la alta performance de las centrales de la Sociedad.
Utilidad bruta: En 2014 la utilidad bruta aumentó 193 o 57,1%, a 531 de 338 en 2013 y el margen sobre ventas del conjunto
de las centrales aumentó a 37,6% en 2014 de 24,7% en 2013. La mejora indicada en 2014 se corresponde principalmente con
los cambios regulatorios en el MEM indicados anteriormente, y en menor medida por el mejor despacho de la Central Pichi
Picún Leufú y las ventas bajo el marco de Energía Plus.
Comercialización y Transporte de Hidrocarburos
Utilidad operativa: La utilidad operativa las operaciones de comercialización y transporte de hidrocarburos en 2014
disminuyó 15 o 16%, a 79 de 94 en 2013.
Ventas: Los ingresos por ventas aumentaron 668 o 38,4%, a 2.408 de 1.740 en 2013, principalmente como consecuencia de
un aumento en los ingresos por la comercialización de gas.
Los ingresos por la comercialización de gas aumentaron 952 o un 65,6%, a 2.403 de 1.451 en 2013, debido principalmente al
aumento del 69,9% en los precios promedio de venta. Los volúmenes comercializados, totalizaron 253.7 Mpc en 2014 y 260.3
Mpc en 2013. La mejora en los precios medios de venta se corresponde principalmente con los mayores volúmenes de las
operaciones de los yacimientos de Punta Rosada y El Mangrullo, que se realizan en condiciones de gas plus, y por la mayor
participación de ventas a industrias con mejores precios medios.
Utilidad bruta: La utilidad bruta totalizó 160 en 2014 y 148 en 2013 y el margen sobre ventas se redujo a 6,6% en 2014 de
8,5% en 2013.
142
Análisis de los Resultados de Inversiones Valuadas Bajo el Método de la Participación
El siguiente cuadro expone el detalle de los resultados de inversiones no corrientes correspondientes a los ejercicios 2014 y
2013 (Cifras en millones de pesos):
Los resultados de inversiones valuados bajo el método de la participación representaron mayores pérdidas por 1.456, a 1.735
de 279 en 2013, principalmente por mayores pérdidas de 1.494 en el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y
Gas, parcialmente compensado por una mejora de 53 en el segmento de Refinación y Distribución.
Empresas Mixtas en Venezuela: Las pérdidas registradas presentaron un aumento de pérdidas de 1.028, a 1.385 en 2014 y
357 en 2013, como consecuencia principalmente de las mayores pérdidas derivadas de las desvalorizaciones registradas en las
participaciones accionarias.
Refinería del Norte S.A.: Las ganancias por la participación en Refinor ascendieron a 97 y 44 en 2014 y 2013,
respectivamente, producto de la mejora de los resultados operativos como consecuencia principalmente de los aumentos de
los precios promedio de ventas de los productos refinados.
CIESA / TGS: En 2014 el resultado correspondiente a las participaciones en CIESA registró una pérdida de 6, en contraposición
a una ganancia de 10 en 2013. Esta variación corresponde principalmente al impacto de la reestructuración de la deuda de
CIESA en 2013.
OCP: Al 31 de diciembre de 2014 OCP detenta un patrimonio neto negativo. Sin embargo, y conforme que Petrobras
Argentina no ha asumido compromisos de aportes de capital ni de asistencia financiera a OCP, dicha tenencia accionaria ha
sido valuada a cero, reconociendo en 2014 una pérdida neta de 464.
143
LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL
La Sociedad lleva un estricto monitoreo de los niveles de liquidez a los efectos de asegurar el cumplimiento de sus
obligaciones y el Plan de Negocios. En tal sentido, y como principio rector, la solvencia financiera es la base sobre la cual se
construye el desarrollo sustentable de los negocios.
Bajo este lineamiento estratégico se procura:
Delinear una estructura de capital en línea con los estándares de la industria adaptables a los mercados financieros en los
que la Sociedad opera.
Mantener un nivel de liquidez –invertido en activos financieros de elevada calidad crediticia- suficiente para asegurar el
cumplimiento de las obligaciones.
Configurar un perfil de vencimientos de deuda compatible con la generación estimada de fondos.
Realizar una gestión eficiente de los costos de endeudamiento.
La satisfacción de estos lineamientos permite a la Compañía proyectar la gestión financiera como un elemento clave en el
proceso de creación de valor, destacándose los siguientes aspectos relevantes durante el ejercicio 2015:
Estricto cumplimiento de las obligaciones financieras, manteniendo en el presente ejercicio un nivel de endeudamiento
del orden de los USD 300 millones.
Continuidad del Plan de Inversiones de Capital.
Los factores más significativos que pueden afectar el flujo de fondos generados por las operaciones son: las fluctuaciones en
los precios del crudo y sus derivados, las fluctuaciones en los niveles de producción y la demanda de los productos propios,
las fluctuaciones en los márgenes de refinación y distribución y petroquímicos, los cambios en las reglamentaciones, tales
como impuestos, aranceles a las exportaciones, modificaciones en los pagos de regalías y controles de precios, las
variaciones en el tipo de cambio y tasas de interés, la capacidad de reemplazo de reservas de petróleo y gas, etc.
Análisis de la Liquidez y Recursos de Capital
El siguiente cuadro expone el estado de flujo de efectivo consolidado de la Sociedad correspondiente a los ejercicios
finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 (Cifras en millones de pesos):
Efectivo
Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, el efectivo y las inversiones equivalentes totalizaron 2.229, 2.278 y 1.193,
respectivamente.
Es política de la Sociedad mantener una reserva de liquidez invertida en instrumentos de corto plazo de elevada calidad
crediticia. Los instrumentos utilizados principalmente son fondos comunes de inversión de money market, colocaciones
overnight y plazos fijos.
144
En octubre de 2011, el Gobierno Nacional emitió el Decreto N° 1.722/2011 estableció la obligatoriedad de ingreso y
negociación en el mercado de cambios de la totalidad de divisas generadas por operaciones de exportación de crudo y
derivados, gas natural y gases licuados, por lo cual Petrobras Argentina está obligada a liquidar el 100% de las divisas
generadas por todas sus exportaciones de bienes y servicios.
Actividades operativas
El efectivo generado por las operaciones totalizó 4.239, 4.646 y 2.778 en los ejercicios 2015, 2014 y 2013, respectivamente.
En 2015 el efectivo generado por las operaciones disminuyó en 407 u 8,8%, a 4.239 de 4.646 en 2014, derivado
principalmente de mayores pagos de impuesto a las ganancias y mayores gastos comerciales en línea con el aumento de las
ventas, efectos parcialmente compensados por una mejora en la utilidad bruta en 2015.
En 2014 el efectivo generado por las operaciones aumentó en 1.868 o 67,2%, a 4.646 de 2.778 en 2013, derivado
principalmente de una mejora en la utilidad bruta en 2014, parcialmente compensados por mayores gastos comerciales en
línea con el aumento de las ventas.
Actividades de inversión
El efectivo relacionado con las actividades de inversión totalizó aplicaciones netas de 4.620, 3.430 y 1.850 en los ejercicios
2015, 2014 y 2013, respectivamente, según se detalla en el siguiente cuadro (Cifras en millones de pesos):
En 2015, la mayor aplicación de 1.190 con respecto al ejercicio 2014 se corresponde principalmente con mayores inversiones
de capital, parcialmente compensado por mayores fondos generados por las desinversiones.
En 2014, la mayor aplicación de 1.580 con respecto al ejercicio 2013 se corresponde principalmente con mayores inversiones
de capital y por menores fondos generados por las desinversiones.
Las inversiones de capital, totalizaron 5.474, 3.853 y 2.524, respectivamente, según se detalla en el siguiente cuadro (Cifras
en millones de pesos):
Exploración y Producción de Petróleo y Gas
Las inversiones de capital en el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas totalizaron 5.079, 3.460 y 2.237 en
los ejercicios 2015, 2014 y 2013, respectivamente.
Durante 2015, 2014 y 2013, las inversiones de capital se focalizaron principalmente en mejorar la curva básica de
producción, en la exploración y en el desarrollo de reservas no convencionales. 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.
145
En 2015, el plan de inversiones de la Compañía incluyó la perforación de 42 pozos productores e inyectores, y la reparación
de 23 pozos, principalmente en las Cuencas Neuquina y Austral. Adicionalmente, se realizó la perforación de 4 pozos
exploratorios onshore, con el objetivo principal de obtener datos y evaluar la productividad en la Formación Vaca Muerta y
en la Formación Agrio.
En 2014, el plan de inversiones de la Compañía incluyó la perforación de 36 pozos productores e inyectores, y la reparación y
de 30 pozos en las Cuencas Neuquina y Austral. Esto incluye la perforación de 30 pozos y la reparación de 22 pozos en la
Cuenca Neuquina y la perforación de 6 pozos y la reparación de 8 pozos de la Cuenca Austral. Adicionalmente, en diciembre
de 2014, la legislatura de la Provincia de Río Negro ratificó el acuerdo firmado con el gobierno de la Provincia de Río Negro
para extender por un período adicional de 10 años las concesiones de las áreas 25 de Mayo-Medanito SE, Jagüel de los
Machos, Río Neuquén y Entre Lomas, que implicó la cancelación de un monto determinado.
En 2013, el plan de inversiones de la Compañía incluyó la perforación 51 pozos productores e inyectores, y la reparación de
87 pozos, principalmente en la cuenca Neuquina, en las áreas de Puerto Hernández, Medanito, El Mangrullo, Sierra Chata,
Aguada de la Arena y Río Neuquén. En la Cuenca Austral las inversiones se centraron principalmente en las áreas de Estancia
Agua Fresca y La Paz.
Refinación y Distribución
Las inversiones de capital efectuadas en el negocio de Refinación y Distribución totalizaron 191, 188 y 166 en los ejercicios
2015, 2014 y 2013, respectivamente.
Durante 2015 las inversiones en la Refinería Bahía Blanca se focalizaron principalmente en cuestiones de seguridad y medio
ambiente, conformidades legales y optimización y modernización de los distintos sectores de la refinería. Adicionalmente, se
concretaron inversiones en la Planta de Dock Sud y Caleta Paula, destinadas a la realización de mejoras operativas
relacionadas con cuestiones de logística y adecuación de tanques.
Durante 2014, las inversiones en la Refinería Bahía Blanca se focalizaron principalmente en una parada programada por
mantenimiento, y, en menor medida, en mejoras relacionadas con cuestiones logísticas, de seguridad y de medio ambiente.
Adicionalmente, se realizaron inversiones en las Plantas de Dock Sud y Caleta Paula, destinadas a la realización de mejoras
operativas relacionadas con cuestiones de logística y adecuación de tanques.
Durante 2013, las inversiones en la Refinería Bahía Blanca se focalizaron en mejorar las instalaciones de carga y descarga de
buques, planta de despacho y para introducir nuevas tecnologías en cuestiones de medio ambiente y seguridad.
Adicionalmente, en las Plantas de Dock Sud, Caleta Paula y la Planta de Pesados, se han realizado inversiones destinadas a la
realización de mejoras operativas relacionadas con cuestiones de logística y adecuación de tanques.
Petroquímica
En Petroquímica, las inversiones de capital efectuadas totalizaron 119, 73 y 101 en los ejercicios 2015, 2014 y 2013,
respectivamente.
Durante 2015, la Compañía realizó inversiones destinadas principalmente a trabajos relacionados a la Parada General
Programada llevada a cabo en el complejo de Puerto General San Martín que involucró a las plantas de Estireno, Etilbenceno,
Etileno PGSM y Etileno San Lorenzo, Usina y planta tratamiento efluentes. Adicionalmente se realizaron inversiones relativas
a la Parada Programada de la Unidad de Caucho, preliminares al Paro del Reforming de Naftas en 2016.
Durante 2014, la Compañía realizó inversiones destinadas principalmente a trabajos de sostenimiento en las plantas de
Estireno, Poliestireno y Caucho. Adicionalmente, se completaron inversiones que permitieron la ampliación de la producción
de gas propelente. Por otra parte, en 2014 se completó una parada programada para trabajos de mantenimiento en la unidad
de etileno en San Lorenzo y se realizaron trabajos de mantenimiento preventivo de la Turbo Caldera.
Durante 2013, la Compañía realizó inversiones inversiones para aumentar la eficiencia energética en la unidad de Reforming,
aumentar la recuperación de Gas Propelente y la flexibilización de materias primas para sus crackers. Adicionalmente, se
completó el proyecto el proyecto de instalación de un nuevo tanque de almacenaje de estireno monómero y del cuarto silo
en la Planta de Zárate, flexibilizando la entrega de producto a granel.
Gas y Energía
146
En Gas y Energía, las inversiones de capital efectuadas totalizaron 65, 97 y 6 en los ejercicios 2015, 2014 y 2013,
respectivamente.
En 2015 y 2014 las inversiones estuvieron relacionadas principalmente con trabajos de mantenimiento de la Central de Ciclo
Combinado Genelba.
Las desinversiones representaron ingresos de fondos por 792, 373 y 605 en los ejercicios 2015, 2014 y 2013, respectivamente.
Los ingresos del ejercicio 2015 se deben principalmente con la cobranza de la venta de los activos de la Cuenca Austral en
marzo de 2015. Los ingresos del ejercicio 2014 se corresponden principalmente con la cobranza de la venta de la
participación en la UTE Puesto Hernández en enero de 2014. Los ingresos del ejercicio 2013 se corresponden principalmente
con la cobranza de la venta de Innova en octubre de 2013.
Actividades de financiación
El efectivo neto aplicado a las actividades de financiación totalizó 233, 412 y 1.173, en 2015, 2014 y 2013, respectivamente,
según se detalla en el siguiente cuadro (Cifras en millones de pesos):
Las mayores aplicaciones del ejercicio 2013 se corresponden principalmente con la cancelación de la Obligación Negociable
Clase R, que requirió una erogación de 1.198.
Adicionalmente, conforme las disposiciones de las Asambleas Generales de Accionistas celebradas el 19 de marzo de 2015 y
el 27 de marzo de 2014, la Sociedad abonó dividendos en efectivo por 137 y 116 en los ejercicios 2015 y 2014,
respectivamente. Adicionalmente, se incluyen dividendos pagados a la participación no controlante por 26, 61 y 16 en los
ejercicios 2015, 2014 y 2013, respectivamente.
147
ENDEUDAMIENTO
Una porción significativa de la deuda financiera consolidada de la Sociedad está denominada en dólares estadounidenses.
Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, la deuda financiera de la Sociedad totalizó 3.971, 2.679 y 2.232, respectivamente,
según se detalla en el siguiente cuadro:
(Cifras en millones de pesos)
Al 31 de diciembre de 2015 se encontraban en circulación obligaciones negociables por un total de USD 300 millones de valor
nominal, que fueron emitidas bajo el Programa Global cuyo vencimiento operó en mayo de 2008.
Las Obligaciones Negociables Serie S devengan intereses a una tasa anual de 5.875% y tienen vencimiento en mayo de 2017.
En virtud de la documentación que regula las Obligaciones Negociables Serie S, si se produce un cambio de control (tal como
se define en dicha documentación), la Sociedad tiene que hacer una oferta de recompra a los titulares de la Clase S a un
precio de compra igual al 101% del valor nominal en circulación, más los intereses devengados y no pagados a la fecha de
compra. En el marco de la emisión de las Obligaciones Negociables Serie S se suscribió un acuerdo de compra standby con
Petrobras, conforme el cual, en el caso de un incumplimiento de la parte correspondiente a la Compañía en el pago de
principal, intereses o cualquier otro monto adeudado en virtud de las Obligaciones Negociables Serie S, Petrobras estaría
obligado a comprar los derechos de los tenedores de las Obligaciones Negociables Serie S, pagando por ello toda la suma
debida e impaga por Petrobras Argentina S.A.
La Asamblea General Extraordinaria de Accionistas de Petrobras Argentina S.A. celebrada el 21 de marzo de 2013 aprobó la
constitución de un nuevo programa global de emisión de obligaciones negociables por hasta un monto máximo de capital en
circulación en cualquier momento de USD 500 millones o su equivalente en otras monedas, con una vigencia de 5 años, o el
plazo máximo que pueda ser fijado por la futura regulación que resulte aplicable, conforme se describe en el presente
Prospecto. Dicho programa global fue aprobado por la CNV en Agosto de 2013.
El perfil de vencimiento de la deuda al 31 de diciembre de 2015 es el siguiente:
El 9 de junio de 2005, el PEN, 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 debía ser
depositado en instituciones financieras nacionales. Este depósito: (1) debía registrarse (2) sería intransferible (3) no
generaría intereses (4) debía realizarse en dólares estadounidenses (5) tendría que realizarse en un plazo de 365 días (6) no
podría utilizarse como garantía o colateral en relación con otras operaciones de crédito. La financiación de exportaciones e
importaciones y las ofertas públicas primarias de títulos de deuda que cotizan en mercados autorregulados se encuentran
exentas de las disposiciones precedentes.
Mediante la Comunicación “A” 5850 del Banco Central con fecha 17 de Diciembre de 2015 se redujo el plazo de permanencia
para los ingresos de préstamos financieros, pasando de 365 días a 120 días y se llevó a cero el porcentaje de encaje
establecido en el Decreto N° 616/05.
148
Cláusulas de Cambio de Control y Cross Default
En caso se produzca un cambio de control, el contrato suplementario de las Obligaciones Negociables Serie S exige que la
Compañía ofrezca la recompra de cualquiera y todas las obligaciones negociables vigentes a un precio de compra igual al
101% del monto total de capital de dichos instrumentos, más cualquier interés devengado y no pagado más cualquier otro
monto adicional, si existiera, desde la fecha de compra. Adicionalmente existen garantías emitidas por instituciones
bancarias a solicitud de la Compañía y a favor de terceros, las cuales podrían generar una obligación para la Compañía de
reemplazar o de avalar las mismas con un depósito en efectivo en caso de producirse un cambio de control.
Ver “Factores de Riesgo - En caso se produzca un cambio de control de la Compañía, ésta puede no tener la capacidad de
reunir los fondos necesarios para financiar la oferta de recompra de como es requerido por las Obligaciones Negociables Serie
S o para reemplazar garantías o avalar con un depósito en efectivo las mismas”.
Por otra parte, las obligaciones negociables y las garantías mencionadas 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 financiero de la Sociedad o
de sus subsidiarias significativas fuese acelerado o no fuese cancelado al vencimiento, siempre que dichos importes vencidos
y no pagados excedan el mayor de USD 25 millones o el 1% del patrimonio de Petrobras Argentina al momento de dichos
vencimientos, y siempre que el incumplimiento no haya sido anulado o subsanado dentro de los plazos legales y/o
contractuales que fuesen aplicables.
Adicionalmente, contienen cláusulas con otras obligaciones que, de ser incumplidas, y siempre que el incumplimiento no
haya sido anulado o subsanado dentro de los plazos legales y/o contractuales aplicables, podrían ocasionar también, una
aceleración de la deuda.
A la fecha de emisión del presente Prospecto, Petrobras Argentina ha cumplido con todas las cláusulas, compromisos y
requisitos relacionados con su endeudamiento financiero.
REQUERIMIENTOS FUTUROS DE CAPITAL
La Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria celebrada el 28 de abril de 2016: (a) aprobó (i) de acuerdo con los requisitos
legales, un incremento de la Reserva para Futuros Dividendos por Ps.810 millones y la transferencia a Reserva Legal por Ps.43
millones en base los resultados de la Compañía de 2014, y (ii) el mantenimiento de la reserva para futuras inversiones (que
consisten en un aumento por un monto de Ps.5.474 millones y una disminución por un monto de Ps.5.474 millones); y (b)
delegó en el Directorio la capacidad de determinar la fecha de distribución de dividendos y el monto. Como resultado de lo
anterior, la reserva para futuros dividendos asciende a Ps.1.969 millones y la reserva para futuras inversiones asciende a
Ps.5.730 millones a la fecha del presente Prospecto.
Petrobras Argentina considera que los requerimientos de capital relacionados con su programa de inversiones, amortización
de deuda financiera, necesidades de capital de trabajo y dividendos, serán cubiertos a través de la generación operativa de
fondos y, en menor medida, con nuevo endeudamiento y eventuales desinversiones de activos.
El monto total de las inversiones dependerá de varios factores, muchos de los cuales se encuentran fuera del control de la
Sociedad, entre otros, la futura evolución de los precios de los commodities que la Sociedad comercializa, el
comportamiento de la demanda de energía en la Argentina y en mercados regionales, la existencia y el impacto competitivo
de proyectos alternativos, la aplicabilidad de regulaciones y cambios en los impuestos y regalías aplicables y la situación
política, económica y social de los países en los que opera.
Exploración y Producción de Petróleo y Gas
El plan de inversiones previsto para el año 2016 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.
La Sociedad continuará con el desarrollo de reservas de petróleo y gas a través de la perforación de pozos, delimitación de
reservas, extensión de proyectos de recuperación secundaria y ampliación de las instalaciones de superficie
correspondientes.
149
En este sentido, y con el uso de tecnología innovadora en el país, se continuará trabajando con programas de estudios e
inversiones en exploración, en pos de lograr descubrimientos tanto en reservorios convencionales como no convencionales de
petróleo y gas.
Refinación y Distribución
En 2016 las inversiones estarán principalmente orientadas a la eficiencia y confiabilidad operativa de las instalaciones de
refinación en su conjunto y al mantenimiento de la red de estaciones de servicio Petrobras.
Petroquímica
Para el año 2016, se seguirán con las inversiones de sostenimiento, confiabilidad y cumplimiento legal y se realizará la
parada programada para mantenimiento de la unidad Reformadora de Naftas en Puerto General San Martín.
Gas & Energía
En el negocio de Gas y Energía se continuará trabajando para atender las necesidades de consumo propio y paralelamente
desarrollar alternativas rentables de comercialización.
COMPROMISOS CONTRACTUALES
(1) Los precios son determinados generalmente por fórmulas basadas en precios de mercados de futuro. Los precios
estimados en esta tabla, utilizados para calcular el equivalente monetario de estas obligaciones de compra, se basan en
precios corrientes de mercado al 31 de diciembre de 2015 y pueden no reflejar los precios reales en el futuro. En
consecuencia, los montos en pesos expuestos en esta tabla con respecto a estas obligaciones se proporcionan al sólo efecto
ilustrativo.
(2) Precio estimado de $ 0,71 por MMm3.
150
ADMINISTRACIÓN, COMITÉ DE AUDITORÍA Y COMISIÓN FISCALIZADORA
Directorio
El Estatuto Social de Petrobras Argentina establece que el Directorio, el cual se reúne formalmente al menos una vez cada
tres meses, debe estar constituido por nueve miembros titulares, quienes son elegidos por el término de tres ejercicios y se
renuevan por tercios cada ejercicio. La Asamblea puede designar suplentes en igual o menor número que los titulares, para
subsanar la falta de los Directores por cualquier causa, fijando el orden de su incorporación.
Se indica a continuación la composición actual del Directorio de la Sociedad, según fuera aprobada por la Asamblea General
Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas de Petrobras Argentina celebrada el 28 de abril de 2016, y considerando posteriores
modificaciones:
Nombre
Año de empleo
por Petrobras
Argentina Cargo Carácter
Vencimiento
del mandato
Fecha de
asamblea de
designación CUIT / Pasaporte
André Lima Cordeiro - Presidente No Independiente 3 años 28/04/2016 Pasaporte Brasil FH-474266
Jorge José Nahas Neto - Vicepresidente No Independiente 2 años 19/03/2015 20-60425264-5
Guilherme Pontes Galvão França - Director Titular No Independiente 2 años 19/03/2015 20-60438335-9
Carlos Alberto Pereira de Oliveira - Director Titular No Independiente 2 años 19/03/2015 20-93956365-3
Cedric Bridger - Director Titular Independiente 1 año 27/03/2014 20-05038560-5
Roberto Luis Monti - Director Titular Independiente 1 año 27/03/2014 20-04563973-9
Roberto Alejandro Fortunati - Director Titular Independiente 1 año 28/04/2016 20-11953815-8
Marcos Benício Pompa Antunes 2015 Director Titular No Independiente 3 años 28/04/2016 20-95445231-0
Maelcio Mauricio Soares 2015 Director Titular No Independiente 3 años 28/04/2016 20-95499759-7
Gustavo Tardín Barbosa - Director Suplente No Independiente 2 años 19/03/2015 Pasaporte Brasil FJ 951285
Claudio Rogerio Linassi Mastella - Director Suplente No Independiente 2 años 19/03/2015 Pasaporte Brasil FL 259474
Mauro Roberto Da Costa Mendes - Director Suplente No Independiente 2 años 19/03/2015 Pasaporte Brasil FD 375766
Gustavo Adolfo Amaral 2015 Director Suplente No Independiente 3 años 28/04/2016 20-94009788-7
José Jorge de Moraes Junior - Director Suplente No Independiente 3 años 28/04/2016 Pasaporte Brasil FH 458965
Héctor Daniel Casal 1991 Director Suplente No Independiente 3 años 28/04/2016 20-11875775-1
Alejandro Poletto - Director Suplente Independiente 1 año 27/03/2014 20-23146577-5
Santiago Luis Montezanti - Director Suplente Independiente 1 año 28/04/2016 20-24765545-0
Conforme los criterios establecidos por el Artículo 11, Sección III, Capítulo III, Título II de las Normas (TO 2013) de la CNV,
los señores Cedric Bridger, Roberto Luis Monti, Roberto Alejandro Fortunati, Alejandro Poletto y Santiago Luis Montezanti
revisten el carácter de Directores independientes. Conforme a dicha norma, los demás miembros del Directorio revisten el
carácter de no independientes.
Según las Normas de la CNV, se entiende que un miembro del órgano de administración no reúne la condición de
independiente, cuando se den una o más de las siguientes circunstancias a su respecto:
Sea también miembro del órgano de administración o dependiente de los accionistas que son titulares de
“participaciones significativas” en la emisora, o de otras sociedades en las que estos accionistas cuentan en forma directa o
indirecta con “participaciones significativas” o en la que estos accionistas cuenten con influencia significativa.
Esté vinculado a la emisora por una relación de dependencia, o si estuvo vinculado a ella por una relación de
dependencia durante los últimos 3 años.
Tenga relaciones profesionales o pertenezca a una sociedad o asociación profesional que mantenga relaciones
profesionales con, o perciba remuneraciones u honorarios (distintos de los correspondientes a las funciones que cumple en el
órgano de administración) de la emisora o los accionistas de esta que tengan en ella en forma directa o indirecta
“participaciones significativas” o influencia significativa o con sociedades en las que estos también tengan en forma directa o
indirecta “participaciones significativas” o cuenten con influencia significativa.
En forma directa o indirecta, sea titular de una “participación significativa” en la emisora o en una sociedad que
tenga en ella una “participación significativa” o cuente en ella con influencia significativa.
En forma directa o indirecta, venda o provea bienes o servicios a la emisora o a los accionistas de esta que tengan
en ella en forma directa o indirecta “participaciones significativas” o influencia significativa por importes sustancialmente
superiores a los percibidos como compensación por sus funciones como integrante del órgano de administración.
Sea cónyuge o conviviente reconocido legalmente, pariente hasta el segundo grado de consanguinidad o segundo
grado de afinidad de individuos que, de integrar el órgano de administración, no reunirían la condición de independientes
conforme los criterios expuestos precedentemente.
151
Se entiende por “participaciones significativas” a aquellas tenencias de acciones que representen por lo menos el 15% del
capital social, o una cantidad menor cuando tuvieren derecho a la elección de uno o más directores por clase de acciones o
tuvieren con otros accionistas convenios relativos al gobierno y administración de la sociedad de que se trate, o de su
controlante. Asimismo, a los fines de definir “influencia significativa” deberán considerarse las pautas establecidas en las
normas contables profesionales.
A continuación se describe brevemente los principales negocios y experiencia académica de cada uno de los directores
detallados en la tabla anterior:
André Lima Cordeiro (56 años): se graduó como Ingeniero de Fortificación y Construcción en el Instituto Militar de Ingeniería
en 1982, especializándose Ingeniería del Petróleo en 1984. En el año 1990 se graduó como Geólogo en la Universidad del
Estado de Río de Janeiro (UERJ). Posteriormente, realizó un curso de Petróleo Management en el Instituto Canadiense para el
Desarrollo de la Industria del Petróleo (CIPID) en el año 1993 y un MBA Ejecutivo en COPPEAD - Universidad Federal de Río de
Janeiro en 1995. Ingresó a Petrobras en 1983, desempeñándose en diversas áreas de la compañía y cargos gerenciales, entre
ellos Gerente Ejecutivo de Logística y Participaciones en Gas Natural (2008/2012), Gerente Ejecutivo para América, África y
Eurasia (2012-2013), Gerente Ejecutivo en el Centro de Pesquisas Leopoldo Américo Miguez de Mello (CENPES 2013-2016).
Asimismo, también ocupó funciones como Director Suplente de Petrobras Argentina S.A. (2009-2010), Director de Petrobras
Oil &Gas B.V (2012-2014), Presidente del Directorio en Petrobras América INC. y Director de Drill Ship International B.V.
(2013-2014), entre otros. Actualmente, ejerce la función de Gerente Ejecutivo en Terras e Águas Rasas (TAR) en Petrobras.
Jorge José Nahas Neto (55 años): se graduó en Economía en la Universidad Candido Mendes en 1981, especializándose en
Ingeniería Económica en 1993 en la misma Universidad. Desde 1980, se desempeñó en distintas empresas nacionales e
internacionales. Durante los años 1987 a 1993, se desempeñó en varias empresas nacionales y multinacionales, alcanzando el
cargo de controler del Grupo Montreal. Ingresó a Petrobras en 1993, donde ejerció diversos cargos en el área financiera y de
planeamiento de Brasil y el exterior, ocupando el cargo de Gerente Financiero de Petrobras Internacional – BRASPETRO y de
Gerente Administrativo Financiero de Petrobras América Inc. en Houston, Texas, Estados Unidos de América. Se desempeñó
como Gerente Ejecutivo de Planeamiento Financiero y Gestión de Riesgos y desde el año 2008 ejerce el cargo de Consejero
Deliberativo de Petros. Actualmente, es Director Financiero de TBG – Transportadora Brasileira Gasoducto Bolivia– Brasil S.A.
Guilherme Pontes Galvão França (56 años): se graduó en la carrera de Ingeniería Química en la Universidad Federal de Río de
Janeiro (UFRJ) en 1981. En 1982 ingresó a Petrobras, donde trabajó como jefe del sector de mercado interno de Lubricantes,
parafinas y coque y jefe del sector de mercado interno de nafta, propano, asfalto y solventes. También se desempeñó en
diversas funciones gerenciales tales como Gerente de Comercio de GLP, Gerente de Comercio Exterior de Productos Claros,
Gerente General de Comercio de Petróleo y Materias Primas Industriales y Gerente de Marketing. En el año 1996 finalizó una
especialización en Marketing (MBA) en COPPEAD y en el año 2000 obtuvo un Senior Executive - Programa de Desarrollo
Gerencial Ejecutivo por IBMEC. Actualmente se desarrolla en la Gerencia Ejecutiva de Abastecimiento, Marketing y
Comercialización.
Carlos Alberto Pereira de Oliveira (57 años): se graduó en Ingeniería Mecánica en el Instituto de Ingeniería en Río de Janeiro
y en Administración en la Universidad Federal de Río de Janeiro (UFRJ), ambos en 1980. En el año 1981 se especializó en
Ingeniería del Petróleo y en el año 1990 concluyó una Maestría en Finanzas en la Universidad Católica de Rio de Janeiro.
Asimismo en el año 1997 hizo un curso de Finanzas y Contabilidad del Petróleo en la Universidad de Texas, Dallas (USA).
Ingresó a Petrobras en 1981 desempeñándose en diversas áreas de la compañía y a partir de 1990 comenzó a ocupar cargos
gerenciales, entre ellos Gerente General de Reservas, Dirección Ejecutiva de Exploración y Producción de Petróleo y Gas en
PESA, CEO de Petrobras Energía Perú S.A, Director de Petrolera Entre Lomas S.A, Gerencia Ejecutiva de Soporte Técnico a los
Negocios Internacionales de Petrobras. También actuó como miembro del Directorio de Petrobras Venezuela Investments y
Services B.V. y Director Suplente de PESA. Actualmente tiene a cargo la Gerencia Ejecutiva de Estrategia y Organización de
Petrobras.
Cedric Bridger (80 años): se graduó de Contador Público en Londres, donde inició sus actividades profesionales. En Buenos
Aires, en el año 1964, se desempeñó como Gerente de Finanzas de FADIP S.A. (posteriormente Hughes Tool Co. S.A.). Luego
ocupó la Gerencia General de la compañía en Brasil, y fue finalmente designado Vicepresidente de Operaciones de la
compañía para Latinoamérica. Entre 1992 y 1998, fue CFO de YPF S.A. En abril de 1998, se retiró de YPF S.A. y ocupó el
cargo de Director del Banco Hipotecario S.A. Se desempeña como Director de las firmas IRSA desde el año 2003 y Petrobras
Argentina S.A. desde el año 2004.
Roberto Luis Monti (76 años): se graduó en Ingeniería Electromecánica, con orientación Electrónica. Obtuvo un master en
Ingeniería Electrónica en la Universidad de Buenos Aires y un MBA en AMA, Nueva York. Trabajó durante treinta y dos años en
Schlumberger, donde fue Vicepresidente de operaciones de Wireline, Presidente de Anadrill, Presidente de Wireline &
Testing para Europa, África, Medio y Lejano Oriente, y Latino América, también trabajó como Presidente de Dowell a nivel
152
mundial durante el período 1981 a 1995. Adicionalmente, se desempeñó como Presidente y CEO de Maxus Energy Corporation
entre los años 1995 y 1997. Ocupó el cargo de Presidente y CEO de YPF S.A. desde 1997 a 1999; la Vicepresidencia de
Exploración y Producción de Repsol YPF S.A. y la Vicepresidencia del Directorio de YPF S.A. en el año 2000. Se desempeña
como Director de Petrobras Argentina S.A. desde el año 2003. Asimismo, es miembro del Directorio de Tenaris S.A.
Roberto Alejandro Fortunati (60 años): en 1979 se graduó en la Facultad de Derecho de la Universidad de Buenos Aires. Entre
1980 y 1986 se desempeñó como abogado de Amoco Argentina Oil Company. Entre 1986 y 2001, fue miembro y socio del
Estudio Beccar Varela. Desde comienzos de 2001 hasta fines de 2002, se desempeñó como Director de Asuntos Legales de la
sucursal argentina de Citigroup. En 2003 fundó el estudio jurídico Fortunati & Asociados, que en 2010 se unión al Estudio
Beccar Varela, del cual es actualmente socio. Entre 2004 y 2005 se desempeñó como Director de Petrobras Energía
Participaciones S.A. y entre 2006 y 2011 como Director de Petrobras Energía S.A., siendo miembro de sus respectivos Comités
de Auditoría.
Marcos Benício Pompa Antunes (57 años): se graduó como Ingeniero Civil en la Pontificia Universidad Católica de Río de
Janeiro en el año 1980. Posteriormente realizó un MBA en Gestión Empresarial en la Universidad Federal de Río de Janeiro en
el año 1995. Cuenta con una trayectoria de 34 años dentro del Sistema Petrobras, donde adquirió una amplia experiencia
técnica y gerencial, ocupando diversos cargos en Brasil y en otros países, entre ellos, Gerente de activos de Gas y Energía en
Petrobras Bolivia S.A., Director Ejecutivo de Operaciones y Logística en Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha (Japón) y Gerente
General de Diseño e Instalación de Proyectos de Desarrollo de Producción en Petrobras, posición que se encontraba
desempeñando hasta su designación como Director Presidente de Petrobras Argentina S.A.
Maelcio Mauricio Soares (55 años): se graduó en la carrera de Ingeniería Mecánica en la Fundación Técnico-Educacional Souza
Marques en el año 1984, efectuando un Posgrado en Finanzas Corporativas en el Instituto Brasilero de Mercado de Capitales
(1998) y un Master en Business Administration ("MBA") para Altos Ejecutivos en la Pontificia Universidad Católica de Río de
Janeiro (2001). Proviene del Banco do Brasil, donde desde septiembre de 2013 hasta agosto de 2015 ocupaba la
Superintendencia Estadual de Banca Minorista y Gobierno de Pernambuco. En 2012 y 2013 estuvo a cargo de la
Superintendencia Estadual de Banca Minorista y Gobierno de Maranhão, y anteriormente entre los años 2008 a 2011 se
desempeñó como Gerente General del Banco do Brasil en la República Argentina.
Gustavo Tardin Barbosa (54 años): se graduó en Ingeniería Civil en la Pontifica Universidad Católica de Río de Janeiro en
1985. Además, posee un MBA de la Fundación Getulio Vargas (1992), posee un título de posgrado en Finanzas Corporativas de
London Business School (1996) y en Gestión Avanzada de Wharton School (2002). Ingresó en Petrobras en 1986, donde
desempeñó diversos cargos jerárquicos financieros, entre ellos, Contralor Financiero de Petrobras International (1993-1994),
Director Financiero de Petrobras Reino Unido (1994-1999), Gerente Ejecutivo de Planificación Financiera y Gestión de Riesgo
de Petrobras SA. (1999-2003) y Director Financiero de Petrobras América (2003-2011). En 2011, Petrobras S.A. lo designó
Gerente Ejecutivo de Finanzas Corporativas.
Cláudio Rogério Linassi Mastella (53 años): se graduó en 1986 en la carrera de Ingeniería Química en la Universidad Federal
de Río Grande do Sul (UFRGS) y de Ingeniero de Procesamiento en el CENPRO en el año 1987. Ese mismo año ingresó en
Petrobras donde se desempeñó en diversas funciones gerenciales en las áreas de Refino, Logística, Comercial y
Abastecimiento. En el año 2006 finalizó una especialización en Competencias Gerenciales en la Universidad de Petrobras.
Actualmente ejerce la función de Gerente Ejecutivo de Abastecimiento y Logística.
Mauro Roberto da Costa Mendes (53 años): se graduó en Ingeniería Civil en la Universidad Federal de Pará, con Maestría en
Ingeniería de Producción por la PUC-RJ. En 1987 ingresó en Petrobras ejerciendo diversas funciones gerenciales, entre ellas
Gerente de Activo de Producción de Urucu en la entonces Unidad de Negocios de Amazonas (UN-AM), Gerente de Activo de la
Unidad de tratamiento y Procesamiento de Fluidos de la Unidad de Negocios de Río Grande do Norte y Ceara (UN-RNCE) y
Gerente General de Creación e Implementación de Proyectos de Desarrollo de Producción de Pré-sal de la Bacia de Santos.
En 2013, fue nombrado Gerente Ejecutivo de E&P de Norte-Nordeste, cargo que ocupa actualmente.
Gustavo Adolfo Amaral (59 años): se graduó en la carrera de Ingeniería Civil en el Instituto Militar de Engenharia de Río de
Janeiro en el año 1980. Ingresó en Petrobras en 1981, donde desempeñó diversos cargos, principalmente en el Área
Internacional en proyectos de exploración y producción en África, América Latina, el Golfo de México y el Mar del Norte.
Ocupó varios cargos Gerenciales en Petrobras Brasil como en el exterior, tales como Gerente de Negocios, Planificación y
Estrategia de Exploración y Producción de PESA y Director de Exploración y Producción de la Sociedad. Asimismo, desde fines
de 2008 al año 2013 se desempeñó como Vice-Presidente de Exploración y Producción de Petrobras América en Houston,
Texas, Estados Unidos de América.
José Jorge de Moraes Junior (60 años): se graduó como Geólogo en la Universidad de São Paulo en 1979, concluyó una
Maestría en Sedimentología y Estratigrafía en la Universidad Federal de Ouro Preto en 1988. Ingresó en Petrobras en 1980,
153
donde desempeño diversas funciones, entre ellos Gerente Sectorial de la actividad exploratoria de las cuencas de Santos y
Pelotas, entre 1990 y 1995; Coordinador de las actividades exploratorias de las cuencas del sur y sureste, entre 1996 y 1997;
Gerente de exploración en Petrobras Colombia, durante los años de 1998 y 2002; Gerente sectorial de la actividad
exploratoria de la área sur de la cuenca de Campos, entre 2002 y 2003; Gerente General de Nuevos Negocios entre los años
de 2003 y 2009. Durante el periodo entre 2009 y 2013 se desempeñó como Gerente Ejecutivo de E&P Corporativo y,
actualmente, ejerce la función de Gerente Ejecutivo de Internacional Corporativo.
Héctor Daniel Casal (59 años): graduado en la carrera de Abogacía. Ingresó a la Compañía en 1991 y actualmente es Director
de Asuntos Legales de Petrobras Argentina S.A. Se desempeña como Director Suplente de Petrobras Energía Internacional S.A.
y Petrolera Entre Lomas S.A. Asimismo, se desempeña como Director en Transportadora de Gas del Sur S.A. y Compañía de
Inversiones de Energía S.A. En el exterior es Director en Petrobras Energía Colombia.
Alejandro Poletto (42 años): se graduó en Derecho en la Universidad Católica Argentina en 1998, y realizó una Maestría en
Derecho (LL.M.) en Cornell University Law School, Ithaca, Nueva York. Anteriormente, se desempeñó como asociado en las
firmas Marval, O'Farrell & Mairal y Cárdenas, Cassagne & Asociados de Buenos Aires. Asimismo, trabajó como Asociado
Extranjero en Skadden, Arps, Slate, Meagher & Flom LLP (oficina Nueva York). A partir de septiembre de 2007 se incorporó a
la firma Fortunati & Asociados (actualmente Estudio Beccar Varela y Asociados), en carácter de socio. Se desempeña como
Director Suplente de Petrobras Argentina S.A. desde el año 2008.
Santiago Luis Montezanti (40 años): se graduó con medalla de oro en la Facultad de Derecho de la Universidad de Buenos
Aires, y realizó un Postgrado sobre Derecho Tributario en la Universidad Católica Argentina en el año 2000. Además cursó la
carrera de especialización en Derecho Tributario en la Universidad Austral entre los años 2004 y 2005. Ha publicado artículos
en diversas revistas y publicaciones y participado en conferencias sobre su especialidad. Se desempeñó como Abogado Senior
en la firma Nicholson & Cano Abogados entre 1999 y 2005, año en el que se incorporó a la firma Fortunati & Asociados.
Actualmente es socio del Estudio Beccar Varela. Entre 2007 y 2008 se desempeñó como Director de Petrobras Energía
Participaciones S.A., siendo miembro de su Comité de Auditoría.
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 General de Sociedades. 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. Ver – “Remuneraciones de Directores y Principales Ejecutivos”.
No existen contratos de locación de servicios de los directores con la Sociedad o cualquiera de sus subsidiarias que prevean
beneficios luego de la conclusión de sus mandatos, excepto los establecidos por ley.
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.
Comité de Auditoría
De conformidad con lo previsto por los artículos 109 y 110 de la Ley Nº 26.831 (Ley de Mercado de Capitales) y las Normas de
la CNV, las sociedades que efectúan oferta pública de sus títulos y acciones deberán constituir un Comité de Auditoría que
funcionará en forma colegiada con tres o más miembros del Directorio. En virtud de esto, el Directorio de la Sociedad aprobó
con fecha 21 de mayo de 2003 el proceso de implementación requerido por Resolución General N° 400/02 de la CNV la cual
adicionalmente establece que la implementación y el funcionamiento de dicho Comité deberá constar en el reglamento
interno de la entidad o en sus Estatutos.
154
En cumplimiento de dicha normativa, la Asamblea General Ordinaria de Accionistas celebrada el 19 de marzo de 2004
dispuso, entre otras medidas, la incorporación al Estatuto Social de un artículo que detalla la composición y el
funcionamiento del Comité de Auditoría.
El propósito del Comité de Auditoría es el de asistir al Directorio a cumplir con sus responsabilidades frente a los inversores y
el mercado, entre otros, en cuestiones relacionadas con: (1) la integridad de los estados financieros, (2) el cumplimiento de
requerimientos legales, reglamentarios y de conducta aplicables, (3) la calificación e independencia del auditor externo que
actúa como contador certificante (el “Auditor Independiente”) y (4) el desempeño de la función de auditoría interna y del
Auditor Independiente.
El Comité de Auditoría está integrado por tres Directores titulares e igual o menor número de suplentes, quienes son
designados por el Directorio de entre sus miembros. Pueden ser miembros del Comité aquellos Directores versados en temas
financieros, contables o empresariales. La totalidad de sus integrantes deben ser independientes, de acuerdo con el criterio
establecido para ello en las normas aplicables de la SEC y el NYSE (en la medida que éstas sean aplicables a emisores no
estadounidenses y teniendo en cuenta cualesquiera de las excepciones establecidas en las mismas), mientras que la CNV sólo
requiere que la mayoría de sus integrantes sean independientes. Considerando que las acciones que constituyen el Capital
social cotizan en el New York Stock Exchange mediante un programa de American Depositary Shares y que en consecuencia la
Sociedad se encuentra sujeta a las disposiciones de dicha entidad como así también a las de la SEC, el Comité se encuentra
compuesto íntegramente por Directores independientes, formando parte del mismo los señores Cedric Bridger, Roberto Luis
Monti y Roberto Alejandro Fortunati como miembros titulares, y los señores Alejandro Poletto y Santiago Luis Montezanti
como miembros suplentes.
Anualmente, el Comité de Auditoría elabora un plan de actuación para el ejercicio del que da cuenta al Directorio y a la
Comisión Fiscalizadora. Los Directores, los miembros de la Comisión Fiscalizadora, gerentes y auditores externos están
obligados, a requerimiento del Comité de Auditoría, a asistir a sus sesiones y a prestarle su colaboración y acceso a la
información que dispongan. El Comité de Auditoría tiene acceso a toda la información y documentación que estime necesaria
para el cumplimiento de sus obligaciones. Para un mejor cumplimiento de sus tareas, el Comité podrá contratar, por cuenta
de la Sociedad, los servicios de asesoramiento de letrados y otros profesionales independientes de acuerdo con un
presupuesto aprobado por la Asamblea General de Accionistas.
El Comité de Auditoría tiene las siguientes facultades y responsabilidades:
Supervisar el funcionamiento de los sistemas de control interno y del sistema administrativo-contable, así como la
fiabilidad de este último y de toda la información financiera o de otros hechos significativos que sea presentada a la CNV y a
los mercados en cumplimiento del régimen informativo aplicable.
Establecer y supervisar la implementación de procedimientos para la recepción, documentación, tratamiento y
seguimiento de quejas o reportes de irregularidades relacionados con temas contables, de control interno o de auditoría,
dando manejo confidencial y anónimo a los mismos.
Emitir opiniones fundadas sobre operaciones entre partes relacionadas según lo exigido por la legislación aplicable.
Emitir opiniones fundadas cuando exista o surja un conflicto de interés y comunicarlas a los mercados según lo exigido por la
CNV.
Proporcionar al mercado información respecto de las operaciones en las cuales exista conflicto de intereses con
integrantes de los órganos sociales y/o accionistas controlantes.
Emitir opinión sobre la razonabilidad de las propuestas de honorarios y de planes de opciones sobre acciones de los
directores y administradores de la sociedad que formule el órgano de administración.
Emitir opinión sobre el cumplimiento de exigencias legales y sobre la razonabilidad de las condiciones de emisión de
acciones o instrumentos convertibles en acciones, en caso de aumento de capital, con exclusión o limitación del derecho de
preferencia.
Emitir como mínimo en ocasión de la presentación de los Estados Financieros anuales un informe dando cuenta del
tratamiento dado durante el ejercicio a las cuestiones de su competencia.
Emitir opinión a la Asamblea de Accionistas sobre la propuesta elevada por el Directorio para la designación (o
revocación) del Auditor Independiente.
Evaluar la calificación e independencia del auditor externo.
Emitir y mantener un procedimiento de pre-aprobación de cualquier servicio (sea o no relacionado con auditoría) a
ser prestado por el Auditor Independiente, bajo el cual el Comité será el único autorizado a pre aprobar cualquier servicio
por parte de dicho Auditor.
Evaluar la calidad de los principios contables de la Compañía y principales cambios en la aplicación de los mismos.
155
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 2015 se continuó trabajando en consolidar varias de las iniciativas implementadas a partir de 2004, tendientes
a fortalecer las buenas prácticas de Gobierno Corporativo:
• Con relación a la gestión del Comité de Auditoría, se observa una fluida interacción con los distintos sectores de la
Organización y un alto involucramiento con la gestión de los negocios de la Compañía, atendiendo todas las normativas y
regulaciones vigentes en Argentina y en Estados Unidos de América.
• Las herramientas y procedimientos para la denuncia de irregularidades contables, financieras y conflictos de
intereses, puestos en marcha en 2005, han permitido acercar las denuncias al Comité de Auditoría, protegiendo la
confidencialidad y anonimato de los denunciantes.
• La Oficina de Ombudsman es un canal que facilita el análisis y encauzamiento de las denuncias, opiniones,
sugerencias, pedidos y expectativas de personas que, directa o indirectamente, estén relacionadas con la Sociedad.
• La divulgación de información relevante a los mercados se realizó siguiendo las normas y prácticas establecidas por
la Sociedad, respetando las buenas prácticas del mercado y cumpliendo con los requerimientos legales vigentes.
En cumplimiento del artículo 1 del Capítulo I, Título IV del Texto Ordenado 2013 (las “Normas”) de la Comisión Nacional de
Valores, la Sociedad ha elaborado el Código de Gobierno Societario correspondiente al ejercicio cerrado el 31 de diciembre
de 2015, que se encuentra como Anexo de la Memoria de los Estados Financieros de la Sociedad cerrados al 31 de diciembre
de 2015. El mismo analiza detalladamente los principios y las recomendaciones incluidas en la mencionada norma. Esta
normativa se estructura en distintos principios de gobierno corporativo, conteniendo cada uno de ellos una serie de
recomendaciones y comentarios, donde los principios enuncian conceptos generales que subyacen al buen gobierno
societario, las recomendaciones sugieren un marco para la aplicación de esos principios y los comentarios indican cómo llevar
a cabo la buena práctica en cuestión.
Por otra parte, desde el ejercicio 2006, la Sociedad, en su condición de empresa registrada en la 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.
Comisión Fiscalizadora
La Comisión Fiscalizadora está integrada por tres miembros titulares y tres miembros suplentes. La Asamblea General
Ordinaria y Extraordinaria del día 28 de abril de 2016 designó tres Síndicos Titulares y dos Suplentes, disponiendo el pase a
un cuarto intermedio a fin de continuar con el tratamiento para cubrir el cargo de un miembro suplente, continuando la
reunión el día 27 de mayo de 2016. Se indica a continuación la composición actual:
156
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 General de
Sociedades, el Estatuto Social y las resoluciones adoptadas por los accionistas. Asimismo, la Comisión Fiscalizadora debe
cumplir otras funciones, como por ejemplo: (i) asistir a las reuniones del Directorio y las Asambleas de Accionistas, (ii)
convocar una Asamblea General Extraordinaria de Accionistas cuando lo considere necesario, o cuando se lo requieran los
accionistas, de conformidad con la Ley General de Sociedades, (iii) presentar en la Asamblea Ordinaria de Accionistas, un
reporte sobre los informes del Directorio y los Estados Financieros anuales de la Compañía y (iv) investigar los reclamos
escritos de los accionistas que representan no menos del 2% del capital accionario. La Comisión Fiscalizadora no deberá
participar en ningún control de gestión de la Administración y, por ende, no deberá evaluar el criterio comercial y las
decisiones sobre cuestiones de administración, financiamiento, ventas y producción, pues tales cuestiones son
responsabilidad exclusiva del Directorio.
El señor Justo Federico Norman, y la señora María Laura Maciel son abogados y pertenecen al Estudio Maciel, Norman &
Asociados; y los señores Héctor Osvaldo Rossi Camilión y Jorge Héctor Lorenzo son abogados y pertenecen al Estudio Rossi
Camillón y Asociados.
En cumplimiento de la RT N° 15 de la FACPCE, Juan Carlos Cincotta reviste el carácter de independiente.
Juan Carlos Cincotta (71 años): Contador Público Nacional graduado en la Universidad de Buenos Aires. Titular de Cincotta
Asesores, consultor en temas contables, de auditoría y gobierno corporativo. Ha estado a cargo de importantes trabajos de
auditoría en empresas públicas y privadas. Fue miembro del Professional Accountancy Organization Development Committee
y del Nominating Committee de la International Federation of Accountants (IFAC). Profesor en cursos universitarios y en
seminarios y posgrados y conferencista en el país y en el exterior. Integró la Comisión Especial de Normas de Contabilidad y
Auditoría (CENCyA) de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas. Es autor de numerosos
artículos técnicos para diversas publicaciones y coautor del Tratado de la Responsabilidad de los Auditores, Editorial
Thomson Reuters La Ley, Buenos Aires, 2014.
Héctor Osvaldo Rossi Camilión (67): obtuvo su título de abogado en la Universidad Católica Argentina en 1972. Tiene
experiencia en general, con especial atención en las instituciones financieras y empresas. Es socio fundador del Estudio Rossi
Camillón y Asociados en Buenos Aires. En la actualidad representa a empresas como Banco Patagonia SA, Banco Itaú
Argentina SA, iTrust Servicios Inmobiliarios SAIC, Itaú Valores SA y Lanxess SA. Asimismo, se desempeña como Director Titular
en OKI BR Argentina SA. Es miembro del Colegio de Abogados de la Ciudad de Buenos Aires, Colegio Público de Abogados de
capital Federal, Comité de Abogados de Bancos de la República Argentina, Comité de Abogados de Empresas y Comité de
Abogados de Bancos. Da conferencias sobre temas dentro de su campo especial de trabajo en entidades especializadas en la
Argentina y en el extranjero.
Justo Federico Norman (71 años): se graduó en Derecho. Es socio del estudio Maciel, Norman & Asociados de Buenos Aires
(1991) y cuenta con amplia experiencia en la práctica general del derecho y en los campos de la energía, recursos naturales,
normativa de petróleo y gas y cuestiones ambientales. También es reconocido en el campo procesal y del arbitraje
internacional. Es miembro de la Association of International Petroleum Negotiators (Asociación de Negociadores
Internacionales de Petróleo o AIPN) en la que se ha desempeñado como Secretario Regional (2001-2004); la International Bar
Association (IBA); y la Rocky Mountain Mineral Law Foundation. Ha representado y representa a empresas tales como
Anadarko Petroleum Corporation, ANR Pipeline Company (Coastal), Apache Corporation, BHP Petroleum (Americas) Inc.,
British Gas, Devon Energy Corporation, Parker Drilling, y Petroliam National Berhad (Petronas). Es Director Titular de
Petronas Argentina S.A., entre otras empresas.
Jorge Héctor Lorenzo (69 años): obtuvo su título de abogado en la Universidad Católica Argentina. Actualmente, es socio del
Estudio Rossi Camillón y Asociados en Buenos Aires. Trabajó como Director e Interventor en Petroquímica General Mosconi.
También se desempeñó en cargos gubernamentales, tales como Secretario de Estado en la Secretaría de Seguridad de la
157
Nación y Superintendente de Riesgos del Trabajo en el Ministerio de Trabajo. En la actualidad representa a las siguientes
sociedades: Banco Itaú Argentina S.A., Banco Patagonia S.A., Baumgarten Gráfica Argentina S.A., iTrust Servicios
Inmobiliarios S.A.I.C., Itaú Valores S.A, Gpat Compañía Financiera S.A, Oki Br Argentina S.A., Tecelagem Kuehnrich S.A. y
Argentina Otro S.A.
María Laura Maciel (53 años): se graduó en Derecho en la Universidad Católica Argentina. Actualmente, se desempeña como
abogada asociada del estudio Maciel, Norman & Asociados, contando con experiencia en el área de Aviación en general y de
los contratos de leasing y financiación de aeronaves, como así también en transporte aéreo, asuntos regulatorios, flete aéreo
y asuntos de carga aérea en particular. Ha participado en un seminario sobre Derecho Internacional Privado de la American
University en Washington D.C. (1986). Tiene un postgrado en Derecho Aeronáutico y Espacial del Instituto Nacional de
Derecho Aeronáutico y Espacial (INDAE 2002 y 2003), así como postgrados en Cargo Introductory y Cargo Marketing Course de
la International Association of Air Transport (IATA/FIATA), Montreal, Canadá (2004 y 2005).
Los honorarios correspondientes a los miembros de la Comisión Fiscalizadora por el desempeño de sus funciones durante los
ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 ascendieron a Ps.1,3 millones, Ps. 1,0 millones y Ps. 0,8
millones, respectivamente.
Principales Ejecutivos
El cuadro a continuación establece los nombres y cargos de los funcionarios ejecutivos de la Compañía.
Para obtener la información sobre los Señores Marcos Benício Pompa Antunes, Maelcio Mauricio Soares, Gustavo Adolfo
Amaral, y Héctor Daniel Casal, Ver “Directorio”.
Adelson Antonio da Silva (59 años): se ha desempeñado como Director Corporativo y de Servicios desde el año 2013. Se
graduó como Contador Público de la Universidad Nilton Paiva, Belo Horizonte y como Abogado en la Universidad Candido
Mendes, Río de Janeiro. Se especializó en Derecho Impositivo en la Universidad Sá, y obtuvo un MBA en la COPPEAD-UFRJ. Se
incorporó a Petrobras hace más de 30 años, desempeñándose dentro del Área Internacional en diversos cargos en las áreas de
Recursos Humanos, Contabilidad, Finanzas, Comercial y Desarrollo de Negocios. Se desempeñó como Gerente Ejecutivo de
Planeamiento y Control de Gestión y Gerente Ejecutivo de Recursos Humanos en Petrobras Argentina y como miembro de los
Directorios de ciertas compañías relacionadas entre 2003 - 2005 y 2010 - 2013. Asimismo, se desempeñó como Gerente
General de Estrategia, Planeamiento, Portfolio y Management en el Área Internacional.
Maucir de Almeida (61 años): se desempeña como Director de Downstream desde el año 2015. Obtuvo un MBA del Instituto
Brasilero de Mercado de Capitales en el año 2001 y un MBA en Abastecimiento de la Fundação Dom Cabral en 2007. Asimismo,
realizó un Programa Ejecutivo de Amana-Key en 2014. Se incorporó a Petrobras hace más de 35 años donde desempeño
diversos cargos gerenciales como Gerente de Ingeniería de Producto en Abastecimiento / Refinería /GETEP (1999-2000),
Gerente de Nuevos Procesos y Abastecimiento de Productos 7 Refinería / TR de 2000 – 2002, Gerente de Rifería y
Petroquímica INTER – TEC / Abastecimiento de 2008 – 2012 y Gerente General de Refinería, Midstream y Gas y energía de
INTER – TEC de 2012 a 2014.
Allan Blumenthal (47 años): se ha desempeñado como Gerente Ejecutivo de Gas y Energía desde el año 2013. Se graduó en
Administración de Empresas de la Universidad de Belgrano en 1997 y asistió a un Curso de Posgrado en Petróleo y Gas en el
Instituto Tecnológico Buenos Aires, en 2001. Se incorporó a Petrobras en el año 1993, donde desempeñó diversos cargos
gerenciales como Gerente de logística, Gerente de Venta de Petróleo y Gas, Gerente de Relaciones con el Gobierno y Socios
en E&P y Gerente de Comercialización de Gas Natural.
158
Alfredo Sergio Guía y Díaz (59 años): se ha desempeñado como Gerente Ejecutivo de Planeamiento y Control de Gestión
desde 2008. Se graduó en Ciencias Económicas con especialización en Administración de Empresas en la Universidad Nacional
de La Plata. Se incorporó a Petrobras Argentina en 1997. Se desempeñó como responsable del Planeamiento y Control de
Gestión del Departamento de Refinería y Petroquímica, así como también del Control de Gestión del Negocio de Exploración
y Producción de Petróleo y Gas, y del Negocio de Gas y Energía. Se ha desempeñado como Gerente en el Área Internacional
de Petrobras para la Región Cono Sur. Actualmente, se desempeña como miembro del Directorio de PELSA y Petrobras
Energía Internacional S.A.
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
Remuneraciones de Directores y Principales Ejecutivos
En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, la Sociedad pagó a sus directores y principales
ejecutivos un total aproximado de Ps.34 millones, Ps.26 millones y Ps.18 millones, respectivamente, en concepto de
remuneraciones, no existiendo pagos significativos de otros beneficios. Los miembros del Directorio y los principales
ejecutivos no reciben pagos o compensaciones en acciones de la Sociedad.
Administración y Organización de la Compañía
Petrobras Argentina está organizada operativamente por Unidades Funcionales, apoyadas por una Estructura Central que
agrupa a diferentes funciones.
En la toma de decisiones, Petrobras Argentina es conducida por un Comité de Dirección que está integrado por cinco
miembros: el Director Presidente, el Director de Administración y Finanzas, el Director de Exploración y Producción, el
Director Corporativo y de Servicios y el Director de Downstream.
Las operaciones de la Compañía son conducidas mediante procesos estandarizados que facilitan y aseguran la coordinación de
las diferentes áreas de la Empresa. Se promueve la delegación de autoridad, permitiendo dar respuestas ágiles y eficientes a
las actividades, existiendo a la vez una clara y explícita definición de los alcances de dicha delegación mediante la fijación
de límites de aprobación implementados sistematizadamente que minimizan riesgos.
El sistema de Control Interno de la Sociedad se sustenta en el marco de las políticas establecidas por el Comité de Dirección
y en sistemas y procedimientos operados por personal idóneo. Dicho sistema de Control Interno está diseñado para garantizar
el logro de los objetivos de la Sociedad, asegurando la eficacia y eficiencia de las operaciones, la confiabilidad de la
información y el cumplimiento de las leyes, reglamentos y políticas en general.
Empleados
El siguiente cuadro indica la cantidad de empleados de la Sociedad por segmento de negocios para los ejercicios finalizados
el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013.
Al 31 de diciembre de 2015, aproximadamente el 52% de la nómina de empleados son miembros de sindicatos y han suscripto
convenios colectivos de trabajo con la Compañía y subsidiarias. Históricamente la Compañía ha mantenido buenas relaciones
159
con sus empleados y sindicatos. Entre de marzo y Junio de 2013, ha transitado conflictos gremiales en la Planta de Zárate.
Durante 2015 los conflictos gremiales transitados no afectaron significativamente las operaciones y fueron principalmente
relacionados con acciones de toda la industria. Durante 2015, 2014 y 2013, se realizaron diferentes negociaciones con los
empleados sindicalizados que participan en las operaciones de exploración y downstream en Argentina. Ver “Factores de
Riesgo - La Compañía podría ser objeto de acciones colectivas organizadas”.
Petrobras Argentina S.A. mantiene un plan de contribuciones definidas, dos planes de pensión de beneficios definidos y otros
beneficios al personal.
160
PRINCIPALES ACCIONISTAS
Al 31 de diciembre de 2015, el capital social total autorizado y emitido de la Compañía era de Ps 2.019.236.820 de acciones
“Clase B”, cada una con un valor de Ps.1 y con derecho a un voto por acción.
La Asamblea de Accionistas de la Sociedad celebrada el 29 de marzo de 2012 dispuso la capitalización de resultados no
asignados por 1.009, a través de la emisión de 1.009.618.410 acciones ordinarias de VN $ 1 y con derecho a 1 voto por acción.
Con fecha 4 de setiembre de 2012 la CNV y la entonces Bolsa de Comercio de Buenos Aires autorizaron la inscripción registral
de dicha emisión.
Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS, a través de su subsidiaria Petrobras Participaciones, S.L., es el accionista controlante
de Petrobras Argentina con una participación accionaria del 67,2%, correspondiente a 1.356.791.556 acciones “Clase B” de la
Sociedad. Ver “El Negocio – Estructura Societaria”.
Petrobras Participaciones, S.L., Sociedad Unipersonal, es una sociedad constituida en España con fecha 25 de abril de 2002 e
inscripta en el Registro Mercantil de Madrid cuyo capital social es de 137.864 acciones nominativas de valor nominal un Euro
por acción, y de conformidad con la normativa aplicable, no se encuentra sujeta a restricción o prohibición legal alguna para
realizar actividades en su lugar de constitución. La actividad desarrollada por dicha sociedad, desde su constitución hasta la
fecha del presente Prospecto, ha sido la de una sociedad holding.
Según se indica en “El Negocio – Estructura Societaria”, que contiene un esquema de la cadena de control, Petrobras
Participaciones S.L. está controlada por Petrobras International Braspetro B.V., sociedad constituida en Holanda, que posee
el 100% de las participaciones sociales de dicha sociedad, por lo que conforme al artículo 13.1 del Texto Refundido de la Ley
de Sociedades de Capital (de España), Petrobras Participaciones, S.L. se ha inscripto en el Registro Mercantil de Madrid como
Sociedad Unipersonal. Petrobras International Braspetro B.V. es controlada por Petróleo Brasileiro S.A., que es titular del
88,12% de su capital social, mientras que el restante 11,88% es de titularidad de 5283 Participações Ltda. En consecuencia, la
sociedad controlante última del grupo es Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS.
El gobierno federal de Brasil está obligado por ley a ser titular de, al menos, la mayoría de las acciones con derecho a voto
de Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS. Al 29 de Abril de 2013, el gobierno federal de Brasil poseía el 50,26% de las acciones
con derecho a voto de Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS. La normativa que regula la participación estatal en sociedades
de economía mixta se encuentra, por un lado, en la Constitución de la República Federal de Brasil que determina que el
Estado puede intervenir en la economía mediante la participación en sociedades de economía mixta, y el funcionamiento de
las mismas se encuentra regulado a partir del artículo 235 y subsiguientes de la Ley N° 6404 de Sociedades Anónimas de
Brasil.
El siguiente cuadro presenta la cantidad de acciones mantenidas y el porcentaje de capital social de aquellos accionistas que
según los datos que disponemos, poseen más del 5% de participación en el capital accionario de Petrobras Argentina S.A.:
Los accionistas principales no tienen diferentes derechos de voto, debido a que la totalidad de las acciones de la Compañía
emitidas a la fecha del presente Prospecto son acciones “Clase B” y todas otorgan derecho a un voto por acción.
El 20 de noviembre de 2008, el Congreso Nacional sancionó la Ley Nº 26.425 mediante la cual se dispuso la unificación del
Sistema Integrado de Jubilaciones y Pensiones en un único régimen previsional público administrado por la ANSES, eliminando
el sistema de ahorro para el retiro previamente administrado por fondos privados de pensión bajo supervisión estatal. De
acuerdo con la nueva ley, los fondos privados de pensión transfirieron todos los activos administrados por ellos bajo el
sistema de capitalización a ANSES. Al 31 de octubre de 2008, estos fondos poseían el 13% de las acciones en circulación de
una de las sociedades antecesoras de la Compañía, PEPSA. Según la Ley N° 26.425, ANSES estaba sujeta a las mismas reglas,
prohibiciones y restricciones de inversión que eran aplicables a los fondos privados de pensión bajo el sistema de
capitalización, incluyendo los artículos 75 y 76 de la Ley Nº 24.241, que limitaba los derechos de voto de los fondos privados
de pensión en las asambleas de accionistas al 5% de las acciones de la sociedad respectiva. El 13 de abril de 2011, el inciso f)
del artículo 76 de la Ley 24.241 fue derogado por el Decreto Nº 441/2011, que establece que ANSES podrá ejercer
plenamente sus derechos de voto en las sociedades en las cuales tenga participación sin la limitación del 5% descripta
161
anteriormente. En virtud de dicho decreto, la ANSES puede designar miembros del Directorio en las sociedades conforme a su
tenencia accionaria. Conforme al Decreto Nº1.278/2012 emitido por el PEN el 25 de julio de 2012, estos representantes
deben reportar directamente al Ministerio de Hacienda y Finanzas Públicas y están sujetos a un régimen obligatorio de
información que, entre otras cosas, incluye la obligación de informar inmediatamente al Ministerio de Hacienda y Finanzas
Públicas el orden del día de cada reunión de directorio y suministrar la documentación relacionada. El 5 de octubre de 2015,
la Ley N° 27.181 declaró de interés público la protección de las participaciones del Gobierno Nacional que forman parte,
entre otros, de la cartera de inversiones del Fondo de Garantía de Sustentabilidad del Sistema Integrado Previsional
Argentino. A tal efecto, fue creada como autoridad de aplicación la Agencia Nacional de Participaciones Estatales en
Empresas. De acuerdo con las disposiciones de dicha ley, la transferencia de acciones de la Sociedad en poder del Fondo de
Garantía de Sustentabilidad del Sistema Integrado Previsional Argentino requerirá la autorización previa del Congreso
Argentino.
162
POLÍTICA DE DIVIDENDOS
Según la Ley General de Sociedades, la distribución y pago de dividendos a los accionistas son lícitos sólo si resultan de
ganancias realizadas y líquidas correspondientes a un balance de ejercicio regularmente confeccionado y aprobado.
El Directorio de la Sociedad podrá declarar dividendos anticipados, en cuyo caso cada miembro del Directorio y de la
Comisión Fiscalizadora, en cuanto a las funciones que les competen, serán solidaria e ilimitadamente responsables por los
pagos efectuados en exceso de las ganancias realizadas y líquidas al final del ejercicio. La declaración, monto y pago de
dividendos a los accionistas están sujetos a la aprobación de la Asamblea General Ordinaria de Accionistas.
De acuerdo con los Estatutos de la Sociedad, la utilidad neta deberá distribuirse en el siguiente orden: a) 5% para constituir
la Reserva legal, hasta alcanzar el 20% del Capital Social y Ajuste del Capital; b) remuneración del Directorio y de la
Comisión Fiscalizadora; c) dividendos de las acciones preferidas con prioridad los acumulativos impagos, y d) a dividendos de
las acciones ordinarias, o creación de un fondo de reserva facultativo, o de previsión, o a cuenta nueva, o el destino que
determine la Asamblea. Los dividendos deben ser pagados en proporción a las respectivas integraciones dentro del año de su
aprobación. Los dividendos se distribuyen a cada accionista en forma proporcional de acuerdo con el número de acciones
ordinarias que éste posea.
De acuerdo con la Ley N° 25.063, los dividendos que distribuya Petrobras Argentina, en dinero o en especie, en exceso de las
utilidades impositivas acumuladas al cierre del ejercicio inmediato anterior a la fecha de pago o distribución, estarán sujetos
a una retención del 35% en concepto de impuesto a las ganancias, con carácter de pago único y definitivo. A efectos de lo
dispuesto anteriormente, la utilidad a considerar en cada ejercicio será la que resulte de sumarle a la utilidad que se
determine en base a la aplicación de las normas generales de la Ley del Impuesto a las Ganancias, los dividendos o utilidades
provenientes de otras sociedades de capital no computados en la determinación de dicha utilidad en el o los mismos
ejercicios fiscales.
A partir de la reforma de la Ley 26.893 quedan gravados con el Impuesto a las Ganancias y con una alícuota del 10 %, en
concepto de pago único y definitivo, los dividendos percibidos por las personas físicas y las sucesiones indivisas residentes en
el país, y por cualquier beneficiario de los mismos que estuviere radicado, domiciliado o constituido en el exterior; sin
perjuicio de la retención del 35% que pudiera corresponder de acuerdo a la Ley Nº 25.063.
De acuerdo a los dispuesto por las reuniones de Directorio del 30 de julio de 2015 y del 5 de agosto de 2014, siendo delegado
por las Asambleas de Accionistas del 19 de marzo de 2015 y el 27 de marzo de 2014, la Sociedad pagó dividendos en efectivo
por Ps. 137 millones y de Ps. 116 millones en 2015 y 2014, respectivamente.
La Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria celebrada el 28 de abril de 2016: (a) aprobó (i) de acuerdo con los requisitos
legales, un incremento de la Reserva para Futuros Dividendos por Ps.810 millones y la transferencia a Reserva Legal por Ps.43
millones en base los resultados de la Compañía de 2014, y (ii) el mantenimiento de la reserva para futuras inversiones (que
consisten en un aumento por un monto de Ps.5.474 millones y una disminución por un monto de Ps.5.474 millones); y (b)
delegó en el Directorio la capacidad de determinar la fecha de distribución de dividendos y el monto. Como resultado de lo
anterior, la reserva para futuros dividendos asciende a Ps.1.969 millones y la reserva para futuras inversiones asciende a
Ps.5.730 millones a la fecha del presente Prospecto.
163
TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS
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 relacionadas.
Ventas de sociedades
En diciembre de 2007 y en abril de 2009, Petrobras Argentina vendió a PIB BV (una subsidiaria de su sociedad controlante) el
40% inicial y el 60% remanente de su participación accionaria en PVIE por un valor de USD 423,3 millones y USD 619,4
millones, respectivamente.
Al precio pactado deberá adicionársele una compensación contingente a favor de la Sociedad que refleje el valor del
“Prospecto Kinteroni” en condiciones de mercado o, alternativamente, la no participación del comprador y su respectiva
devolución al vendedor. Dicha compensación se deriva de la de la declaración de comercialidad con motivo del
descubrimiento de gas y condensado en el prospecto Kinteroni del Lote 57. La Sociedad continúa negociando con el
comprador con vistas a acordar dicha compensación.
Operaciones financieras
En febrero de 2008, la Sociedad aprobó la colocación de excedentes financieros de corto plazo en PIB BV, por hasta la suma
de USD 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 USD 120 millones, uno por
USD 107 millones entre PIB BV y Petrobras Argentina y otro por USD 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, USD 30 millones fueron cancelados antes de la fecha de vencimiento
y USD 90 millones fueron renovados por sucesivos períodos al vencimiento, hasta que fueron finalmente cancelados en mayo
2012.
Garantías financieras
En 2007, Petrobras Argentina emitió obligaciones negociables Clase S por un valor de USD 300 millones, la cual cuenta con el
respaldo de un contrato de compra Standby Purchase Agreement provisto por Petróleo Brasileiro.
Operaciones comerciales
En el giro ordinario de sus negocios, la Sociedad realiza operaciones con partes relacionadas de la siguiente naturaleza:
Compra y venta de petróleo crudo y derivados con PELSA, Refinería del Norte y EG3 Red.
Contratos de transporte de petróleo y gas con Oldelval y TGS. El contrato con TGS expira en 2032.
Contrato de capacidad de transporte del tipo Ship or Pay con OCP, que expira en 2018. Ver Nota 30 a los “Estados
Financieros Anuales”.
Importaciones y exportaciones de petróleo crudo y derivados con subsidiarias de Petróleo Brasileiro, especialmente con
Braskem S.A. y Petrobras Global Trading BV.
Contratos de servicios de asistencia técnica, administrativa y tecnológica con PIB BV, Petróleo Brasileiro (Incluyendo un
Acuerdo relativo a los costos vinculados al uso compartido de infraestructura administrativa por los años 2012, 2013 y
2014), Petrobras Colombia Combustible y Petrobras Venezuela Inversiones y Servicios.
El detalle de las operaciones se describe en los cuadros detallados a continuación.
164
Saldos y operaciones con sociedades pertenecientes al mismo grupo económico
Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, los saldos por operaciones con dichas sociedades son los siguientes (Cifras en
millones de pesos):
165
Las principales operaciones por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 con dichas sociedades son
las siguientes (Cifras en millones de pesos):
Directores y Principales Ejecutivos
En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, la Sociedad pagó a sus directores y principales
ejecutivos un total aproximado de Ps. 34 millones, Ps. 26 millones y Ps. 18 millones en concepto de remuneraciones, no
existiendo pagos significativos de otros beneficios. Los miembros del Directorio y los principales ejecutivos no reciben pagos
o compensaciones en acciones de la Sociedad.
166
INFORMACIÓN FINANCIERA
Estados Financieros
Los Estados Financieros Anuales de Petrobras Argentina S.A. correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre
de 2015, 2014 y 2013 han sido auditados por Price Waterhouse & Co. S.RL., firma miembro de PricewaterhouseCoopers
International Limited (“PWC”), con domicilio en Bouchard 557, 8° piso, C1106ABG, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Remitimos a la sección “RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA - ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS CONSOLIDADOS POR
LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2015, 2014 Y 2013” para un detalle de la información contable
correspondientes a dichos ejercicios.
La Sociedad ha confeccionado los Estados Financieros Anuales de conformidad con las normas relativas a la forma de
presentación y criterios de valuación de los estados financieros previsto en el Régimen Informativo Periódico de la CNV, el
cual adopta las NIIF, emitidas por el IASB.
Por otra parte, los estados financieros Individuales han sido preparados de acuerdo con la RT N°. 26 de la FACPCE
incorporadas a su normativa por la CNV. Dicha norma difiere de las NIIF utilizadas en la preparación de los Estados
Financieros Anuales en lo que refiere al criterio de contabilización de las inversiones en subsidiarias, entidades controladas
en forma conjunta y asociadas, las cuales se contabilizan utilizando el método del valor patrimonial proporcional descripto
en la NIC 28. Este criterio difiere del establecido en la NIC 27, la cual establece que la contabilización de las inversiones
debe efectuarse al costo o a su valor razonable.
Cuestiones Legales
Provisión para gastos de remediación ambiental
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.
Provisión para 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.
Provisión para juicios y contingencias
La Sociedad (directa o indirectamente a través de subsidiarias) es parte en diversos procesos judiciales comerciales, fiscales
y laborales originados en el curso normal de sus actividades. A efectos de determinar un adecuado nivel de provisión, la
Sociedad ha considerado su mejor estimación principalmente con la asistencia de los asesores legales e impositivos.
Pasivos Contingentes No Reconocidos Contablemente
A continuación se detallan los pasivos contingentes materiales considerados posibles en opinión de la Sociedad y sus asesores
legales e impositivos, que no han sido reconocidos contablemente:
Impuesto a las Ganancias
La Sociedad mantiene divergencias interpretativas con el fisco argentino relacionadas con el criterio aplicado por la Sociedad
en cuanto al momento de imputación de los gastos vinculados con abandono de pozos en el impuesto a las ganancias. A la
fecha de emisión de los presentes estados financieros el Tribunal Fiscal ha emitido una sentencia desfavorable para la
Sociedad por los períodos 2004, 2005 y 2006, sin que la misma arroje impuesto a pagar debido a que el fisco ha computado
contra dichos períodos, quebrantos fiscales exteriorizados a dichas fechas y que no han sido utilizados ni objetados con
167
posterioridad. La Dirección de la Sociedad se encuentra analizando los pasos administrativos y judiciales a seguir. Cabe
señalar asimismo, que la divergencia en materia de interpretación se mantiene por los períodos fiscales subsiguientes, sin
existir una sentencia administrativa o judicial definitiva. La sociedad estima que la resolución de estas cuestiones no tendrá
un efecto adverso significativo sobre la situación financiera de la Sociedad.
Impuesto a los Ingresos Brutos La Sociedad mantiene divergencias interpretativas con fiscos provinciales argentinos sobre tributos aplicables a la actividad
hidrocarburífera. La Dirección de la Sociedad estima que la resolución de estas cuestiones no tendrá un efecto adverso
significativo sobre la situación financiera ni sobre los resultados de las operaciones de la Sociedad.
Arbitraje con Oil Combustibles S.A. (“OIL”) En diciembre de 2010, OIL y PESA suscribieron un contrato asumiendo el compromiso de venta de nafta virgen y bases
octanicas por un plazo de 15 años a PESA, denominado “Contrato Marco de Suministros”.
En abril 2015, la firma OIL inició un arbitraje ante la Cámara de Comercio Internacional (CCI), contra PESA, por considerar
que por razones extraordinarias e imprevisibles el mencionado Contrato se tornó excesivamente oneroso para Oil.
La Dirección de la Sociedad estima que en el estado en que se encuentra el proceso arbitral, no se advierte como probable
que la resolución de esta cuestión pueda tener un efecto adverso significativo sobre la situación financiera ni sobre los
resultados de las operaciones de la Sociedad.
Cambios Significativos
A la fecha de emisión del presente prospecto, no han ocurrido cambios significativos desde la fecha de emisión de los Estados
Financieros Anuales correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015.
168
DESCRIPCIÓN DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES
Los términos y condiciones aplicables a cada Serie y/o Clase de Obligaciones Negociables en particular constarán en el
Suplemento de Precio correspondiente, en el cual se podrán completar o ampliar, respecto de dicha Serie y/o Clase en
particular, los términos y condiciones generales de las Obligaciones Negociables que se incluyen en el siguiente texto (las
“Condiciones”) y que se aplicarán a cada Serie y/o Clase de Obligaciones Negociables, cuando ello sea en beneficio de los
inversores.
Autorización
La creación del Programa y la emisión de Obligaciones Negociables bajo el mismo han sido autorizadas por la Asamblea
General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas de la Sociedad de fecha 21 de marzo de 2013 y por reunión de Directorio de
la Sociedad de fecha 24 de abril de 2013.
General
Las Obligaciones Negociables se limitarán a un monto de capital total de U$S 500.000.000 o su equivalente en otras monedas,
determinado al momento de emitirse cada Serie y/o Clase. El plazo de amortización, precio de emisión, tipo y tasa de
interés, moneda de emisión, compromisos, supuestos de incumplimiento y los demás términos y condiciones particulares
referidos a cada Serie y/o Clase de Obligaciones Negociables se especificarán en el Suplemento de Precio relativo a cada
Serie y/o Clase.
Series y Clases
Las Obligaciones Negociables podrán emitirse en una o más series (las “Series”). Todas las Obligaciones Negociables de una
determinada Serie estarán sujetas a idénticas condiciones, pudiendo diferir en su fecha de emisión. Las Obligaciones
Negociables de una misma Serie con distinta fecha de emisión pertenecerán a una clase distinta de la misma Serie (una
“Clase”) de Obligaciones Negociables.
Amortización
Las Obligaciones Negociables tendrán un vencimiento de siete (7) días como mínimo, o aquel plazo mínimo que resulte
imperativo bajo las normas en vigencia al momento de la emisión de una Serie y/o Clase. Los plazos y las formas de
amortización de las Obligaciones Negociables serán los que se especifiquen en el Suplemento de Precio correspondiente.
Precio de Emisión
Las Obligaciones Negociables podrán emitirse a la par, bajo la par o con prima sobre la par, según se indique en el
Suplemento de Precio correspondiente.
Interés
Las Obligaciones Negociables podrán emitirse devengando interés a tasa fija, a tasa flotante, con descuento de emisión o sin
devengar interés.
Moneda
Las Obligaciones Negociables se emitirán en Dólares, en Pesos o en cualquier otra moneda que oportunamente determine el
Directorio, sujeto al cumplimiento de todos los requisitos reglamentarios y legales aplicables.
Conforme se determine en el Suplemento de Precio, la Emisora podrá emitir Obligaciones Negociables cuyo capital e
intereses sean pagaderos en una o más monedas distintas de la moneda en que dichas Obligaciones Negociables se
denominen, con el alcance permitido por la legislación aplicable
Cálculo del Monto Máximo del Programa
A los efectos de la determinación del monto de capital en circulación bajo el Programa, en el caso en que se emitiera una
Clase de Obligaciones Negociables en otra moneda que no fuera Dólares, se especificará en el Suplemento de Precio
respectivo la fórmula o el procedimiento que se utilizará para la determinación de las equivalencias entre la moneda en que
169
dicha Clase de Obligaciones Negociables fuera emitida y Dólares, moneda en la cual se encuentra expresado el monto
máximo del Programa.
Garantías
Las Obligaciones Negociables podrán ser sin garantía, o con garantía especial, flotante o fiduciaria, o garantizadas por un
tercero, conforme lo determine el Directorio.
Pagos de Interés y Amortizaciones
Los intereses y/o amortizaciones de capital (“Servicios”) respecto de las Obligaciones Negociables serán pagaderos en las
fechas que se estipulen en las condiciones de emisión de cada Serie y/o Clase y en el Suplemento de Precio correspondiente.
Si la fecha fijada para el pago fuera un día inhábil, quedará pospuesta al siguiente día hábil, sin que se devenguen intereses
sobre dicho pago por el o los días que se posponga el vencimiento. El monto de intereses a pagar por cada unidad monetaria
de capital se redondeará al centavo más cercano, redondeando hacia arriba el medio centavo. Las obligaciones de pago se
considerarán cumplidas y liberadas en la medida en que la Sociedad ponga a disposición de los inversores, o del agente de
pago de existir éste, o de la Caja de Valores S.A. en cuanto a las Obligaciones Negociables allí depositadas, los fondos
correspondientes. Se entenderá por “Día Hábil” cualquier día lunes a viernes, salvo aquellos en los que las entidades
financieras están obligadas a cerrar en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, según lo ordene el BCRA.
Forma, Denominaciones y Registro
Las Obligaciones Negociables se emitirán bajo la forma de títulos globales nominativos, títulos globales al portador o títulos
escriturales, u otra forma que eventualmente autoricen las normas aplicables. Las Obligaciones Negociables podrán emitirse
en aquellas denominaciones mínimas autorizadas por la normativa de la CNV, debiendo en tal caso emitirse tantos títulos
como sea necesario hasta completar el monto total emitido en cada Serie y/o Clase. La forma y denominación en la cual se
emita cada Serie y/o Clase de Obligaciones Negociables se especificará en el Suplemento de Precio respectivo.
En virtud de lo previsto en la Ley Nº 24.587 sobre nominatividad de los títulos valores privados vigente desde el 22 de
noviembre de 1995, y su Decreto Reglamentario N° 259/96, los títulos de deuda emitidos en el país por sociedades
argentinas, y los certificados provisionales que los representen, deben ser nominativos no endosables. Cuando los mismos se
encuentren autorizados por la CNV para su oferta pública en Argentina, el requisito de la nominatividad se considerará
cumplido cuando se encuentren representados en certificados globales o parciales, inscriptos o depositados en regímenes de
depósito colectivo nacionales o extranjeros autorizados por la CNV. La CNV autorizó a la Caja de Valores S.A. como régimen
de depósito colectivo nacional, y a The Depository Trust Company (“DTC”), Euroclear Operations Centre (“Euroclear”),
Clearstream Banking, (“Clearstream”) y Swiss Securities Clearing Corporation (“SEGA”), como regímenes de depósito
colectivo extranjeros a tales efectos. En consecuencia, mientras resulten aplicables las disposiciones de dichas normas bajo
el Programa, la Sociedad solamente emitirá Obligaciones Negociables que cumplan con lo dispuesto en dicha ley, sus
modificatorias y reglamentarias, y con las Normas de la CNV.
Colocadores
El Directorio de la Sociedad podrá designar a las entidades que actuarán como colocadores de cada Serie y/o Clase de
Obligaciones Negociables a ser emitida o re-emitida bajo el Programa. Cada emisión o re-emisión de Obligaciones
Negociables se hará sobre la base de una suscripción en firme o una colocación en base a los mejores esfuerzos, según lo
acordado entre la Sociedad y los colocadores respectivos. Las comisiones de suscripción y colocación se convendrán en cada
emisión de Obligaciones Negociables. El Suplemento de Precio respectivo especificará los nombres y las direcciones de dichos
colocadores, y los términos de colocación acordados por la Sociedad con los mismos, los cuales deberán observar lo dispuesto
por la Resolución Conjunta, complementada por la Resolución General N° 597/2011 de la CNV, mediante la cual la CNV
estableció pautas mínimas para el proceso de colocación primaria de valores negociables.
Fiduciario - Agentes de Pago - Agente de Registro - Otros Agentes
La Sociedad podrá designar fiduciario, agente fiscal, agentes de pago, agentes de registro y otros agentes que fueren
pertinentes en relación a cada Serie y/o Clase de Obligaciones Negociables. En su caso, el Suplemento de Precio respectivo
especificará los nombres y las direcciones de dichos agentes, y los términos de los convenios que hubiere suscripto la
Sociedad con los mismos.
Impuestos - Montos Adicionales
170
Todos los pagos de capital e intereses respecto de las Obligaciones Negociables se harán sin retenciones o deducciones por o
a cuenta de cualesquiera impuestos, tasas, cargas, contribuciones, retenciones, transferencia de impuestos o fondos,
gravámenes u otras cargas gubernamentales (incluyendo penalidades, intereses y otras obligaciones relacionadas a lo
antedicho) de cualquier naturaleza, presentes o futuros, impuestas, gravadas, cobradas, retenidas o exigidas a nombre de la
Argentina o cualquier autoridad en o de dicho país con poder para gravar impuestos o por cualquier organización de la cual la
Argentina sea miembro en el presente o en el futuro (“Impuestos”), salvo que se requiera que tales Impuestos sean retenidos
o deducidos por ley o la aplicación o interpretación de la misma. En el caso de que se requiera que tales Impuestos sean
retenidos o deducidos por ley o por interpretación oficial o aplicación de la misma, la Sociedad pagará los montos adicionales
(“Montos Adicionales”) necesarios para que los tenedores de Obligaciones Negociables reciban los montos que habrían
percibido de no haberse requerido tal retención o deducción, con la salvedad que no deberán pagarse Montos Adicionales
respecto de un inversor (o a un tercero en nombre de un inversor), cuando dicho inversor sea responsable del pago de esos
Impuestos en relación con sus Obligaciones Negociables en razón de mantener alguna conexión con Argentina, una
jurisdicción provincial o local, o con la Sociedad, distinta de la simple titularidad de esas Obligaciones Negociables o el
recibo del pago pertinente respecto de las mismas.
La Sociedad pagará todos los impuestos de sellos o demás impuestos documentarios u otras tasas de naturaleza similar, si
hubiera, gravadas en la Argentina o en cualquier jurisdicción a través de la cual se realicen pagos bajo las Obligaciones
Negociables. La Sociedad también indemnizará a los tenedores de Obligaciones Negociables de y contra todo impuesto de
sellos, a la emisión, registro, tasa de justicia u otros impuestos y tasas similares, incluidos los intereses y penalidades,
pagados por cualquiera de ellos en Argentina en relación con cualquier acción adoptada por el Fiduciario, si lo hubiere, o los
Tenedores para exigir el cumplimiento de las obligaciones de la Sociedad bajo dichas Obligaciones Negociables.
Compra de Obligaciones Negociables por parte de la Sociedad
La Sociedad puede, en cualquier momento, comprar Obligaciones Negociables en el mercado abierto o en una bolsa de
comercio o por medio de una oferta o acuerdo privado, a un precio que en todos los supuestos asegure un trato igualitario
entre todos los tenedores de las Obligaciones Negociables. Cualquier Obligación Negociable comprada de esta forma por la
Sociedad podrá ser registrada en nombre de la Sociedad o cancelada; estableciéndose, sin embargo, que, a efectos de
determinar los Tenedores de Obligaciones Negociables con derecho a formular, dar o aceptar cualesquiera solicitudes,
demandas, autorizaciones, directivas, notificaciones, consentimientos, renuncias y otras acciones bajo los términos de las
Obligaciones Negociables, cualesquiera Obligaciones Negociables registradas en nombre de la Sociedad no se considerarán en
circulación y no participarán al realizar, dar o aceptar dicha acción. La Sociedad no actuará como agente estabilizador del
precio.
Compromisos generales de la Sociedad
En la medida en que permanezca pendiente el pago de cualquier Servicio con relación a las Obligaciones Negociables bajo el
Programa, la Sociedad se obliga a cumplir los siguientes compromisos, sin perjuicio de los que se establezcan con relación a
Serie y/o Clase en cada Suplemento de Precio:
(a) Conservación de Bienes Inmuebles: la Sociedad hará que todas los bienes inmuebles utilizados en o útiles para el
desarrollo de sus actividades, sean mantenidos en buenas condiciones de mantenimiento y funcionamiento, con excepción de
aquellas manutenciones, reparaciones, renovaciones, reemplazos y mejoras cuya falta u omisión no pudiera tener un efecto
significativamente adverso sobre las operaciones, actividades, situación (financiera o económica) de la Sociedad,
consideradas como un todo;
(b) Pago de Impuestos y otros Reclamos: La Sociedad pagará o extinguirá, o hará que sean pagados o extinguidos antes de
que entren en mora: (i) todos los impuestos, tasas, contribuciones y cánones que graven a la Sociedad o a sus ingresos,
utilidades o activos, y (ii) reclamos legítimos de naturaleza laboral, por prestación de servicios o provisión de materiales,
que, en caso de no ser cancelados, podrían tener un efecto significativamente adverso sobre las operaciones, actividades y
situación (financiera o económica) de la Sociedad;
(c) Seguros: La Sociedad deberá contratar con compañías aseguradoras de primera línea y mantener pagos todos los seguros
para cubrir los riesgos que habitualmente aseguran las compañías que desarrollan negocios similares a los de la Sociedad y
que son titulares u operan bienes similares a los que posee u opera la Sociedad;
(d) Estados Financieros. Mantenimiento de Libros y Registros: La Sociedad preparará sus estados financieros de acuerdo con
los principios de contabilidad generalmente aceptados según fueren aplicados en Argentina, las normas contables vigentes y
las demás normas aplicables (incluyendo, sin limitación, las Normas de la CNV), y los mismos serán dados a conocer entre el
público inversor a través de los medios previstos por las normas vigentes. La Sociedad mantendrá sus libros, cuentas y
171
registros de conformidad con los principios contables generalmente aceptados según fueren aplicados en Argentina, las
normas contables vigentes y las demás normas aplicables (incluyendo, sin limitación, las Normas de la CNV).
(e) Requisitos de Información: La Sociedad suministrará periódicamente a los Tenedores de las Obligaciones Negociables por
los medios informativos habituales previstos en la legislación aplicable la información contable, financiera y de todo otro
hecho relevante requerida por las normas y regulaciones aplicables de la CNV, el Mercado de Valores de Buenos Aires o la
entidad en la cual coticen o se negocien las Obligaciones Negociables.
Rescate anticipado a opción de la Sociedad
La Sociedad podrá, siempre y cuando se encuentre expresamente especificado en el Suplemento de Precio de una Serie y/o
Clase en particular, rescatar anticipadamente la totalidad o una parte de las Obligaciones Negociables de dicha Serie y/o
Clase que se encuentren en circulación, al valor nominal con más los intereses devengados hasta la fecha de rescate, con
más la prima, de corresponder, que se establezca para el rescate de cada Serie y/o Clase en particular. El importe a pagar a
los obligacionistas será el valor de rescate, que resultará de sumar al valor nominal -total o parcial, según el caso- y los
intereses devengados conforme a las condiciones de emisión hasta el día de pago del valor de rescate y, de corresponder, la
prima de rescate aplicable. La decisión será publicada en el Boletín del Mercado de Valores de Buenos Aires. Tal publicación
constituirá notificación suficiente para los obligacionistas. El valor de rescate se pagará en un plazo no mayor a treinta 30
(treinta) días desde la publicación del aviso correspondiente.
Rescate anticipado por razones impositivas
Las Obligaciones Negociables de cualquier Serie y/o Clase podrán ser rescatadas a opción de la Sociedad en su totalidad,
pero no parcialmente, en caso que tuvieran lugar cambios impositivos que generen en la Sociedad la obligación de pagar
montos bajo las Obligaciones Negociables adicionales a los montos o pagos contemplados a la fecha de emisión de una Serie
y/o Clase.
Eventos de Incumplimiento
Un Evento de Incumplimiento será cualquiera de los siguientes hechos que se detallan a continuación (salvo que en un
Suplemento de Precio de una Clase y/o Serie se agreguen o modifiquen Eventos de Incumplimiento), sea cual fuere el motivo
de dicho Evento de Incumplimiento:
(a) el incumplimiento por parte de la Compañía en el pago de capital de las Obligaciones Negociables de esa Clase cuando
venciera y fuera exigible, sea al Vencimiento, al momento del rescate o por otro motivo; o
(b) el incumplimiento por parte de la Compañía en el pago de los intereses o montos adicionales, si hubiera, sobre las
Obligaciones Negociables de esa Clase, cuando resultaran vencidos y exigibles y tal mora continuara durante un período de
30 días consecutivos; o
(c) la Compañía prestara su consentimiento a la institución de procedimientos de quiebra o concurso, o presentara un pedido
de concurso o quiebra, o contestara o prestara su conformidad a un pedido de esta naturaleza conforme a los términos de
cualquier ley de quiebras aplicable, o su consentimiento al pedido de un tercero o a la designación de un depositario,
administrador judicial, liquidador, cesionario, fiduciario, (u otro funcionario similar bajo cualquier ley de quiebra aplicable,
incluyendo un “síndico”) de la Compañía o cualquier parte sustancial de sus bienes, o la realización por su parte de una
cesión en beneficio de los acreedores en virtud de la ley de quiebras aplicable, o la admisión por escrito de su imposibilidad
de pagar sus deudas en general al vencimiento, o la adopción de medidas societarias por parte de la Compañía en apoyo de
cualquiera de tales medidas; o
(d) si fuera o resultara ilícito para la Compañía realizar o cumplir una cualquiera o más de sus obligaciones en virtud de
cualquiera de las Obligaciones Negociables; o
(e) si ocurriera cualquier hecho que bajo las leyes de cualquier jurisdicción relevante tuviese el mismo efecto que cualquiera
de los hechos mencionados en cualquiera de las cláusulas precedentes; o
(f) si ocurriera cualquier otro Evento de Incumplimiento previsto en el contrato de fideicomiso complementario bajo el cual
se emita esa Clase de Obligaciones Negociables o en el modelo de Obligación Negociable para esa Clase.
172
En consecuencia, en cada uno de esos casos, cualquier titular o titulares de Obligaciones Negociables de una Serie y/o Clase
que en ese momento se encuentre en circulación que representen en conjunto al menos un veinticinco por ciento (25%) del
capital total no amortizado de dicha Serie y/o Clase en circulación, podrá declarar inmediatamente vencido y exigible el
capital de todas las Obligaciones Negociables de esa Serie y/o Clase, junto con los intereses devengados hasta la fecha de
caducidad de plazos, mediante envío de aviso por escrito a la Sociedad, a la CNV y, en su caso, a la entidad donde coticen o
negocien las Obligaciones Negociables, salvo que de otro modo se estipule con relación a una Serie y/o Clase y con excepción
del inciso d) del presente artículo en cuyo caso el capital e interés devengados sobre todas las Obligaciones Negociables en
circulación vencerán automáticamente y se tornarán inmediatamente vencidas y exigibles, sin ninguna declaración u otra
acción de parte de los tenedores de Obligaciones Negociables. Ante dicha declaración, el capital se tornará inmediatamente
vencido y exigible, sin ninguna otra acción o aviso de cualquier naturaleza, a menos que con anterioridad a la fecha de
entrega de ese aviso se hubieran remediado todos los Eventos de Incumplimiento que la hubieran motivado, y no se
verificaren otros nuevos. Si en cualquier momento con posterioridad a que el capital de las Obligaciones Negociables de una
Serie y/o Clase haya sido declarado vencido y exigible, y antes de que se haya obtenido o registrado una venta de bienes en
virtud de una sentencia o mandamiento para el pago del dinero adeudado, la Sociedad abonara una suma suficiente para
pagar todos los montos vencidos de capital e intereses respecto de la totalidad de las Obligaciones Negociables de dicha
Serie y/o Clase que se hayan tornado vencidos, con más los intereses moratorios, y se hayan reparado cualesquiera otros
Eventos de Incumplimiento referidos a dicha Serie y/o Clase de Obligaciones Negociables, entonces la declaración de
caducidad quedará sin efecto.
Notificaciones
Las notificaciones que deban cursarse a los tenedores de Obligaciones Negociables se cursarán en todos los casos por medio
de las publicaciones que sean requeridas por la legislación aplicable, las Normas de la CNV, así como por las bolsas de
comercio y mercados de valores y entidades en las cuales coticen las Obligaciones Negociables. Asimismo, podrán disponerse
medios de notificación adicionales complementarios para cada Serie y/o Clase de Obligaciones Negociables, los cuales se
especificarán en el Suplemento de Precio correspondiente.
Todos los avisos deberán cursarse mediante publicación por 1 (un) día en el Boletín del Mercado de Valores de Buenos Aires o
en un diario de gran circulación en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Modificaciones a los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables
La Sociedad podrá convocar a asambleas de tenedores de una o más Clase de Obligaciones Negociables, a los efectos de
modificar los términos y condiciones de los mismos. La Sociedad podrá convocar a todos los tenedores de Obligaciones
Negociables, independientemente de la Clase a la cual pertenecen, en una única asamblea, o podrá convocar a los tenedores
de las Obligaciones Negociables por Clase, celebrándose una asamblea por cada respectiva Clase.
Las asambleas de tenedores de Obligaciones Negociables deberán ser convocadas y celebradas en base a los requisitos
dispuestos en la Ley de Obligaciones Negociables, Normas de la CNV aplicables y requisitos dispuestos por las bolsas de
comercio y/o entidades autorreguladas en las cuales cotizara la Clase de Obligaciones Negociables respectiva, si fuera el
caso.
Las asambleas de tenedores de Obligaciones Negociables podrán celebrarse en forma simultánea en Buenos Aires y otras
jurisdicciones, conforme se especifique en el Suplemento de Precio correspondiente, por medio de un sistema de
telecomunicaciones que les permita a los participantes escucharse mutuamente y hablar unos con otros, y cualquiera de
tales asambleas simultáneas se reputarán como una única asamblea a efectos de la determinación del quórum y porcentajes
de voto aplicables a cada asamblea.
Las modificaciones y reformas a las Obligaciones Negociables de una Serie podrán efectuarse, con la aprobación de los
tenedores de Obligaciones Negociables de por lo menos una mayoría del capital total de dicha Clase de las Obligaciones
Negociables o de todas las Clases emitidas bajo el Programa al cual la obligación, compromiso, Evento de Incumplimiento u
otro término que es el objeto de dicha modificación, reforma o renuncia resulta aplicable, mientras estén vigentes,
presentes o representados en ese momento en una asamblea extraordinaria de los tenedores de Obligaciones Negociables de
la Clase relevante, celebrada de conformidad con las normas aplicables; estableciéndose, sin embargo, que ninguna de tales
modificaciones o reformas podrá, sin el consentimiento unánime de los Tenedores de la totalidad de las Obligaciones
Negociables de una Clase, introducir un cambio “esencial” a los términos de las Obligaciones Negociables de tales Clases. A
efectos del presente, se entiende por cambio “esencial”, en forma no taxativa, a cualquiera de los siguientes supuestos: (i)
todo cambio en el vencimiento del capital o intereses sobre las Obligaciones Negociables de una Clase; (ii) una reducción en
el capital o intereses sobre las Obligaciones Negociables de una Clase o un cambio en la obligación de la Sociedad de pagar
Montos Adicionales respecto de ellos; (iii) un cambio que afecte el derecho de entablar una acción para la exigibilidad de
173
cualquier pago de capital o intereses sobre las Obligaciones Negociables de una Clase en la fecha o luego de la fecha del
vencimiento; o (v) una reducción en los citados porcentajes de monto de capital de las Obligaciones Negociables de una
Clase necesarios para modificar o reformar las Obligaciones Negociables de una Clase, o para renunciar al cumplimiento
futuro con o incumplimiento pasado por la Sociedad o una reducción en los requisitos de quórum o los porcentajes de votos
requeridos para la adopción de cualquier resolución en una asamblea de Tenedores de una Clase de Obligaciones
Negociables.
Las asambleas de Tenedores de Obligaciones Negociables de una Clase podrán ser ordinarias o extraordinarias. Las
modificaciones a los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables de una Clase podrán ser aprobadas solamente en
el seno de una asamblea extraordinaria. El quórum en cualquier asamblea en primera convocatoria se constituirá con las
personas que tengan o representen el 60% (en el caso de una asamblea extraordinaria) o una mayoría (en el caso de una
asamblea ordinaria) del monto total de capital que permanezca impago de las Obligaciones Negociables de la Clase relevante
y en cualquier asamblea en segunda convocatoria serán las personas que tengan o representen el 30% del monto total de
capital que permanezca impago de las Obligaciones Negociables de la Clase relevante (en el caso de asambleas
extraordinarias) o las personas presentes en tal asamblea (en caso de asamblea ordinaria). En una asamblea en la cual esté
presente un quórum según lo precedentemente descripto, cualquier resolución para modificar o reformar o para renunciar al
cumplimiento con, cualquier disposición (con excepción de las disposiciones relacionadas con un cambio “esencial”) será
efectivamente adoptada y decidida si cuenta con la aprobación de las personas con derecho a votar una mayoría del capital
total de las Obligaciones Negociables de la Serie relevante presentes en la asamblea y debidamente representados, en su
caso, para votar en la misma, salvo que se determine una mayoría especial en el correspondiente Suplemento de Precio.
Cualesquiera modificaciones, reformas o renuncias bajo las Obligaciones Negociables será concluyente y obligatoria para los
Tenedores de Obligaciones Negociables de cada Serie afectados por ellas, hayan aprobado o no y hayan estado presentes o
no en cualquier asamblea, y también lo será para todos los futuros Tenedores de Obligaciones Negociables de tal Serie
afectados por ella, se anote o no la modificación, reforma o renuncia en cuestión en dichas Obligaciones Negociables.
Cotización y Negociación
Se prevé que las Obligaciones Negociables coticen en el Mercado de Valores de Buenos Aires, pudiéndose solicitar
autorización para negociarlas en el Mercado Abierto Electrónico S.A. No obstante ello, Petrobras Argentina podría emitir
Obligaciones Negociables que no coticen en bolsa de valores alguna o que coticen en bolsas de valores distintas de la
mencionada anteriormente. El correspondiente Suplemento de Precio indicará si las Obligaciones Negociables de la Serie
pertinente cotizarán en alguna bolsa de valores.
Acción Ejecutiva
Conforme a lo dispuesto por la Ley de Mercado de Capitales, cuando las Obligaciones Negociables no se encuentren
representadas en láminas, los tenedores de obligaciones negociables podrán solicitar en los términos del artículo 129 de la
Ley de Mercado de Capitales la expedición de un comprobante de saldo en cuenta o comprobante de participación en el
certificado global, según sea el caso, a efectos de legitimar al titular para efectuar cualquier reclamo judicial inclusive
mediante acción ejecutiva conforme lo dispone el artículo 29, primer párrafo de la Ley de Obligaciones Negociables o ante
cualquier jurisdicción arbitral, si correspondiere.
Prescripción
La acción causal de cobro del empréstito instrumentado bajo las Obligaciones Negociables prescribirá en el plazo de: (a)
cinco (5) años para el pago de capital de las Obligaciones Negociables (conforme artículo 2560 del Código Civil y Comercial),
y (b) dos (2) años para el pago de intereses (incluidos Montos Adicionales) de las Obligaciones Negociables (conforme artículo
2562 del Código Civil y Comercial), ambos plazos contados a partir de la fecha en la que el pago se tornó exigible.
Ley aplicable. Consentimiento a la jurisdicción
Las Obligaciones Negociables constituirán “Obligaciones Negociables” conforme a la Ley de Obligaciones Negociables, y
tendrán derecho a los beneficios establecidos en ella. La calificación de las Obligaciones Negociables como obligaciones
negociables, la autorización, formalización y otorgamiento de las Obligaciones Negociables por parte de la Sociedad, y la
aprobación de las mismas por la CNV para su oferta pública en Argentina, se encuentran regidas por la legislación argentina.
Las demás cuestiones relacionadas a las Obligaciones Negociables podrán regirse por la legislación de otra jurisdicción
conforme se establezca en cada Suplemento de Precio.
Todo juicio, acción o procedimiento iniciado contra la Sociedad o sus bienes, activos o ingresos con respecto a alguna
Obligación Negociable (un “Procedimiento Relacionado”) podrá ser interpuesta en forma no exclusiva ante los Tribunales
174
Nacionales Ordinarios con competencia en lo comercial con asiento en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, el Tribunal de
Arbitraje General del Mercado de Valores de Buenos Aires o el que lo reemplace en el futuro, o cualquier otro tribunal al cual
la Sociedad decida someterse con respecto a cada una de las Clases y/o Series conforme se establezca en cada Suplemento
de Precio.
El artículo 46 de la Ley de Mercado de Capitales dispone que todos los mercados deberán contar en su ámbito con un tribunal
arbitral permanente, al cual quedarán sometidas en forma obligatoria las entidades cuyos valores negociables se negocien
dentro de su ámbito, en sus relaciones con los accionistas e inversores. Quedan comprendidas en la jurisdicción arbitral todas
las acciones derivadas de la Ley General de Sociedades N° 19.550 (t.o. 1984) y sus modificaciones, incluso las demandas de
impugnación de resoluciones de los órganos sociales y las acciones de responsabilidad contra sus integrantes o contra otros
accionistas, así como las acciones de nulidad de cláusulas de los estatutos o reglamentos. En todos los casos, los reglamentos
deberán dejar a salvo el derecho de los accionistas e inversores para optar por acudir a los tribunales judiciales
competentes. En los casos en que la ley establezca la acumulación de acciones entabladas con idéntica finalidad ante un solo
tribunal, la acumulación se efectuará ante el tribunal judicial. También quedan sometidas a la jurisdicción arbitral
establecida en dicho artículo las personas que efectúen una oferta pública de adquisición respecto de los destinatarios de tal
adquisición. Las reglamentaciones que los mercados dicten, aplicables a la creación y funcionamiento de los tribunales
arbitrales, deberán ser sometidas a la previa aprobación de la CNV.
175
CALIFICACIÓN DE RIESGO
El Decreto N° 656/92 del PEN, modificado por Decreto N° 749/00, junto a normas dictadas por la CNV, establecen normas
generales sobre calificaciones aplicables a emisoras que procuran ofrecer títulos de deuda en la Argentina por oferta pública
autorizada por la CNV. El Decreto N° 749/00 dispone que las emisoras podrán solicitar a las sociedades calificadoras que
califiquen sus títulos, estén o no sujetos a las normas sobre oferta pública. Sin perjuicio de ello, la CNV podrá requerir la
calificación de los títulos, si lo considerara necesario en base a ciertas condiciones de la emisión.
Los emisores que opten por no hacer calificar sus títulos por dos sociedades calificadoras de riesgo como mínimo deberán
incluir en todas las referencias a los títulos contenidas en los prospectos, títulos, certificados, notificaciones, material de
publicidad y demás comunicaciones públicas, la siguiente leyenda con caracteres destacados y enmarcados, según
corresponda: (a) “Estos valores negociables no cuentan con calificación de riesgo” o (b) “Estos valores negociables cuentan
solamente con una calificación de riesgo”.
El Programa no cuenta con calificación de riesgo. La Sociedad podrá calificar una o más Series y/o Clases de
Obligaciones Negociables a emitirse bajo el Programa, con una o dos calificaciones, conforme lo determine en cada
oportunidad el Directorio y se indique en el respectivo Suplemento de Precio.
176
PLAN DE DISTRIBUCIÓN
La Sociedad podrá colocar las Obligaciones Negociables: (i) por medio de suscriptores, (ii) directamente a uno o más
compradores o (iii) a través de agentes. Cada Suplemento de Precio contendrá los términos de la oferta y plan de
distribución de las Obligaciones Negociables de cada Serie y/o Clase, pudiendo incluir el nombre de los suscriptores o
agentes, el precio de emisión de los Títulos, el producido neto de dicha colocación, descuentos de emisión, comisiones,
compensaciones y gastos relacionados, haciendo referencia a los procedimientos previstos por la Resolución Conjunta,
modificada por la Resolución General N° 597/2011, que se aplicarán para cada emisión en particular.
La Sociedad podrá celebrar convenios de suscripción, de colocación o cualquier otro acuerdo relacionado para la colocación
inicial de las Obligaciones Negociables (los “Contratos de Colocación”), con entidades financieras u otros intermediarios
autorizados conforme con las Normas de la CNV y las demás regulaciones vigentes (conjuntamente, los “Colocadores”), según
se determine en cada Suplemento de Precio. Los Colocadores asumirán la obligación de colocar las Obligaciones Negociables
conforme a la modalidad que se pacte en cada Contrato de Colocación. Asimismo, los Contratos de Colocación contendrán,
entre otras, disposiciones sobre el precio, comisiones, la forma y condiciones bajo las cuales los Colocadores eventualmente
adquirirán las Obligaciones Negociables.
Los Contratos de Colocación establecerán disposiciones relativas a la designación de colocadores adicionales ya sea en
general para las Obligaciones Negociables como para una Clase específica de las mismas.
Las Obligaciones Negociables sólo podrán ser ofrecidas al público en la República Argentina por la Sociedad, los Colocadores
o a través de personas o entidades que se hallen autorizadas conforme a las leyes y reglamentaciones de Argentina a ofrecer
y vender obligaciones negociables directamente al público.
177
CONTROLES DE CAMBIO
El 8 de febrero de 2002 a través del Decreto Nº 260/02 el PEN estableció: (i) un Mercado Único y Libre de Cambios (“MULC”)
por el cual deben cursarse todas las operaciones de cambio en divisas extranjeras, y (ii) que las operaciones de cambio en
divisas extranjeras deben ser realizadas al tipo de cambio libremente pactado y sujetarse a los requisitos y a la
reglamentación que establezca el BCRA (los cuales, en sus aspectos principales, se detallan más abajo).
A través del Decreto Nº 616/05 (del 9 de junio de 2005), conforme fuera modificado, el PEN estableció que: (a) todo ingreso
de fondos al mercado local de cambios originado en el endeudamiento con el exterior de residentes, sean éstos personas
físicas o jurídicas, pertenecientes al sector privado financiero y no financiero, excluyendo los referidos al financiamiento del
comercio exterior y las emisiones primarias de títulos de deuda que cuenten con oferta pública y cotización en mercados
autorregulados; y (b) remesas de fondos ordenadas por no residentes con destino al mercado cambiario local por los
siguientes conceptos: tenencias de moneda local, adquisición de activos o pasivos financieros de todo tipo del sector privado
financiero o no financiero, excluyendo la inversión extranjera directa y las emisiones primarias de títulos de deuda y de
acciones que cuenten con oferta pública y cotización en mercados autorregulados e inversiones en valores emitidos por el
sector público que sean adquiridos en mercados secundarios deberán cumplir los siguientes requisitos: (i) los fondos
ingresados sólo podrán ser transferidos fuera del mercado local de cambios al vencimiento de un plazo de 120 días corridos, a
contar desde la fecha de ingreso de los mismos al país; (ii) el resultado de la negociación de cambios de los fondos ingresados
deberá acreditarse en una cuenta del sistema bancario local; (iii) deberá constituirse un depósito nominativo, no transferible
y no remunerado, por un porcentaje del monto involucrado en la operación correspondiente (el “Porcentaje”), durante un
plazo de 365 días corridos, de acuerdo a las condiciones que se establezcan en la reglamentación (el “Depósito”); y (iv) el
mencionado Depósito deberá ser constituido en dólares en una entidad financiera del país, no devengando intereses ni
beneficios de ningún tipo, ni pudiendo ser utilizado como garantía de operaciones de crédito de ningún tipo. Mediante la
Resolución N° 3/2015 del Ministerio de Hacienda y Finanzas Públicas, publicada el 18 de diciembre de 2015, el Porcentaje ha
sido fijado en 0% (cero por ciento). Ello implica que, en la práctica, no existe obligación de efectuar el Depósito en el
presente, pero no se puede descartar que el Depósito se vuelva a tornar obligatorio en el futuro si la normativa fijara un
Porcentaje en un valor superior a 0.
El 17 de diciembre de 2015, el Banco Central de la República Argentina dictó la Comunicación “A” 5850 mediante la cual
introdujo cambios sustanciales en el régimen cambiario que estuviera vigente durante los últimos años.
A continuación se detallan los aspectos más relevantes de la normativa del BCRA, relativos al ingreso y egreso de fondos de la
Argentina conforme al régimen vigente a la fecha del presente Prospecto.
Para un detalle de la totalidad de las restricciones cambiarias y de controles a ingreso de capitales vigentes a la fecha del
presente Prospecto, se sugiere a los inversores consultar con sus asesores legales y dar una lectura completa a la normativa
mencionada, junto con sus reglamentaciones y normas complementarias, a cuyo efecto los interesados podrán consultar las
mismas en el sitio web del BCRA, www.bcra.gov.ar.
Ingreso de Fondos
Rentas y Transferencias Corrientes
Las rentas percibidas por residentes argentinos provenientes de activos ubicados en el exterior no están sujetas al requisito
de liquidación a través del MULC, salvo en el caso de empresas que adquieren activos extranjeros como inversión directa,
financiados en forma total o parcial con deuda contraída con acreedores extranjeros si, como consecuencia del monto de la
inversión, se requirió la autorización previa del BCRA para acceder al mercado cambiario. Antes de recurrir al mercado
cambiario para amortizar ese endeudamiento, dichas empresas deberán demostrar que el producido de la inversión
financiada con endeudamiento externo ha sido negociado a través del mercado cambiario (Comunicación “A” 5265).
Capitales
Las operaciones de endeudamiento financiero con el exterior del sector financiero, del sector privado no financiero y
gobiernos locales, no están sujetas a la obligación de ingreso y liquidación de los fondos en el mercado local de cambios. Sin
embargo, la liquidación de los fondos en el mercado local de cambios es condición necesaria para el posterior acceso a dicho
mercado para la atención de los servicios de capital e intereses. Si los fondos se ingresan a cuentas locales en moneda
extranjera en el país se debe demostrar la liquidación de los fondos depositados. (Comunicación “A” 5850)
178
Las emisiones de títulos de deuda del sector privado denominados en moneda extranjera cuyos servicios de capital e
intereses no sean exclusivamente pagaderos en Pesos en el país, deben ser suscriptos en moneda extranjera y los fondos
obtenidos deben ser liquidados en el MULC siendo de aplicación las normas vigentes a la fecha de ingreso de las divisas por el
MULC (Comunicación “A” 5265, modificada por la Comunicación “A” 5910).
Los nuevos endeudamientos financieros ingresados en el MULC y las renovaciones de deudas con el exterior de residentes en
el país del sector financiero y del sector privado no financiero, deben pactarse y mantenerse por plazos mínimos de 120 días
corridos, no pudiendo ser cancelados con anterioridad al vencimiento de ese plazo, cualquiera sea la forma de cancelación
de la obligación con el exterior e independientemente de si la misma se efectúa o no con acceso al MULC (Comunicación “A”
5265, modificada por la Comunicación “A” 5850). Este plazo mínimo también es aplicable a las renovaciones de deudas.
Están exceptuadas de lo antedicho, entre otras, las financiaciones de comercio exterior, los saldos de las cuentas de las
entidades cambiarias autorizadas, en tanto y en cuanto dichos saldos no constituyan facilidades crediticias financieras y las
emisiones primarias de títulos de deuda que cuenten con oferta pública y cotización en mercados autorregulados.
Egreso de fondos
Pago de servicios
Según lo dispuesto por la Comunicación “A” 5264 modificada por la Comunicación “A” 5377, los residentes pueden acceder al
MULC para realizar transferencias al exterior para el pago de servicios que correspondan a prestaciones de no residentes en
las condiciones pactadas entre las partes, acorde a la normativa legal aplicable y con la presentación de la documentación
que avale el carácter genuino de la operación en cuanto al concepto, la prestación del servicio y monto a girar al exterior.
Respecto de las deudas por servicios prestados y/o devengados hasta el 16 de diciembre de 2015 (inclusive) se podrán cursar
con acceso al MULC siempre que se cumplan las normas vigentes y de acuerdo al siguiente cronograma: (i) a partir de febrero
de 2016 el monto operado por cliente no podrá superar el equivalente de US$ 2.000.000; (ii) de marzo a mayo de 2016, el
monto operado por cliente no podrá superar el equivalente de US$ 4.000.000 por mes calendario; y (iii) a partir de junio de
2016 no aplicaría límite de monto alguno (Comunicación “A” 5850).
No estarán alcanzadas por el esquema previsto en el párrafo anterior las deudas por servicios prestados y/o devengados hasta
el 16 de diciembre de 2015 inclusive que correspondan a: (i) deudas del sector público nacional o local y/o de empresas
controladas por el sector público nacional; (ii) operaciones amparadas en cartas de crédito o letras avaladas emitidas u
otorgadas por entidades financieras locales hasta el 16 de diciembre de 2015; (iii) operaciones adeudadas a Organismos
Internacionales o Agencias Oficiales de Crédito y/o que estén avaladas por los mismos; (iv) pagos de primas de reaseguros en
el exterior que se realicen en el marco de lo previsto en el punto 3.5. del Anexo a la Comunicación "A" 5264 modificado por
la Comunicación "A" 5377; y (v) comisiones y gastos por operaciones bancarias y otros servicios prestados a entidades
autorizadas a operar en cambios necesarios para el desarrollo de sus actividades. (Comunicación “A” 5861).
Pago de rentas (intereses, utilidades y dividendos)
Se admite el acceso al MULC para el pago de servicios de intereses del sector privado no financiero y del sector financiero,
en las siguientes condiciones: (1) con una antelación de hasta 5 días hábiles a la fecha de vencimiento de cada pago de
interés; y (2) devengados en cualquier momento del período corriente de intereses; y (3) a partir de la fecha de desembolso
de los fondos en el exterior y hasta la liquidación de los mismos a través del MULC, únicamente se permite el acceso al MULC
para la diferencia entre los intereses adeudados y las rentas de los fondos depositados en el exterior.
El acceso al MULC para el pago de servicios de intereses de la deuda, será por el devengamiento de renta a partir de la fecha
de concertación de cambio por la venta de las divisas en el MULC, o la fecha efectiva de desembolso de los fondos, si los
mismos fueran acreditados en cuentas de corresponsalía de entidades autorizadas para su liquidación en el MULC, dentro de
las 48 horas hábiles de la fecha de desembolso (Comunicación “A” 5.295).
Con anterioridad a dar curso a los pagos de intereses de deudas de todo carácter con el exterior, las entidades intervinientes
deben comprobar que el deudor haya presentado, de corresponder, la declaración de deuda de acuerdo al régimen
informativo que estipula la Comunicación “A” 3602 del 7 de mayo de 2002, y cumplir con los demás requisitos establecidos
en la Comunicación “A” 5295. Asimismo, la entidad financiera interviniente debe evaluar la razonabilidad de la tasa de
interés aplicada y, en caso de duda, efectuar la consulta al BCRA previo a dar curso a la operación.
En los casos de pagos por bonos cupón cero, la diferencia entre el precio de colocación del bono y el valor nominal que se
paga al vencimiento debe registrarse como pago de intereses (Comunicación “A” 5295).
179
Se permite el acceso al MULC para girar al exterior pagos de utilidades y dividendos a accionistas no residentes, siempre que
correspondan a balances cerrados y certificados por auditores externos con las formalidades aplicables a la certificación del
balance anual (Comunicación “A” 5.377).
Se admite el acceso al MULC para la atención de servicios de emisiones de títulos de deuda locales en moneda extranjera,
emitidos a partir del 26 de febrero de 2016, en la medida que se cumplan la totalidad de las siguientes condiciones:
(i) los títulos cuenten con oferta pública y cotización en mercados de valores;
(ii) los títulos hayan sido integrados a partir del 26 de febrero de 2016, con divisas en el exterior depositadas en cuentas de
corresponsalía del banco colocador, o con débito a cuentas bancarias locales en moneda extranjera;
(iii) los fondos recibidos en la cuenta del exterior del banco colocador provengan de cuentas de bancos del exterior sujetos a
las normas de prevención del lavado de dinero y financiación del terrorismo basadas en las recomendaciones internacionales
y bajo supervisión del Banco Central u organismos de supervisión equivalentes de los países de origen.
(iv) hasta su liquidación por el mercado local de cambios los fondos hayan permanecido depositados en cuentas bancarias
locales; y
(v) el monto suscripto haya sido liquidado en el mercado local de cambios.
Amortización de capital
La cancelación de amortizaciones de capital bajo deudas con el exterior de carácter financiero de residentes en el país del
sector financiero y privado no financiero, (excepto en el caso de amortizaciones de emisiones primarias de títulos de deuda
que cuenten con oferta pública y cotización en mercados autorregulados) sólo podrá efectuarse luego de transcurridos 120
días corridos desde la fecha de ingreso de los fondos al país (Comunicación “A” 5265 modificada por la Comunicación “A”
5850, a su vez modificada por la Comunicación “A” 5890).
A partir de la modificación dispuesta por la Comunicación “A” 5890, el sector privado no financiero tiene acceso al MULC
para el pago anticipado de servicios de capital de sus deudas financieras externas:
(i) en cualquier momento dentro de los 10 días hábiles previos al vencimiento, en la medida que se cumpla el plazo
mínimo de permanencia que sea aplicable; o
(ii) con la anticipación operativamente necesaria para el pago a su vencimiento, de cuotas de capital cuya obligación
de pago depende de la materialización de condiciones específicas expresamente contempladas en los contratos; o
(iii) anticipadamente a plazos mayores a 10 días hábiles previos al vencimiento, en forma total o parcial, en la medida
que el pago se financie en su totalidad con el ingreso de fondos del exterior para aportes de capital y que se cumpla el plazo
mínimo de permanencia que sea aplicable (plazo de 120 días corridos referido anteriormente); o
(iv) anticipadamente a plazos mayores a 10 días hábiles previos al vencimiento en forma parcial o total, en la medida
que se cumpla el plazo mínimo de permanencia que sea aplicable, y que el total de los pagos a efectuar para llevar adelante
la operación que se financie con el ingreso y liquidación en el MULC de nuevos endeudamientos con no residentes, y/o y por
la emisión de bonos u otros títulos de deuda que cumplen con las condiciones para ser consideradas como emisiones
externas. La condición que se establece en el párrafo anterior se considerará cumplida en el caso de operaciones que
involucren pasivos externos de más de una empresa residente pertenecientes al mismo conjunto o grupo económico, cuando
dicha condición se cumpla a nivel agregado.
En el caso de cancelaciones anticipadas en más de 10 días hábiles de bonos u otros títulos de deuda que cumplan las condiciones para ser considerados emisiones externas y que tengan cotización en mercados de valores, se admitirá el acceso al mercado de cambios para su recompra y precancelación por valores que superen el valor nominal en la medida que la operación refleje condiciones de mercado.
(v) anticipadamente, a cualquier plazo, en forma total o parcial, cuando se trate de endeudamientos financieros con el
exterior ingresados y liquidados en el MULC a partir del 17 de diciembre de 2015 y siempre que se cumpla el plazo de
permanencia que sea aplicable.
180
Otras disposiciones
Ventas de cambio a no residentes
Mediante la Comunicación “A” 4662 (y sus modificatorias “A” 4692, “A” 4832, , “A” 5237 y “A” 5899) se dio a conocer un
reordenamiento y las nuevas normas aplicables para el acceso al MULC por parte de no residentes (según definición vertida
en el Manual de Balanza de Pagos del FMI -quinta edición, capítulo IV-).
Al respecto se establece que no se requiere la conformidad previa del BCRA, en la medida que se cumplan los requisitos
establecidos en cada caso, para las siguientes operaciones por parte de no residentes: (1) compras de moneda extranjera por
organizaciones y entidades internacionales que actúen como agencias oficiales de crédito para las exportaciones o que estén
detalladas en la Comunicación “A” 4662 (con sus modificaciones y complementarias); y (2) compra de divisas para su
transferencia al exterior, en la medida que se cuente con la documentación requerida en la mencionada norma, entre otros,
en los siguientes casos, cuando las operaciones sean realizadas por, o correspondan a cobros en el país de:
deudas financieras originadas en préstamos externos de no residentes;
recuperos de créditos de quiebras locales y cobros de deudas concursales, en la medida que el cliente no residente
haya sido el titular de la acreencia judicialmente reconocida en la quiebra o concurso de acreedores, con resolución firme;
repatriaciones de inversiones directas en empresas del sector privado no financiero que no sean controlantes de
entidades financieras locales, y/o en propiedades inmuebles, en la medida que el beneficiario del exterior sea una persona
física o jurídica que resida o que esté constituida o domiciliada en dominios, jurisdicciones, territorios o Estados asociados
que sean considerados "cooperadores a los fines de la transparencia fiscal" en función de lo dispuesto por el Art. 1º del
Decreto Nº 589/13, sus normas complementarias y modificatorias,, por los siguientes conceptos: (A) venta de la inversión
directa; (B) liquidación definitiva de la inversión directa; (C) reducción de capital decidida por la empresa local; o (D)
devolución de aportes irrevocables efectuada por la empresa local;
En las repatriaciones de inversiones directas e inmobiliarias, también es admisible el acceso al mercado de cambios del
residente que debe efectuar la transferencia a favor del no residente, en concepto de repatriaciones de inversiones directas
de no residentes. La entidad interviniente deberá verificar el cumplimiento del Relevamiento de Inversiones Directas si
resultara aplicable.
De conformidad con lo dispuesto por la Comunicación “A” 5237, para aquellas inversiones directas que sean
desembolsadas a partir del 28 de octubre de 2011 (inclusive), el acceso al MULC para la repatriación estará sujeto a que se
haya demostrado el previo ingreso por el MULC de los fondos de la inversión. Este requisito también es aplicable a inversiones
directas en el país por adquisiciones de activos locales que realicen no residentes a empresas del exterior que sean en forma
directa o indirecta de propiedad de residentes argentinos, en la medida que los activos locales fueran incorporados en los
activos de la empresa vendedora;
En el caso de transferencias de la inversión entre no residentes, el requisito se considerará cumplido en la medida que se
demuestre (i) el ingreso por parte del no residente vendedor, o (ii) que el ingreso no era obligatorio por haberse
desembolsado la inversión con anterioridad al 28 de octubre de 2011.
cobros de servicios o liquidación por venta de otras inversiones de portafolio (y sus rentas), en la medida que: (A) el
beneficiario del exterior sea una persona física o jurídica que resida o que esté constituida o domiciliada en dominios,
jurisdicciones, territorios o Estados asociados que sean considerados "cooperadores a los fines de la transparencia fiscal" en
función de lo dispuesto por el Art. 1º del Decreto Nº 589/13, sus normas complementarias y modificatorias, por los siguientes
conceptos; (B) se cuente con la certificación de una entidad financiera o cambiaria local, sobre la fecha y monto de la
liquidación en el mercado de cambios de los fondos correspondientes a la constitución de la inversión.
Estas repatriaciones de inversiones de portafolio comprenden entre otras: inversiones en cartera en acciones y
participaciones en empresas locales, inversiones en fondos comunes de inversión y fideicomisos locales, compra de carteras
de préstamos otorgados a residentes por bancos locales, compra de facturas y pagarés por operaciones comerciales locales,
inversiones en bonos locales emitidos en Pesos y en moneda extranjera pagaderos localmente y las compras de otros créditos
internos; y
indemnizaciones decididas por tribunales locales a favor de no residentes.
181
Las operaciones que no encuadren en los puntos mencionados precedentemente, sólo podrán ser cursadas en la medida que
cuenten con la previa conformidad del BCRA.
Formación de activos externos por parte de residentes
Conforme se ha mencionado anteriormente, el 17 de diciembre de 2015, el BCRA dictó la Comunicación “A” 5850 mediante la
cual introdujo cambios sustanciales en el régimen cambiario hasta entonces vigente. Ello implicó, entre otras medidas, la
eliminación de ciertas restricciones vigentes hasta ese momento que incluían la suspensión de la posibilidad de formación de
activos externos de residentes sin la obligación de una aplicación posterior específica y la sujeción de la posibilidad de
compra de divisas por parte de residentes para realizar viajes al exterior y su cantidad a ciertos parámetros objetivos como
la capacidad contributiva del viajante y la cantidad de días que conlleva el viaje, previa validación fiscal de cada operación.
Mediante la mencionada Comunicación “A” 5850, fue dejada sin efecto la consulta y registro de las operaciones cambiarias
en el “Programa de Consulta de Operaciones Cambiarias” de la AFIP derogando así la Comunicación “A” 5245 y sus
complementarias. Por lo tanto, a la fecha del presente Prospecto, no se requiere la conformidad previa de la AFIP para la
compra de moneda extranjera para la formación de activos externos por parte de residentes. Esta medida fue confirmada
por la Resolución General 3821 de la AFIP del 16 de diciembre de 2015, publicada en el Boletín Oficial el 18 de diciembre de
2015.
Asimismo, se dispuso el reemplazo de las normas establecidas en el Anexo a la Comunicación “A” 5526, la cual regulaba el
acceso al MULC por parte de sujetos residentes para la compra de moneda extranjera para su aplicación a destinos
específicos en activos locales. De esta manera, se establecieron los siguientes requisitos a fin de poder acceder al MULC sin
requerir la conformidad previa del Banco Central:
Solo podrán formar activos externos las personas humanas residentes, las personas jurídicas del sector privado
constituidas en el país que no sean entidades autorizadas a operar en cambios, los patrimonios y otras universalidades
constituidos en el país y los gobiernos locales.
Los conceptos permitidos son: inversiones inmobiliarias en el exterior, préstamos otorgados a no residentes, aportes
de inversiones directas en el exterior de residentes, inversiones de portafolio en el exterior de personas humanas, otras
inversiones en el exterior de residentes, inversiones de portafolio en el exterior de personas jurídicas, compra para tenencias
de billetes extranjeros en el país y compra de cheques de viajero.
El monto máximo por los conceptos señalados no debe superar (por entidad) el equivalente a U$S 2.000.000 por mes
calendario y en el conjunto de las entidades a operar en cambios.
La entidad debe contar con una declaración jurada del cliente en la que conste que con la operación de cambio a
concertar se cumplen los límites establecidos en la normativa para sus operaciones en el conjunto de las entidades
autorizadas a operar en cambios.
Por las compras de billetes en moneda extranjera y de divisas por los conceptos señalados que superen el
equivalente de U$S 500 por mes calendario, la operación deberá efectuarse mediante alguna de las siguientes alternativas:
(a) con débito a una cuenta a la vista abierta en entidades financieras locales a nombre del cliente, o (b) con transferencia
vía MEP a favor de la entidad interviniente de los fondos desde cuentas a la vista del cliente abiertas en una entidad
financiera, o (c) con pago con cheque de la cuenta propia del cliente. Para las compras menores al equivalente de U$S 500
por mes calendario, se admite el uso de efectivo.
En el caso de ventas de divisas a residentes para la constitución de inversiones de portafolio en el exterior, la
transferencia debe tener como destino una cuenta a nombre del cliente que realiza la operación de cambio, abierta en
bancos del exterior o instituciones financieras que realicen habitualmente actividades de banca de inversión, que no estén
constituidos en países o territorios no considerados cooperadores a los fines de la transparencia fiscal en función de lo
dispuesto por el art. 1° del Decreto N° 589/13 y complementarias ni en países o territorios donde no se aplican, o no se
aplican suficientemente, las Recomendaciones del Grupo de Acción Financiera Internacional. A estos efectos, se debe
considerar como países o territorios declarados no cooperantes a los catalogados por el Grupo de Acción Financiera
Internacional (www.fatf-gafi.org).
El producido de la liquidación de cambio por ingresos de residentes en el MULC por todo concepto deberá ser
acreditado en una cuenta corriente o caja de ahorro en pesos en una entidad financiera local a nombre del cliente cuando el
monto operado supere el equivalente de U$S 2.500 por mes calendario.
182
A los efectos del cómputo de los límites mencionados, a la fecha de realización de una nueva operación, por las compras en
monedas extranjeras distintas al dólar estadounidense, se computarán los pesos liquidados por cada operación al tipo de
cambio de referencia del día hábil bancario inmediato anterior al que se efectuó cada operación. Asimismo, los residentes
que registren ventas de activos externos propios en el MULC no estarán sujetos al límite mensual de los U$S 2.000.000
(mencionado en el punto 3 anterior) para realizar compras por hasta el monto ingresado. Este acceso por sobre el límite solo
podrá destinarse a inversiones en el exterior, en el caso que se hayan ingresado divisas desde el exterior. Las compras de
activos externos que no encuadren en ninguna situación reglamentada por el BCRA deberán contar con la autorización previa
del BCRA antes de que la entidad autorizada a operar en cambios le permita al cliente acceder al MULC.
Repatriación de activos externos
Con anterioridad al dictado de la Comunicación “A” 5850 del 15 de diciembre de 2015 (referida anteriormente), la
repatriación de inversiones por residentes argentinos por los montos que excedieran los US$2.000.000 por mes se
encontraban sujetas a lo establecido por el Decreto N° 616/2005 y sus normas complementarias, en cuanto a la constitución
del Depósito.
El 18 de diciembre de 2015 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución del Ministerio de Hacienda y Finanzas Públicas No.
3/2015 de fecha 16 de diciembre de 2015 que modifica el Decreto N° 616/05 reduciendo a 120 días corridos el plazo de
permanencia en el país de los fondos ingresados del exterior, y reduciendo a 0 el porcentaje del Depósito. En línea con las
modificaciones al inciso c) del artículo 4° del Decreto 616/05, la Comunicación “A” 5850 modificó en lo pertinente al
depósito no remunerado las Comunicaciones “A” 4359 y demás normas reglamentarias sobre este punto. Por lo tanto, a la
fecha del presente Prospecto no hay límite cuantitativo para transferir fondos desde una cuenta propia en el exterior a una
cuenta propia local.
Se permite el acceso al MULC por parte de residentes del sector privado no financiero para el ingreso de fondos de su
propiedad percibidos en el exterior, incluyendo por cobros de deudas de no residentes, sujeto a los siguientes requisitos:
la transferencia deberá efectuarse desde una cuenta de titularidad del beneficiario local abierta en (a) bancos del
exterior constituidos en países de la OCDE cuya deuda soberana cuente con una calificación internacional no inferior a
“BBB”, o que consoliden balance en el país con una entidad bancaria local, o (b) en bancos del exterior del país de residencia
permanente de personas físicas que cuentan con autorización para su permanencia en el país como “residentes temporarios”
en los términos establecidos en el artículo 23 de la Ley de Migraciones 25.871, o (c) en instituciones financieras que realicen
habitualmente actividades de banca de inversión y que estén constituidas en países de la OCDE cuya deuda soberana cuente
con una calificación internacional no inferior a "BBB"; a una cuenta de titularidad del beneficiario local en Argentina;
los fondos percibidos deben haber permanecido al menos diez (10) días hábiles en la cuenta del exterior del beneficiario
local. Este requisito de permanencia mínima no será de aplicación, entre otros supuestos, en caso de cobros de deudas
financieras de no residentes con residentes.
Mercados de Capitales
Las operaciones de valores que se realicen en bolsas y mercados de valores autorregulados, deberán abonarse por alguno de
los siguientes mecanismos: (a) en Pesos utilizando las distintas modalidades que permiten los sistemas de pagos, (b) en
moneda extranjera mediante transferencia electrónica de fondos desde y hacia cuentas a la vista en entidades financieras
locales, y (c) contra cable sobre cuentas del exterior. En ningún caso, se permite la liquidación de estas operaciones de
compra-venta de valores mediante el pago en billetes en moneda extranjera, o mediante su depósito en cuentas custodia o
en cuentas de terceros (Comunicación “A” 4308).
Relevamiento de emisiones de títulos y de otras obligaciones externas del sector privado financiero y no financiero
Mediante la Comunicación “A” 3602 y sus complementarias se dispuso implementar un Sistema de Relevamiento de Pasivos
Externos y Emisiones de Títulos, cuyas declaraciones corresponden al endeudamiento a fin de cada trimestre calendario, que
deben cumplir las personas físicas y jurídicas del sector privado financiero y no financiero que registren pasivos de todo tipo
con residentes en el exterior. La obligación de declaración está a cargo del deudor, quien debe presentar sus declaraciones a
través de las entidades financieras. Dichas declaraciones tendrán el carácter de declaración jurada. No corresponde declarar
las deudas originadas y canceladas en un mismo trimestre calendario.
183
Relevamiento de inversiones directas
Mediante Comunicación “A” 4237 del 10 de noviembre de 2004 se dispuso implementar un Sistema de Relevamiento de
Inversiones Directas en el país (por no residentes) y en el exterior (por residentes). Se considera inversión indirecta aquella
que refleja el interés duradero del residente de una economía (inversor directo) por una entidad residente de otra economía
(empresa de inversión directa), lo que se evidencia, por ejemplo, con una participación en el capital social o votos no menor
a un 10%. El régimen informativo establecido por esta Comunicación “A” 4237 tiene carácter semestral.
184
RÉGIMEN IMPOSITIVO
Consideraciones sobre el Régimen Impositivo Argentino
El siguiente resumen de las principales consecuencias tributarias en Argentina está basado en las leyes impositivas
argentinas en vigencia a la fecha del presente Prospecto, y está sujeto a cualquier modificación de las leyes argentinas que
pudieran entrar en vigencia después de tal fecha. Si bien se considera que este resumen constituye una interpretación
adecuada de las leyes vigentes de este Prospecto no puede garantizarse que los tribunales o autoridades fiscales a cargo de
la aplicación de dichas leyes estarán de acuerdo con ella. Se aconseja a los posibles compradores de las Obligaciones
Negociables que consulten con sus propios asesores impositivos con respecto a las consecuencias de una inversión en las
Obligaciones Negociables de conformidad con las leyes impositivas de su país de residencia. Entre las consecuencias a
considerar, incluyendo lo siguiente, sin que la mención sea limitativa, se encuentran aquellas derivadas del cobro de
intereses, venta, rescate y cualquier otra forma de transferencia de las Obligaciones Negociables.
Impuesto a las Ganancias
Los pagos de intereses sobre las Obligaciones Negociables (incluyendo el descuento de emisión original) estarán exentos del
impuesto a las ganancias argentino, siempre que las Obligaciones Negociables sean emitidas de acuerdo con la ley 23.576 y
sus modificaciones, y que cumplan con los requisitos establecidos en los Artículos 36 y 36 bis (“Artículo 36” y “Artículo 36
bis”, respectivamente) de esa Ley; con excepción de los casos que aquí se describen.
En virtud de esta sección, los intereses sobre las Obligaciones Negociables estarán exentos si se cumplen las siguientes
condiciones (las “Condiciones del Artículo 36”):
(a) Las Obligaciones Negociables deben ser colocadas por oferta pública autorizada por la CNV.
(b) Se garantice que los fondos provenientes de la colocación de Obligaciones Negociables se apliquen a: (i) inversiones en
activos físicos situados en el país, (ii) integración de capital de trabajo en el país, (iii) refinanciación de pasivos, (iv) aportes
de capital a compañías controladas o vinculadas, cuyos fondos se apliquen exclusivamente a los fines antes mencionados.
(c) La aplicación de los fondos de la emisión a los propósitos antes mencionados deberá quedar establecida en la resolución
corporativa que autoriza la emisión de las obligaciones negociables y deberá darse a conocer al público inversor a través del
prospecto.
(d) La compañía deberá dar pruebas a la CNV, en el tiempo y forma establecidos por la reglamentación, que los fondos
provenientes de la colocación efectuada fueron invertidos de acuerdo al plan aprobado.
La Resolución N°622/2013 - sus modificatorias y complementarias - estableció ciertas condiciones y requisitos con respecto a
la colocación pública de obligaciones negociables.
Los principales aspectos de la Resolución son los siguientes:
Para que exista “colocación por oferta pública” es necesario demostrar “efectivos esfuerzos de colocación”, en los
términos del artículo 2 de la Ley de Mercado de Capitales. Es decir, no es suficiente la sola existencia de una autorización de
la CNV pero tampoco es necesario alcanzar un resultado determinado, tal como un criterio de dispersión mínima de
inversores. En suma, la “colocación por oferta pública” resultaría una obligación de medios pero no de resultado.
Los esfuerzos de oferta pública pueden llevarse a cabo no sólo en el país sino también en el exterior.
La oferta puede ser dirigida “al público en general o a un grupo determinado de inversores”, y aun “sólo para
inversores institucionales”, aclarándose así que la oferta no debe ser dirigida siempre al público en general.
La celebración de un contrato de colocación resulta válida a los fines de considerar cumplido el requisito de la
oferta pública en la medida que se demuestre que el colocador ofertó por los medios previstos en la Ley de Mercado de
Capitales.
Se admite expresamente la utilización de los fondos provenientes de una emisión de obligaciones negociables para
refinanciar pasivos incluyendo los denominados “préstamos puente”.
185
Si la emisión no cumple con las Condiciones del Artículo 36 y con los requisitos establecidos en la Resolución
precedentemente indicada, el Artículo 38 de la Ley de Obligaciones Negociables establece que la Sociedad será responsable
del pago del impuesto a las ganancias sobre los inversores que, de lo contrario, hubieran corrido por cuenta de los tenedores.
La AFIP reguló mediante la Resolución General N° 1516/2003 con las modificaciones introducidas por la Resolución General
N° 1578/2003 el mecanismo correspondiente para el pago del impuesto a las ganancias por parte de la emisora en caso de
que se considere incumplido cualquiera de los requisitos establecidos en el artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables.
El Decreto N° 1.076 del 2 de julio de 1992 y sus modificaciones, ratificado por el artículo 29 de la Ley N° 24.307 del 30 de
diciembre de 1993 (“Decreto”), eliminó la exención anteriormente descripta para los sujetos que deban practicar las normas
de ajuste por inflación impositivo de conformidad con el Título VI de la ley del Impuesto a las Ganancias argentino (en
general, entidades organizadas o constituidas en virtud de la ley argentina, sucursales locales de entidades no argentinas,
empresas unipersonales y personas físicas que realizan ciertas actividades de auxiliares al comercio (“Entidades
Argentinas”)).
Asimismo, la Ley N° 25.063, publicada el 30 de diciembre de 1998, estableció que en caso que se paguen determinados
intereses de deudas – incluidos los provenientes de obligaciones negociables – cuyos beneficiarios sean los sujetos
mencionados en el párrafo anterior, con excepción de las entidades regidas por la Ley 21.526, se deberá retener el 35% de
tales beneficios, pudiendo ésta retención considerarse como un pago a cuenta del impuesto a las ganancias del sujeto
retenido.
Con relación a las ganancias provenientes de la venta u otra forma de disposición (cambio, permuta, conversión y
disposición) el Decreto N° 1.076 eliminó la exención originalmente prevista en la Ley de Obligaciones Negociables, para las
“Entidades Argentinas” por lo que de producirse un resultado proveniente de la venta o disposición de las Obligaciones
negociables el mismo se encontrará alcanzado por el impuesto.
La Ley N° 26.893 (BO: 23/09/2013) introdujo modificaciones en la Ley del Impuesto a las Ganancias en lo que respecta a la
gravabilidad de los resultados provenientes de la enajenación de acciones, cuotas y participaciones sociales, títulos, bonos y
demás valores, obtenidos por personas físicas residentes y sucesiones indivisas radicadas en el país y por sujetos residentes
en el exterior.
Asimismo, modificó la exención prevista en el artículo w) del inciso 20 de la Ley del Impuesto a las Ganancias. Según la
redacción actual, el inciso w) del artículo 20 de la ley exime los resultados provenientes de operaciones de compraventa,
cambio, permuta, o disposición de acciones, cuotas y participaciones sociales, títulos, bonos y demás valores, obtenidos por
personas físicas residentes y sucesiones indivisas radicadas en el país, en tanto no resulten comprendidas en las previsiones
del inciso c) del artículo 49, excluidos los originados en las citadas operaciones, que tengan por objeto acciones, cuotas y
participaciones sociales, títulos, bonos y demás valores, que no coticen en bolsas o mercados de valores y/o que no tengan
autorización de oferta pública.
El Decreto 2334/2013 (07/02/2014) al modificar el reglamento de la Ley de Impuesto a las Ganancias estableció que se
encuentran comprendidos en la exención que establece el Artículo 20, inciso w), de la ley, los resultados provenientes de la
enajenación de acciones, cuotas y participaciones sociales —incluidas cuotas partes de fondos comunes de inversión—,
títulos, bonos y demás valores, que se realicen a través de bolsas o mercados de valores autorizados por la Comisión Nacional
de Valores, obtenidos por personas físicas residentes y sucesiones indivisas radicadas en el país, siempre que esas
operaciones no resulten atribuibles a empresas o explotaciones unipersonales comprendidas en los incisos b), c) y en el
último párrafo del Artículo 49 de la ley.
Por lo tanto, si las obligaciones negociables no cumplen las Condiciones del Artículo 36, deberá analizarse si el resultado por
la compraventa de las mismas quedan encuadradas en la exención en la medida en que el resultado sea obtenido por
personas físicas y sucesiones indivisas residentes. De lo contrario, el resultado quedará alcanzado a la alícuota diferencial del
15% establecida en el artículo 90 de la Ley del Impuesto a las Ganancias.
Las sociedades domiciliadas en el país tributarán a la alícuota del 35%.
Cuando la ganancia de capital sea obtenida por sociedades, empresas, establecimientos estables, patrimonios o
explotaciones, domiciliados o, en su caso, radicados en el exterior, la alícuota del 15% se aplicará sobre la ganancia presunta
definida por el inciso h) del artículo 93. El ingreso del impuesto se realizará a través del mecanismo de retención. Cabe
señalar que, alternativamente, la Ley Argentina permite a los no residentes calcular la ganancia neta real, deduciendo del
precio de venta los costos valuados conforme a las normas fiscales. Sin embargo, los procedimientos para el ejercicio de esta
opción, no han sido aún determinados por la autoridad.
186
Asimismo, cuando la titularidad corresponda a un sujeto del exterior, y el adquirente también sea una persona -física o
jurídica- del exterior, el ingreso del impuesto correspondiente estará a cargo del comprador de las acciones, cuotas y
participaciones sociales y demás valores que se enajenen. A la fecha de la emisión del presente prospecto, no se ha dictado
la reglamentación que indique el procedimiento que debería realizar un sujeto del exterior para ingresar el impuesto a las
arcas argentinas.
Impuesto sobre los Bienes Personales
Las Obligaciones Negociables, emitidas por una sociedad constituida en Argentina, pertenecientes a personas físicas y las
sucesiones indivisas domiciliadas o radicadas en el país o en el exterior están gravadas por el impuesto.
En el caso de los títulos que coticen en bolsas o mercados, el impuesto sobre los bienes personales grava su valor de
mercado. Por el contrario, de tratarse de títulos que no posean tal cotización, quedan alcanzados por el valor de costo de
adquisición más los intereses y diferencias de cambio devengados e impagos, en ambos casos al 31 de diciembre de cada año.
A partir del 31 de diciembre de 2007, se encuentran exentos del impuesto los bienes gravados cuyo valor en conjunto y
determinados según se establece en la ley no supere los Pesos 305.000. Cuando el valor de los bienes supere la mencionada
suma quedará sujeto al gravamen la totalidad de los bienes gravados del sujeto tributario, de acuerdo a la siguiente escala:
Valor total de los bienes gravados Alícuota aplicable
Más de $ 305.000 a 750.000 0.50%
Más de $ 750.000 a 2.000.000 0.75%
Más de $ 2.000.000 a 5.000.000 1.00%
Más de $ 5.000.000 1.25%
Si el titular de las Obligaciones Negociables es una persona física domiciliada en el exterior o una sucesión indivisa radicada
en el mismo, están técnicamente sujetos al Impuesto sobre los bienes personales, aunque no existe procedimiento alguno en
la Ley para el cobro del impuesto generado como consecuencia de la tenencia de las Obligaciones.
Sin perjuicio de lo dispuesto precedentemente, el impuesto no se aplica con respecto a los títulos en poder de (i) personas
jurídicas constituidas en la Argentina, y (ii) personas jurídicas no constituidas en el país, empresas, establecimientos
estables, patrimonios de afectación o explotaciones que se ubiquen en el exterior siempre y cuando sea autorizada su oferta
pública por la CNV y que se negocien en bolsas o mercados del país o del exterior. En éste último caso, y de acuerdo al art.
20 de la Resolución General N° 2.151/2006 de la AFIP, el emisor privado argentino deberá mantener en sus registros una
copia de la Resolución de la CNV que autoriza la oferta pública de los títulos privados de deuda y constancia de su vigencia al
31 de Diciembre de cada año, ambas certificadas por dicha Comisión.
En el supuesto mencionado en el punto (ii), cuando no se posea la información relativa a la autorización de oferta pública, y
dichos sujetos titulares de las Obligaciones Negociables reúnan las siguientes características:
Se encuentren radicados en países que no apliquen regímenes de nominatividad de títulos valores privados, y
por su naturaleza jurídica o estatutos tengan por actividad principal realizar inversiones fuera de la jurisdicción del
país de constitución, y/o
no puedan ejercer en las mismas ciertas operaciones y/o inversiones expresamente determinadas en el régimen
legal o estatutario que las regula,
La Ley presume que las Obligaciones Negociables pertenecen a personas físicas o sucesiones indivisas domiciliadas o
radicadas en el país, razón por la cual el emisor (Responsable Sustituto) se encontrará en la obligación de ingresar el 2,5%
sobre el valor de las Obligaciones Negociables. Producido dicho ingreso, la Ley habilita al emisor a reintegrarse el importe
abonado, incluso reteniendo y/o ejecutando los bienes que dieron origen al pago.
La presunción establecida en el párrafo anterior no será de aplicación, cuando los titulares directos de tales bienes sean: (i)
compañías de seguros (ii) fondos abiertos de inversión, (iii) fondos de pensión o (iv) entidades bancarias o financieras cuyas
casas matrices estén constituidas o radicadas en países en que sus bancos centrales u organismos equivalentes hayan
adoptado los estándares internacionales de supervisión bancaria establecidos por el Comité de Bancos de Basilea. En tales
casos, no corresponderá el ingreso por parte del Responsable Sustituto a que se hizo referencia anteriormente.
187
Por último, la Ley N° 26.452 del 15 de diciembre de 2008 estableció que los fiduciarios de los fideicomisos no financieros
tienen la obligatoriedad de ingresar el importe que surja de aplicar la alícuota del impuesto sobre el valor de los bienes
integrantes del fondo, incluidas las Obligaciones Negociables.
Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta
La Ley N° 25.063 del 30 de diciembre de 1998 creó un impuesto anual que se abona sobre el valor de los activos empresarios,
siendo contribuyentes del mismo las entidades constituidas en el país (sociedades, asociaciones civiles, etc.), determinados
fondos comunes de inversión, y establecimientos estables domiciliados en el país pertenecientes a personas de existencia
visible o ideal domiciliadas en el exterior o a patrimonios de afectación, explotaciones unipersonales o sucesiones indivisas
allí ubicadas o radicadas en el mismo.
La alícuota del impuesto es del 1% y el mismo puede compensarse con el impuesto a las ganancias determinado por el mismo
ejercicio fiscal, abonándose en consecuencia, sólo el mayor de los dos impuestos mencionados. En caso que este último
impuesto sea superior al impuesto a las ganancias, el importe pagado podrá tomarse como pago a cuenta del excedente del
impuesto a las ganancias con relación al impuesto a la ganancia mínima presunta de los 10 ejercicios siguientes.
La valuación de las Obligaciones será su valor de cotización a la fecha de cierre de ejercicio en caso que coticen en bolsas o
mercados. En el supuesto de no existir la cotización referida, deberá gravarse al l costo de adquisición incrementado por los
intereses y diferencias de cambio que se hubieran devengado hasta la fecha de cierre de ejercicio.
Impuesto al Valor Agregado
Los pagos de intereses con respecto a las Obligaciones Negociables también estarán exentos del impuesto al valor agregado
en la medida que se haya cumplido con las condiciones del Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables. Asimismo,
también estarán exentas del mencionado tributo, bajo las mismas condiciones, las operaciones financieras y prestaciones
relativas a la emisión, suscripción, colocación, transferencia, amortización y cancelación de las Obligaciones Negociables.
Impuesto a los Débitos y Créditos en cuentas bancarias
La Ley N° 25.413 (publicada en el Boletín Oficial el 26 de marzo de 2001), con sus enmiendas y reglamentaciones, establece,
excepto ciertas excepciones, un impuesto a ser cobrado sobre los débitos y créditos que se efectúen en cuentas bancarias
mantenidas en instituciones financieras radicadas en Argentina, sobre operatorias efectuadas por las mencionadas
instituciones en las que sus ordenantes o beneficiarios no utilicen las mencionadas cuentas y sobre los movimientos de fondos
propios o de terceros, aun en efectivo, que se efectúen por fuera de las referidas instituciones financieras, y con los alcances
que surgen de la Ley N° 25.413 y las normas que la reglamentan. La alícuota general es del 0,6% por cada débito o crédito,
sin embargo en algunos casos particulares la alícuota se incrementa a 1,2% y también son de aplicación alícuotas reducidas
del 0,5%, 0,25%, 0,1% 0,075% y 0,05%, ello dependiendo del tipo de operación y/o sujeto que se trate. El Decreto Nº534/2004
estableció que a partir del 1 de mayo de 2004 el 34% de los montos abonados a cuenta de este impuesto por los hechos
imponibles cubiertos por el artículo 1 a) de la Ley mencionada anteriormente (sólo créditos) alcanzados por la tasa general
del 0.6%, y el 17% del impuesto pagado por operaciones gravadas a la tasa del 1,2% en virtud de los apartados b) y c) de dicha
Ley serán considerados como pago a cuenta del impuesto a las ganancias, el impuesto a la ganancia mínima presunta o los
aportes especiales sobre el capital de cooperativas por los titulares de cuentas bancarias.
Impuesto de Sellos
El impuesto de sellos es un impuesto local que grava en general las operaciones de carácter oneroso instrumentadas en una
cierta jurisdicción provincial o fuera de cierta jurisdicción provincial pero con efectos en dicha jurisdicción. Considerando las
atribuciones autónomas conferidas a cada jurisdicción provincial en relación con cuestiones impositivas, debe analizarse
cualquier posible efecto derivado de estas operaciones en cada una de las jurisdicciones involucradas.
El artículo 477, inciso 49 del Código Fiscal de la Ciudad de Buenos Aires establece que se encuentran exentos los
instrumentos, actos y operaciones de cualquier naturaleza incluyendo entregas y recepciones de dinero, vinculados y/o
necesarios para posibilitar incremento de capital social, emisión de títulos valores representativos de deuda de sus emisoras
y cualesquiera otros títulos valores destinados a la oferta pública en los términos de la ley 17811, por parte de sociedades o
fideicomisos financieros debidamente autorizados por la Comisión Nacional de Valores a hacer oferta pública de dichos
títulos valores. Esta exención ampara los instrumentos, actos, contratos, operaciones y garantías vinculadas con los
incrementos de capital social y/o las emisiones mencionadas precedentemente, sean aquellos anteriores, simultáneos,
188
posteriores o renovaciones de estos últimos hechos, con la condición prevista en el presente artículo. Esta exención quedará
sin efecto, si en un plazo de noventa (90) días corridos no se solicita la autorización para la oferta pública de dichos títulos
valores ante la Comisión Nacional de Valores y/o si la colocación de los mismos no se realiza en un plazo de ciento ochenta
(180) días corridos a partir de ser concedida la autorización solicitada.
El artículo 477, inciso 50 del Código Fiscal de la Ciudad de Buenos Aires establece que los actos y/o instrumentos
relacionados con la negociación de las acciones y demás títulos valores debidamente autorizados para su oferta pública por la
Comisión Nacional de Valores. Esta exención quedará sin efecto en el caso de darse la circunstancia señalada en el último
párrafo del inciso 49).
A su vez, el artículo 477, inciso 52 del Código Fiscal de la Ciudad de Buenos Aires establece que los actos, contratos y
operaciones, incluyendo entregas o recepciones de dinero, relacionados con la emisión, suscripción, colocación y
transferencia de obligaciones negociables, emitidas conforme el régimen de las leyes 23576 y 23962 y sus modificatorias.
Esta exención comprenderá a los aumentos de capital que se realicen para la emisión de acciones a entregar, por conversión
de las obligaciones negociables indicadas en el párrafo anterior, como así también, a la constitución de todo tipo de
garantías personales o reales a favor de inversores o terceros que garanticen la emisión sean anteriores, simultáneos o
posteriores a la misma.
El artículo 35 de la Ley N° 23.576 establece que en el ámbito nacional están exentos los actos, contratos y operaciones,
incluyendo las entregas o recepciones de dinero, relacionadas a la emisión, suscripción, colocación y transferencias de las
Obligaciones Negociables.
Impuesto a los Ingresos Brutos
El Impuesto sobre los Ingresos Brutos es aplicado por las provincias argentinas y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y se
calcula en base a los ingresos brutos de los contribuyentes que desarrollan sus actividades regularmente en dichas
jurisdicciones.
Aquellos inversores que realicen actividades en forma habitual o que se presuma que desarrollan dichas actividades en
cualquier jurisdicción en la cual obtengan sus ingresos por intereses originados en la tenencia de Obligaciones Negociables, o
por su venta o transferencia podrían resultar gravados con este impuesto a tasas que varían de acuerdo con la legislación
específica de cada Provincia Argentina salvo que proceda la aplicación de alguna exención.
El artículo 179, inciso 1 del Código Fiscal de la Ciudad de Buenos Aires establece que se encuentran exentos los ingresos
provenientes de toda operación sobre obligaciones negociables emitidas de conformidad a lo dispuesto por la ley nacional
23576, la percepción de intereses y actualizaciones devengadas y el valor de venta en caso de transferencia, mientras le sea
de aplicación la exención respecto del impuesto a las ganancias. Las actividades desarrolladas por los agentes de bolsa y por
todo tipo de intermediarios en relación con tales operaciones no se encuentran alcanzadas por la presente exención.
El artículo 207, inciso c) del Código Fiscal de la Provincia de Buenos Aires establece que se encuentran exentos los ingresos
de toda operación sobre obligaciones negociables emitidas de conformidad a lo dispuesto por las leyes 23576 y 23962, y sus
modificatorias, la percepción de intereses y actualización devengadas y el valor de venta en caso de transferencia, mientras
le sea de aplicación la exención respecto del impuesto a las ganancias. Aclárase que las actividades desarrolladas por los
agentes de bolsa y por todo tipo de intermediarios en relación con tales operaciones no se encuentran alcanzadas por la
presente exención.
Los potenciales inversores deberán considerar la posible incidencia del Impuesto sobre los Ingresos Brutos considerando las
disposiciones de la legislación provincial aplicable a su jurisdicción de residencia y actividad económica.
Impuesto a la Transmisión Gratuita de Bienes
Ciertas jurisdicciones provinciales, como la Provincia de Buenos Aires y Entre Ríos, establecen un Impuesto a la Transmisión
Gratuita de Bienes.
189
Tasa de Justicia
En el caso que se haga necesario instituir procedimientos de ejecución con relación a las Obligaciones Negociables en la
Argentina, se aplicará una tasa de justicia que en la actualidad es del 3,0% sobre el monto de cualquier reclamo llevado a los
tribunales argentinos con asiento en la ciudad de Buenos Aires.
EL RESUMEN ANTERIOR NO TIENE POR OBJETO CONSTITUIR UN ANÁLISIS COMPLETO DE TODAS LAS CONSECUENCIAS
IMPOSITIVAS RELACIONADAS CON LA TENENCIA O DISPOSICIÓN DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES. SE ACONSEJA A LOS
TENEDORES Y POSIBLES COMPRADORES CONSULTAR CON SUS RESPECTIVOS ASESORES IMPOSITIVOS ACERCA DE LAS
CONSECUENCIAS IMPOSITIVAS EN CADA CASO PARTICULAR.
190
GLOSARIO
191
192
EMISORA
Petrobras Argentina S.A.
Maipú 1
(C1084ABA) Ciudad Autónoma de Buenos Aires
República Argentina
ASESORES LEGALES DE LA EMISORA
Marval, O’Farrell & Mairal
Av. Leandro N. Alem 928 – Piso 7°
(C1001AAR) Ciudad Autónoma de Buenos Aires
República Argentina
AUDITORES
Price Waterhouse & Co. S.R.L.
Bouchard 557 – Piso 8°
(C1106ABG) Ciudad Autónoma de Buenos Aires
República Argentina