Tecpetrol International S.A. Memoria y Estados … · formación contable por el ejercicio ... En el informe de Bureau Veritas antes mencionado, se destacó que las accio-nes en temas

Tecpetrol International S.A. Memoria y Estados Contables Consolidados por el ejercicio irregular de nueve meses al 31 de diciembre de 2011

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MeMoria

MieMbros del directorio

dictaMen de los auditores independientes

estados contables consolidados por el ejercicio irregular de nueve Meses al 31 de dicieMbre de 2011Estado de Resultados Consolidado Estado de Resultados Integrales ConsolidadoEstado de Situación Patrimonial ConsolidadoEstado de Evolución de Patrimonio Neto Consolidado Estado de Flujos de Efectivo Consolidado Notas a los Estados Contables Consolidados

inforMación coMpleMentaria

4

19

22

24

282930323435

100

Contenido

Memoria y Estados Contables Consolidados / Tecpetrol International S.A. 3

Memoria

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Memoria

la sociedadTECPETROL INTERNATIONAL S.A. (“la Sociedad”), domiciliada en Uruguay, es una sociedad inversora para los negocios de energía del Grupo Techint, que posee participaciones en empresas de producción, transporte y distribución de hidrocarburos en Argentina, Bolivia, Ecuador, México, Perú, Venezuela, Colombia y Estados Unidos de América. Su controlante es San Faustin S.A., a través de sus subsidiarias.La Sociedad por intermedio de sus subsidiarias, desarrolla, invierte y ope-ra negocios en el mercado energético, a través de la exploración y producción de petróleo y gas (E&P) y el transporte y distribución de gas (G&P).En poco más de 20 años, ha logrado consolidarse como inversor en ener-gía en Latinoamérica y posicionarse como operador calificado, afianzando su relación con importantes socios internacionales.

conteXto internacionalDurante el año 2011 la economía mun-dial continuó exhibiendo un escenario de crecimiento a dos velocidades. Por un lado las economías desarrolla-das presentaron serias dificultades para crecer tras la última crisis financiera internacional. Por otra parte, las econo-mías emergentes se mostraron mucho más dinámicas, pero en el transcurso del año comenzaron a presentar signos de fatiga y se espera que en 2012 evi-dencien una menor demanda global.Se destaca el difícil momento econó-mico de los Estados Unidos, que regis-tra la recuperación más débil desde la segunda guerra mundial. La creación de empleo no alcanzó niveles que per-mitieran reducir sensiblemente la tasa de desocupación, sin embargo se evitó

volver a caer en una recesión, pero sin mejorar las perspectivas.En tanto en Europa la situación econó-mica presentó un marcado deterioro a lo largo de 2011. Las economías de algunos países presentaron crecientes problemas para hacer frente a su deu-da pública, que aún no han podido ser contenidos por la Unión Europea, el FMI y el Banco Central Europeo. Por su parte, los países de América Latina presentan una gradual desacele-ración y se preparan para enfrentar un contexto internacional mucho menos favorable a partir del agravamiento de la situación en los países desa-rrollados. Las estimaciones del co-mercio mundial del Fondo Monetario Internacional apuntan a una desacele-ración que se mantendría en 2012.Durante el primer semestre de 2011, el dólar continuó su retroceso contra la mayoría de las monedas, para pos-teriormente revertir la tendencia en la segunda mitad del año. Respecto de la demanda de petróleo, el año 2011 mostró una suba genera-lizada en las economías emergentes, menos afectadas por la crisis –con China y resto de Asia a la cabeza–, con-trapuesta a una fuerte baja en las eco-nomías desarrolladas, siendo Estados Unidos y la Unión Europea las de mayor caída. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) indicó que el leve aumento en la demanda de combusti-ble en 2011 respondió a un débil creci-miento económico y a los altos precios de los combustibles. En línea con lo anterior, el petróleo referencia West Texas Intermediate (WTI) presentó un leve descenso desde el cierre del ejercicio anterior, alcan-zando un valor promedio de dólares estadounidenses (“US$”) 99 y 103 por barril, al 31 de diciembre y marzo de 2011, respectivamente.


Para el año 2012 la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) estima que la demanda mun-dial de crudo crecerá más lentamente debido a una frágil economía mundial y a la profundización del declive del consumo en Europa. Por su parte, la AIE estima que la demanda mundial de petróleo de 2012 será menor de lo previsto, debido a que la desacele-ración económica y los precios altos limitan el consumo.

resultado econóMico Y situación financieraEl presente ejercicio corresponde a un período irregular de nueve meses, comenzado el 1 de abril de 2011

El resultado del ejercicio arrojó una ga-nancia neta de US$217,3 millones que representa el 21% sobre los ingresos por ventas, mientras que en el ejercicio finalizado el 31 de marzo de 2011 el

y finalizado el 31 de diciembre de 2011, por tal motivo la compara-bilidad de la información incluida en los Estados Contables Consolidados al 31 de diciembre de 2011 con la in-formación contable por el ejercicio anual finalizado el 31 de marzo de 2011 puede verse afectada. Se expo-nen a continuación los principales ratios e indicadores financieros de la Sociedad. El análisis se basa y debe ser leído en conjunto con los Estados Contables Consolidados auditados al 31 de diciembre de 2011, los cuales fueron preparados de acuerdo a las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”) emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (“CNIC”).

resultado del ejercicio representó un 16% sobre los ingresos por ventas.Los principales indicadores financieros son los siguientes:

Millones de Us$

Ingresos por ventas netosGanancia brutaResultado operativoGanancia del ejercicioFlujo de fondos generado por las actividades operativas

Inversiones en Propiedades, planta y equipos

Al 31 de diciembre de 2011 (9 meses)

1.034,9

380,0

300,1

217,3

345,5

238,9

Al 31 de marzo de 2011 (12 meses)

820,1

286,6

178,1

129,4

257,3

216,1

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recursos HuManos Desde el inicio, la Sociedad tiene como prioridad consolidar su crecimiento mediante la formación de recursos humanos calificados, comprometidos y con amplia experiencia en los dis-tintos negocios en los que opera. La fuerte inversión en capacitación que distingue a la Sociedad y sus subsidia-rias es una clara muestra de compro-miso en este sentido.Al 31 de diciembre de 2011, la Sociedad cuenta con 994 empleados en relación de dependencia, localizados en distin-tas subsidiarias, de los cuales 71 empleados corresponden a perso-nal directivo y de gerencia.El personal ha participado en distintas actividades de capacitación durante el presente ejercicio, tanto en universi-dades de prestigio como actividades internas, brindándoles la posibilidad de tomar cursos técnicos específicos y presenciar además eventos llevados a cabo en distintos países.

relaciones con la coMunidad, aMbiente Y seguridad

desarrollo socialLa Sociedad, por intermedio de sus subsidiarias operativas, colabora acti-vamente con las comunidades cerca-nas a sus operaciones, contribuyendo con el desarrollo de la población

y sus instituciones. Con ese espíritu, realiza y apoya programas de desarro-llo social en sectores rurales y urbanos de bajos recursos, comunidades y escuelas vecinas a sus yacimientos, comprometiendo tanto a su personal como a la población de la zona en el desarrollo de sus programas sociales. El Plan de Acción Comunitaria incluye principalmente diversos programas de alimentación, educación, salud, desarrollo sustentable, capacitación laboral y cultural.

protección ambiental y seguridadTanto la Sociedad como sus subsidia-rias tienen como objetivo prioritario conducir sus operaciones protegiendo la integridad física del personal y de terceros, logrando al mismo tiempo una adecuada conservación del am-biente. Mediante dicho objetivo se integraron los conceptos de Seguridad, Ambiente y Salud (“SAS”) como valo-res centrales para la gestión.

ambienteEn la actualidad, las subsidiarias ope-rativas desarrollan diversos programas para la conservación del ambiente, como la ejecución de estudios am-bientales, monitoreos y planes de contingencia, mediante los cuales se analizan los potenciales impactos que puede tener un nuevo proyecto, de

Al 31 de diciembre de 2011

1,64

1,74

0,69

20%

Al 31 de marzo de 2011

1,62

1,47

0,69

14%

LiquidezSolvenciaInmovilización de capitalRentabilidad


manera de llevar adelante una plani-ficación adecuada que permita evitar o minimizar la afectación al ambiente. También se llevan a cabo otros progra-mas ambientales, como la disposición final adecuada del agua de producción, reinyectando el 100% de este efluente y eliminando de esta manera los ries-gos de contaminación de aguas super-ficiales y subterráneas, la adquisición de sísmica de bajo impacto ambiental, prevención de derrames de petróleo y controles de erosión, entre otros.Otro objetivo prioritario es desarrollar e implementar nuevos sistemas y tec-nologías que prevengan y disminuyan el impacto al ambiente. La subsidiaria argentina Tecpetrol S.A. fue la primer compañía petrolera en su país en po-ner en marcha una nueva tecnología de tratamiento de barros empetrolados en el área El Tordillo, solucionando un problema histórico que tenían todas las empresas operadoras radicadas en la Patagonia Argentina, debido a las limitaciones climáticas.Complementando el esfuerzo de pro-tección y cuidado del ambiente, se de-sarrollaron actividades de revegetación y reforestación con especies nativas en las diversas operaciones en Argentina, Perú, Ecuador y Colombia. Además, se mejoró la gestión de re-siduos sólidos y líquidos, en especial en las áreas El Tordillo, Los Bastos y Agua Salada en Argentina. Por otro lado, también en Argentina, se lanza-ron las actividades de bio-remediación de suelos en las áreas El Tordillo y Agua Salada y las obras de control de erosión continuaron en las áreas de Argentina, Perú y Ecuador.En mayo de 2011, el organismo certi-ficador independiente Bureau Veritas realizó una auditoría externa del sis-tema de gestión ambiental del campo Bermejo (Ecuador), manteniéndose la

certificación de la ISO 14001 y a partir de la cual se obtuvo la licencia ambien-tal para la construcción de la vía, plata-forma y perforación del pozo Bermejo Este X-1. En Colombia, se iniciaron los trámites de licenciamiento ambiental del pro-yecto de perforación exploratoria en los distintos bloques (CPO-6, CPO-7A, CPO-7B y CPO-13), obteniendo a la fecha las licencias ambientales para los tres primeros.En noviembre de 2011, la Sociedad Nacional de Minería Petróleo y Energía de Perú (SNMPE) otorgó los premios “Desarrollo Sostenible 2011”, reconoci-miento a las buenas prácticas, en te-mas ambientales y sociales, de las empresas del sector minero-energético. La compañía asociada Transportadora de gas del Perú S.A. (“TgP”) fue premiada por su proyecto “Limpio de principio a fin: compost en el sistema de transporte de ductos de TgP”. El proyecto permite tratar los residuos sólidos orgánicos generados en las operaciones de costa, sierra y selva, generando importantes benefi-cios ambientales, económicos y sociales. Con este proceso el 100% de los residuos se reutiliza para produ-cir un abono que beneficia a las comu-nidades, el cual es utilizado en el mejoramiento de los suelos para las actividades de revegetación, áreas de cultivo y jardinería.

seguridadLos principales elementos para la im-plementación de la política de seguri-dad son el liderazgo y compromiso, la seguridad integrada, auditorías, programas de prevención, investiga-ción de accidentes e incidentes, admi-nistración de riesgos, planes de mejora e iniciativas de seguridad y manejo de los cambios.

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Los resultados obtenidos se monito-rean a través de los índices de segu-ridad comparados con los objetivos propuestos. En particular, la acción se orientó a controlar la efectiva aplica-ción de sus principales elementos a través de un programa denominado Tablero de Control SAS (STOP, audito-rías, reportes de incidentes). En el informe de Bureau Veritas antes mencionado, se destacó que las accio-nes en temas de seguridad y ambiente continuaban siendo eficaces, habilitan-do a Tecpecuador para mantener por tres años más la certificación ISO 14001, lograda por primera vez en abril de 2005.

reservas de Hidrocarburos (e&p)Por reservas se entiende a los volúme-nes de petróleo y gas (expresados en m3 equivalentes de petróleo) que origi-nan o están asociados a algún ingreso económico, en las áreas donde las subsidiarias operan o tienen participa-ciones (directas o indirectas) y sobre los cuales se poseen derechos para su explotación, incluyendo los volúmenes de hidrocarburos relacionados con aquellos contratos de servicios en los cuales las sociedades no tienen pro-piedad sobre las reservas ni sobre los hidrocarburos extraídos y las que se estiman serán producidas para el con-tratante bajo los contratos de obras.El procedimiento de cálculo de las reservas es un proceso subjetivo de estimación de petróleo crudo y gas natural a ser recuperado del subsuelo, que involucra cierto grado de incertidumbre. Las reservas probadas (desarrolladas y no desarrolladas) de hidrocarburos estimadas al 31 de diciembre de 2011 ascienden a:

Petróleo millones de metros cúbicos 13

Gasmiles de millones de metros cúbicos 34

Las reservas expuestas preceden-temente están constituidas por las reservas probadas, susceptibles de ser extraídas, a las cuales no se le han deducido las regalías correspondien-tes y fueron preparadas por personal técnico de la Sociedad basándose en las condiciones tecnológicas y econó-micas vigentes al 30 de junio de 2011, considerando la evaluación económica, dentro del período de vigencia de los respectivos contratos o concesiones.


capacidad de transporte de gas (g&p)Se detalla la capacidad de transporte de gas de las compañías asociadas:

proYectos Y perspectivasLa Sociedad continuará evaluando las alternativas de nuevos negocios en los países que actualmente opera y en otros países, que le permitan el cum-plimiento de su estrategia de consoli-dación y crecimiento. Tanto en el nego-cio de exploración y producción como en el de transporte y distribución, la meta continúa siendo el crecimiento.

argentinaEn el área El Tordillo, se continuará con la campaña de perforación, que incluye la realización de reparaciones primarias y secundarias, trabajando con diversos equipos de workover y se continuará con el proyecto de recupe-ración terciaria mediante la inyección de polímeros. En instalaciones de producción, las principales inversiones se focalizarán en el plan de ataque a la

GAs (en Mm3/día)

Transportadora de Gas del Norte S.A. (Argentina)

Litoral Gas S.A. (Argentina)

Transportadora de gas del Perú S.A. (Perú)

Transportadora de Gas del Mercosur S.A. (Argentina)

Porcentaje de utilización

97,4%

95,6%

83,0%

-

Transporte diario

53.005

7.587

12.509

-

Capacidad total de transporte diario

54.400

7.936

15.007

2.800

corrosión, que incluye el revestimiento de oleoductos; en la compra y adecua-ción de equipos de bombeo y en tareas ambientales.En las áreas de la cuenca neuquina se continuará con la campaña de perfo-ración, que incluirá pozos explorato-rios enmarcados en el programa Gas Plus. Por otro lado, se prevé también la construcción de obras de infraes-tructura en Los Bastos y Agua Salada, entre ellas ductos y tanques de alma-cenamiento, para ampliar la capacidad de transporte y procesamiento de hidrocarburos.En Río Atuel continuarán los trabajos exploratorios en curso, incluyendo la perforación de pozos de acuerdo a los compromisos asumidos con la provin-cia de Mendoza.Se continuará con las tratativas con las provincias por las extensiones de las áreas El Tordillo y Aguaragüe.

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Con respecto a la comercialización de hidrocarburos en Argentina, se estima que las ventas continuarán desarro-llándose como en ejercicios anteriores.

perúLuego de la adjudicación en noviembre de 2010 del Bloque 174, en la Cuenca de Ucayali, el 23 de septiembre de 2011, se firmó el contrato de explora-ción y explotación del área, por el cual la subsidiaria Tecpetrol Lote 174 SAC, en caso de un descubrimiento comer-cial, tiene el derecho de propiedad sobre los hidrocarburos extraídos y Perupetro S.A. ejercerá la supervisión del cumplimiento del contrato. El Bloque 174 tiene una extensión de aproximadamente 264 mil hectáreas y posee muy buenas expectativas de descubrimientos de hidrocarburos. Tecpetrol Lote 174 SAC, tiene un plazo de 7 años para la fase de exploración, 30 años para la de explotación en caso de descubrir petróleo y 40 años en caso de que el descubrimiento sea de gas natural y líquidos asociados. El compromiso asumido para los prime-ros años incluye el reprocesamiento de la información sísmica existente en la zona y la registración de 150 km de sísmica 2D, o bien tareas exploratorias por una determinada cantidad de uni-dades de trabajos de exploración. Este contrato representa diversos desafíos logísticos, comunitarios, ambientales y geológicos en medio de la amazonia peruana, que a la vez representarán muchas oportunidades para seguir creciendo en presencia y experiencia en el país. Adicionalmente, se prevé continuar con las operaciones en Camisea en el Bloque 88 (San Martín y Cashiriari), como así también en el Bloque 56 (Pagoreni y Mipaya), desde el que se abastece el 100% de la demanda

de Perú LNG S.R.L. (“PLNG”) -620 MMscf/d (millones de pies cúbicos dia-rios) a partir del comienzo de sus ope-raciones comerciales en junio de 2010. Por otra parte, el 18 de abril de 2011 se aprobó la suscripción entre el Ministerio de Energía y Minas de Perú y la compañía asociada TgP de una adenda al contrato de concesión de transporte de gas natural, mediante la cual se regula el compromiso de TgP de ampliar en diversas fases la capaci-dad del sistema de transporte de gas, hasta una capacidad de 920 MMPCD, considerando los nuevos alcances del proyecto de expansión.A fines de julio de 2011, TgP obtuvo la aprobación del estudio de impacto am-biental, requisito necesario para avan-zar con la ampliación del sistema de transporte de gas natural (GN) y líqui-dos de gas natural (LGN), en el sector “Selva-Loop sur”. La ampliación con-siste en la instalación de dos nuevas líneas de transporte de gas y líquidos de 55 km cada una, que se conectarán con el actual sistema de ductos, para incrementar la capacidad de transporte de GN a 1.540 millones de pies cúbicos diarios y de LGN a 120 mil barriles diarios. Adicionalmente, el proyecto “Loop-sur” incluye la construcción de una estación de bombeo de LGN, además de los sistemas y equipos auxiliares apropiados para este tipo de instalaciones. Esta expansión, para la que se prevé una inversión de aproximadamente US$600 millones, permitirá satisfacer nuevas demandas de gas natural, especialmente para cubrir la mayor generación de energía en centrales termoeléctricas.

MéxicoDurante el año 2011 se desarrolló la campaña de inversiones en el área


Bloque Misión con un equipo de perforación. La estrategia planteada busca un equilibrio entre el desarrollo de los campos existentes y la bús-queda de nuevas reservas a través de los proyectos exploratorios, los cuales permiten reforzar la posibilidad de futuros desarrollos en el bloque. Adicionalmente se prevé continuar durante 2012 con la campaña de per-foración con un equipo y con la cons-trucción de las instalaciones en los campos Santa Anita, Cali y Trapiche, así como la construcción de nuevas insta-laciones en función al resultado de los pozos exploratorios. En cuanto a la producción, se lograron incrementos superiores al 250% de gas y al 900% de líquidos desde el ini-cio del contrato. A nivel de negocio, de 2004 a 2011 se invirtieron más de US$ 580 millones, lo que representa aproximadamente un 400% por enci-ma del compromiso mínimo de inver-sión para los primeros ocho años.Bajo el contrato del laboratorio de desarrollo tecnológico en el campo Coyotes (México), firmado entre la subsidiaria Burgos Oil Services S.A. de C.V. (“BOS”) y PEMEX Exploración y Producción (PEP), BOS finalizó y presentó a PEP la primer etapa de los estudios de geociencias y producción, así como el plan de explotación, los cuales servirán de base para determi-nar y establecer el desarrollo futuro del campo Coyotes. Por otro lado, se realizaron varias intervenciones de pozo y se prevé continuar con la cam-paña durante el resto de 2012. Al final del plazo contractual, en diciembre de 2012, se espera migrar el contrato del laboratorio a uno nuevo por un plazo más prolongado.Adicionalmente, durante 2011 finali-zó con éxito la primera perforación y terminación de un pozo horizontal

multifracturado, lo que representó un gran reto desde el punto de vista técnico y operativo, al ser el primero en campo Coyotes. El objetivo de este diseño era contactar una mayor área del reservorio, alcanzando a más de una formación, mejorando así la rela-ción entre inversión y producción. La técnica introducida por la subsidiaria BOS con este proyecto de perforación horizontal multifracturada es muy utilizada en Estados Unidos para el desarrollo de pozos de “shale gas”, que extraen gas de terrenos arcillosos. En este caso, se utilizó un sistema similar pero para la producción de petróleo. Actualmente se está analizando la posibilidad de continuar con la campa-ña de perforación de otros pozos hori-zontales en el campo Coyotes. Uno de los principales objetivos -generar valor para PEP- se alcanza desde la introduc-ción de mejores prácticas operativas. La perforación y terminación exitosa de estos pozos será una muestra de la consolidación de este proceso.

estados unidosLuego de la adquisición de Tecpetrol Corporation en marzo de 2010, en el año 2011 continúa el período de consolidación de las operaciones en Estados Unidos. Dentro de este contex-to, Tecpetrol Corporation ha continuado con el proceso de optimización de sus operaciones y se adquirieron nuevas participaciones en algunos campos del área Ann Mag y derechos de exploración y eventual explotación en otros campos.

colombiaEl Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial otorgó a Tecpetrol Colombia S.A.S. las licencias ambien-tales de los bloques exploratorios CPO-6, CPO-7A y 7B, autorizando el inicio de la perforación en los mismos.

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Comenzó entonces la campaña de perforación de pozos exploratorios en una zona de más de 164 y 180 mil hectáreas (bloques CPO-6 y CPO-7A, respectivamente) que se extenderá en 2012, cumpliendo así con el compromi-so contractual de la fase 1. Se espera la aprobación de la licencia pendiente, correspondiente al Bloque CPO-13, para completar la campaña de perforación. Por otro lado, desde el Bloque CPO-13 se llegó a un acuerdo para comenzar con los trabajos de sís-mica dentro del Resguardo El Tigre, la cual comenzó a registrarse en diciem-bre de 2011. Esto implica que se suma-rán otros 200 km a los más de 2.000 km de sísmica registrados en 2010, en una zona de alto interés exploratorio.

ecuadorEn febrero de 2011 se suscribió el contrato modificatorio entre el Estado ecuatoriano por intermedio de la Secretaría de Hidrocarburos y la sub-sidiaria Tecpecuador S.A., mediante el cual se adoptó el modelo de prestación de servicios para exploración y explo-tación de hidrocarburos, de conformi-dad con la Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos y Ley de Régimen Tributario Interno. Dicho contrato tiene vigencia hasta el 30 de julio de 2019.La renegociación mencionada estipuló también la exploración de la cuenca pre-cretácica. Se trata de un objetivo de alto riesgo, ya que no hay antece-dentes de la existencia de sistemas petroleros en esos niveles. El 31 de enero de 2012 se firmaron dos contratos con la empresa es-tatal de petróleos del Ecuador EP PETROECUADOR para la provisión de servicios específicos integrados con financiamiento de Tecpetrol, para la ejecución de actividades de optimiza-ción de la producción, recuperación

mejorada, exploración y asesoramien-to en la optimización de costos operati-vos variables.Dichos contratos son por los campos Libertador-Atacapi y Shushufindi-Aguarico y Tecpetrol será el operador en el primero de ellos. Los convenios tendrán una duración de 15 años y prevén inversiones de 1.300 millones de dólares, en el caso de Shushufindi, y de 385 millones de dólares en el de Libertador.Con estas adjudicaciones y contemplan-do el contrato existente por Bermejo, Tecpetrol participará a través de sus servicios, de aproximadamente el 15% de la producción total de hidrocarbu-ros de Ecuador.

boliviaDurante 2011 se descubrieron re-servas de gas en la formación Huamampampa, en el Bloque Aquío, en el cual la subsidiaria Tecpetrol de Bolivia S.A. participa en un 20%. Aún queda un potencial exploratorio en re-servorios más profundos (formaciones Icla y Santa Rosa) que será investigado por la subsidiaria y sus socios. A partir del año 2015 se estima un caudal de 6,5 MMm3 por día.

El Directorio agradece al personal por la dedicación y logros producidos durante el ejercicio.


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Miembros del Directorio

presidenteCarlos Arturo Ormachea

vicepresidenteEnrico Fabián Repetto Mariño

directorJorge Emilio Perazzo Puppo

directorCarlos Manuel Franck

directoraCatalina Alicia Ilicic Sincovich


Dictamen de los auditores independientes

A los Señores Directores, Accionistas y Gerencia deTecpetrol International S.A.

Hemos auditado los estados contables consolidados de Tecpetrol International S.A., que comprenden el estado de situación patrimonial consolidado al 31 de diciembre de 2011 y los correspondientes estados consolidados de resultados, de resultados integrales, de evolución del patrimonio neto y de flujos de efectivo por el ejercicio finalizado en esa fecha y sus notas que contienen un resumen de las políticas contables significativas aplicadas y otras notas explicativas, los cuales se incluyen adjuntos.

Responsabilidad de la Gerencia sobre los estados contables

La Dirección de la Sociedad es responsable de la preparación y presentación razonable de estos estados contables consolidados de acuerdo con Normas Internacionales de Información Financiera, y por el mantenimiento de un sistema de control interno que la Dirección considera adecuado para permitir la preparación de estados contables libres de errores significativos, debido, ya sea, a fraude o a equivocaciones.

Responsabilidad del Auditor

Nuestra responsabilidad es expresar una opinión sobre estos estados contables consolidados sobre la base de nuestra auditoría. Efectuamos nuestro examen de auditoría de acuerdo con Normas Internacionales de Auditoría. Estas normas requieren que cumplamos con requisitos éticos y que planifiquemos y realicemos la auditoría para obtener una seguridad razonable acerca de si los estados contables se encuentran libres de errores significativos.

Una auditoría comprende la ejecución de procedimientos para obtener evidencia de auditoría sobre las cifras y revelaciones expuestas en los estados contables. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio del auditor incluyendo la evaluación de los riesgos de errores significativos en los estados contables, debido ya sea a fraude o a equivocaciones. Al realizar dichas evaluaciones de riesgos, el auditor considera el sistema de control interno relevante para la preparación y presentación razonable de los estados contables de la entidad con la finalidad de diseñar procedimientos de auditoría que sean apropiados en las circunstancias, pero no con la finalidad de expresar una opinión sobre la eficacia del control interno de la entidad. Una auditoría comprende asimismo la evaluación del grado de adecuación de las políticas contables utilizadas y la razonabilidad de las estimaciones contables realizadas por la Dirección, así como la evaluación de la presentación general de los estados contables.

Consideramos que la evidencia de auditoría que hemos obtenido es suficiente y apropiada para sustentar nuestra opinión.

Opinión

En nuestra opinión, los estados contables consolidados expresan razonablemente, en todos los aspectos significativos, la posición financiera consolidada de Tecpetrol International S.A. al 31 de diciembre de 2011, los resultados consolidados de sus operaciones y los flujos de efectivo consolidados por el ejercicio finalizado en esa fecha, de acuerdo con Normas Internacionales de Información Financiera.

Montevideo, Uruguay, 23 de Marzo de 2012

Estados Contables Consolidados por el ejercicio irregular de nueve meses al 31 de diciembre de 2011

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Contenido

estado de resultados consolidadoestado de resultados integrales consolidadoestado de situación patrimonial consolidado estado de evolución del patrimonio neto consolidado estado de flujos de efectivo consolidado

notas a los estados contables consolidados1. información general2. resumen de políticas contables significativas2.1 Bases de preparación2.2 Consolidación2.3 Conversión de transacciones y saldos en moneda extranjera2.4 Propiedades, planta y equipos. Activos de exploración, evaluación y desarrollo2.5 Activos intangibles2.6 Inventarios2.7 Créditos por ventas y otros créditos2.8 Efectivo y equivalentes de efectivo2.9 Patrimonio neto2.10 Deudas bancarias y financieras2.11 Impuesto a las ganancias 2.12 Planes de beneficio al personal2.13 Participación de los trabajadores en las utilidades establecidas por ley2.14 Previsiones2.15 Deudas comerciales y otras deudas2.16 Reconocimiento de ingresos2.17 Costos de ventas2.18 Instrumentos financieros2.19 Instrumentos financieros derivados y contabilidad de cobertura3. nuevas normas contables4. administración del riesgo financiero4.1 Factores de riesgo financiero4.2 Instrumentos financieros por categoría4.3 Estimación del valor razonable5. estimaciones y criterios contables críticos6. costos operativos7. gastos de comercialización8. gastos de administración9. costos laborales10. otros resultados operativos11. resultados financieros

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12. impuesto a las ganancias 13. propiedades, planta y equipos. activos de exploración, evaluación y desarrollo14. activos intangibles15. inversiones en compañías asociadas16. deterioro de activos a largo plazo. propiedades, planta y equipos17. activos financieros disponibles para la venta 18. inventarios19. otros créditos y anticipos20. créditos por ventas 21. efectivo y equivalentes de efectivo22. dividendos por acción23. deudas bancarias y financieras24. planes de beneficio al personal25. previsiones26. deudas comerciales y otras deudas27. impuesto diferido28. instrumentos financieros derivados29. contingencias 30. situación de compañías asociadas transportadora de gas del norte s.a. y transportadora de gas del Mercosur s.a.31. principales compromisos, garantías y restricciones32. saldos y operaciones con partes relacionadas33. principales subsidiarias y entidades bajo control conjunto 34. dividendos35. Hechos posteriores


operaciones continuasIngresos por ventas netosCostos operativosResultado bruto

Gastos de comercialización Gastos de administraciónCostos de exploraciónOtros ingresos operativosOtros egresos operativosResultado operativo

Intereses ganados Intereses perdidosOtros resultados financieros netosResultado antes de los resultados de inversiones en compañías asociadas y del impuesto a las ganancias

Resultado de inversiones en compañías asociadasResultado antes del impuesto a las ganancias

Impuesto a las gananciasResultado del ejercicio

Resultado atribuible a:Accionistas de la SociedadParticipación no controlante

31 de

diciembre

de 2011

(9 meses) (*)

1.034.912.579

(654.891.736)

380.020.843

(13.516.301)

(60.558.947)

(3.023.917)

5.797.656

(8.607.389)

300.111.945

4.990.974

(12.733.239)

(6.242.604)

286.127.076

20.608.276

306.735.352

(89.449.740)

217.285.612

217.525.673

(240.061)

notas

6

7

8

10

10

11

11

11

15

12

31 de

marzo

de 2011

(12 meses) (*)

820.132.384

(533.511.615)

286.620.769

(9.359.293)

(61.427.709)

(27.615.743)

241.666

(10.299.636)

178.160.054

6.800.420

(11.505.800)

(399.287)

173.055.387

20.322.013

193.377.400

(63.942.285)

129.435.115

129.877.528

(442.413)

(Valores expresados en dólares estadounidenses, salvo indicación en contrario)

(*) Ver Nota 1.

Las notas 1 a 35 que se acompañan forman parte integrante de los presentes Estados Contables Consolidados.

Estado de Resultados Consolidado

28

Resultado del ejercicio

otros resultados integrales:Efecto de conversión monetariaVariación en el valor razonable de activos financieros disponibles para la venta Impuesto a las ganancias relativo a componentes de otros resultados integrales (**)Participación en otros resultados integrales de asociadas:Cambios en el valor razonable de los derivados mantenidos como coberturaotros resultados integrales netos de impuestosTotal de resultados integrales del ejercicio

Resultado integral atribuible a:Accionistas de la SociedadParticipación no controlante

31 de

diciembre

de 2011

(9 meses) (*)

217.285.612

(12.575.189)

(279.087)

25.185

31.861

(12.797.230)

204.488.382

204.666.820

(178.438)

204.488.382

notas

17

15

31 de

marzo

de 2011

(12 meses) (*)

129.435.115

(13.445.050)

1.345.761

1.740

(49.562)

(12.147.111)

117.288.004

117.773.010

(485.006)

117.288.004


(*) Ver Nota 1.

(**) Corresponde a la variación en el valor razonable de activos financieros disponibles para la venta.


Estado de Resultados Integrales Consolidado


ACTiVoActivo no corriente

Propiedades, planta y equipos. Activos de exploración, evaluación y desarrolloActivos intangiblesInversiones en compañías asociadasActivos financieros disponibles para la venta Activo por impuesto diferido Otros activos financieros a valor razonable con cambios en resultadosOtros créditos y anticiposCréditos por ventas

Total del Activo no corriente

Activo corrienteInventariosOtros créditos y anticiposCrédito por impuesto a las gananciasCréditos por ventasInstrumentos financieros derivadosEfectivo y equivalentes de efectivo

Total del Activo corrienteTotal del Activo

PAsiVo Y PATRiMonio neToPatrimonio neto

Capital socialReserva legalOtras reservasResultados no asignadosPatrimonio neto atribuible a los accionistas de la SociedadParticipación no controlante

Total del Patrimonio neto

Pasivo no corrienteDeudas bancarias y financierasPasivo por impuesto diferidoPlanes de beneficio al personalPrevisiones Deudas comerciales y otras deudas

Total del Pasivo no corriente

Pasivo corrienteDeudas bancarias y financieras Previsiones Deuda corriente por impuesto a las gananciasDeudas comerciales y otras deudas

Total del Pasivo corrienteTotal del PasivoTotal del Patrimonio neto más Pasivo

31 de

diciembre

de 2011

905.519.548

12.352.643

145.388.238

62.300.024

17.585.558

10.647.297

51.247.946

44.977.469

1.250.018.723

42.476.126

49.221.496

5.246.818

137.756.007

228.763

324.430.642

559.359.852

1.809.378.575

371.940.304

34.886.194

(77.118.077)

820.050.662

1.149.759.083

(483.738)

1.149.275.345

163.167.269

73.406.755

17.343.745

53.762.551

12.312.394

319.992.714

106.228.536

11.699.288

34.512.860

187.669.832

340.110.516

660.103.230

1.809.378.575

notas

13

14

15

17

27

19

20

18

19

20

28

21

23

27

24

25

26

23

25

26

31 de

marzo

de 2011

809.610.557

12.352.643

128.022.788

62.748.755

12.982.291

10.082.007

42.021.925

43.914.773

1.121.735.739

22.436.781

55.150.041

712.594

144.462.917 -

292.705.527

515.467.860

1.637.203.599

371.940.304

28.392.317

(64.259.224)

639.018.866

975.092.263

(305.300)

974.786.963

212.416.426

71.081.256

14.991.900

44.983.952

11.176.343

354.649.877

111.026.678

11.070.478

28.021.820

157.647.783

307.766.759

662.416.636

1.637.203.599



Estado de Situación Patrimonial Consolidado

30


saldos al 31 de marzo de 2010

Resultado del ejercicioEfecto de conversión monetariaVariación en el valor razonable de activos financieros disponibles para la venta Impuesto a las ganancias relativo a componentes de otros resultados integralesParticipación en otros resultados integrales de asociadas

otros resultados integrales del ejercicioTotal resultados integrales del ejercicio

Reserva legalDividendos pagados en efectivo





saldos al 31 de diciembre de 2011



Estado de Evolución del Patrimonio Neto Consolidado

32









saldos al 31 de diciembre de 2011

Total

887.498.959

129.435.115

(13.445.050)

1.345.761

1.740

(49.562)

(12.147.111)

117.288.004

-

(30.000.000)

974.786.963

217.285.612

(12.575.189)

(279.087)

25.185

31.861

(12.797.230)

204.488.382

-

(30.000.000)

1.149.275.345

Participación

no

controlante

179.706

(442.413)

(42.593)

-

-

-

(42.593)

(485.006)

-

-

(305.300)

(240.061)

61.623

-

-

-

61.623

(178.438)

-

-

(483.738)

Total

887.319.253

129.877.528

(13.402.457)

1.345.761

1.740

(49.562)

(12.104.518)

117.773.010

-

(30.000.000)

975.092.263

217.525.673

(12.636.812)

(279.087)

25.185

31.861

(12.858.853)

204.666.820

-

(30.000.000)

1.149.759.083

Resultados

no asignados

547.131.493

129.877.528

-

-

-

-

-

129.877.528

(7.990.155)

(30.000.000)

639.018.866

217.525.673

-

-

-

-

-

217.525.673

(6.493.877)

(30.000.000)

820.050.662

otras

reservas

(52.154.706)

-

(13.402.457)

1.345.761

1.740

(49.562)

(12.104.518)

(12.104.518)

-

-

(64.259.224)

-

(12.636.812)

(279.087)

25.185

31.861

(12.858.853)

(12.858.853)

-

-

(77.118.077)

Reserva

legal

20.402.162

-

-

-

-

-

-

-

7.990.155

-

28.392.317

-

-

-

-

-

-

-

6.493.877

-

34.886.194

Capital

social

371.940.304

-

-

-

-

-

-

-

-

-

371.940.304

-

-

-

-

-

-

-

-

-

371.940.304

notas

22

22

Atribuible a los accionistas de la sociedad


ACTiVidAdes oPeRATiVAsResultado del ejercicioAjustes por: Depreciación y desvalorización de propiedades, planta y equipos Impuesto a las ganancias Intereses devengados no cobrados (**)PrevisionesResultado de inversiones en compañías asociadasResultado de venta de propiedades, plata y equipos

Variación en activos y pasivos operativos:Aumento de créditos por ventas y otros créditos(Aumento) / Disminución de inventarios Aumento de deudas comerciales y otras deudasDisminución / (Aumento) de activos financieros disponibles para la ventaAumento de activos con cambios en resultados(Aumento) / Disminución de instrumentos financieros derivadosAumento de planes de beneficio al personalOtros, incluyendo el efecto de conversión monetariaPagos de impuesto a las gananciasefectivo generado por actividades operativas

ACTiVidAdes de inVeRsiÓnAltas de propiedades, planta y equipoDisposiciones de propiedades, planta y equiposIngresos por ventas de propiedades, plata y equiposDividendos cobradosefectivo aplicado a actividades de inversión

ACTiVidAdes de FinAnCiACiÓnAumento de préstamos Cancelaciones de préstamosPago de dividendosefectivo (aplicado a) / generado por actividades de financiación

Aumento en efectivo y equivalentes de efectivo

Variación en efectivo y equivalentes de efectivoEfectivo y equivalentes de efectivo al inicio del ejercicioAumento en efectivo y equivalentes de efectivoDiferencias de cambio y de conversión

efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del ejercicio

31 de

diciembre

de 2011

(9 meses) (*)

217.285.612

122.834.529

89.449.740

(1.368.975)

10.931.180

(20.608.276)

(1.212.963)

(3.096.279)

(20.039.345)

10.214.507

279.087

(1.150.908)

(228.763)

3.252.543

952.853

(62.015.107)

345.479.435

(238.943.827)

2.551.062

1.158.352

1.867.128

(233.367.285)

82.773.355

(131.074.860)

(30.000.000)

(78.301.505)

33.810.645

284.248.658

33.810.645

3.660.264

321.719.567

notas

13

12

15

15

22

21

31 de

marzo

de 2011

(12 meses) (*)

129.435.115

95.528.855

63.942.285

(1.261.398)

1.926.518

(20.322.013)

(183.512)

(39.398.213)

3.069.455

52.249.762

(1.345.839)

(1.962.485)

81.559

5.392.512

(1.836.711)

(28.021.819)

257.294.071

(216.110.039)

21.123.371

1.229.768

2.312.507

(191.444.393)

139.766.696

(96.949.827)

(30.000.000)

12.816.869

78.666.547

203.082.521

78.666.547

2.499.590

284.248.658


(*) Ver Nota 1.

(**) La diferencia entre los intereses perdidos y paga-dos no es significativa.

Las notas 1 a 35 que se acompañan forman parte integrante de los Estados Contables Consolidados.

Estado de Flujos de Efectivo Consolidado

34

1. inforMación generalTecpetrol International S.A. (la “Sociedad”) y sus subsidiarias, se de-dican principalmente a la exploración, desarrollo, producción, transporte y venta de hidrocarburos en diversos países de América. La referencia en los Estados Contables Consolidados a “Tecpetrol”, incluye a Tecpetrol International S.A. y sus subsidiarias. La Sociedad está constituida y domi-ciliada en Uruguay. Su domicilio legal es La Cumparsita 1373, oficina 302, Montevideo, Uruguay.Los presentes Estados Contables Consolidados han sido aprobados para su emisión por el Directorio el 23 de marzo de 2012.Con fecha 30 de marzo de 2011, el Directorio resolvió modificar la fecha de cierre de ejercicio del 31 de marzo al 31 de diciembre de cada año. En con-secuencia, el presente ejercicio corres-ponde a un período irregular de nueve meses, comenzado el 1 de abril de 2011 y finalizado el 31 de diciembre de 2011. Por tal motivo la comparabilidad de la información de nueve meses incluida en los presentes Estados Contables Consolidados con la información conta-ble por el ejercicio anual finalizado el 31 de marzo de 2011 puede verse afectada.Los Estados Contables de Tecpetrol International S.A. al 31 de diciembre de 2011 con fines de presentación ante la Auditoría Interna de la Nación en Uruguay y preparados bajo Normas Contables Adecuadas de Aplicación Obligatoria en Uruguay, fueron aprobados por la Sociedad el 23 de marzo de 2012.

2. resuMen de políticas contables significativasA continuación se detallan las principa-les políticas contables utilizadas para la

preparación de los presentes Estados Contables Consolidados.

2.1 bases de preparaciónLos Estados Contables Consolidados han sido confeccionados confor-me a las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”) emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (“CNIC”) bajo la convención del costo histórico, modificado por la revalua-ción de activos y pasivos financieros a valor razonable, por la valuación de los inventarios y los planes de be-neficio al personal.Ciertas reclasificaciones en los com-parativos han sido efectuadas con el objeto de uniformar la presentación con la del presente ejercicio.La elaboración de los estados conta-bles, en conformidad con las NIIF, requiere que la gerencia de la Sociedad efectúe ciertas estimaciones que pue-den afectar los importes registrados de los activos y pasivos, la exposición de activos y pasivos contingentes y las cifras de ingresos y gastos corres-pondientes a los ejercicios informa-dos. Los resultados reales podrían diferir respecto de estas estimaciones.

2.2 consolidación(a) subsidiariasLas subsidiarias son todas las entidades sobre las cuales la Sociedad posee con-trol, como consecuencia de su facultad para determinar las políticas contables y operativas, que generalmente se acompañan con una tenencia superior a la mitad de los derechos de voto. Las subsidiarias se consolidan a partir de la fecha en la cual la Sociedad ad-quiere control y se dejan de consolidar a partir de la fecha en que el control cesa. La Sociedad utiliza el método de la compra para registrar las

Notas a los Estados Contables Consolidados


adquisiciones de subsidiarias. El costo de la adquisición es determinado como el valor razonable de los activos adqui-ridos, instrumentos de capital emitidos y deudas asumidas a la fecha de la adquisición. Los costos directamente atribuibles a la adquisición se imputan en resultados en el momento que se incurren. Los activos identificables adquiridos, las deudas y los pasivos contingentes asumidos en una combi-nación de negocios se valúan a su valor razonable a la fecha de adquisi-ción. La participación no controlante en la sociedad adquirida se valúa a su valor razonable a la fecha de adquisición o al valor proporcional sobre la participación de los activos netos adquiridos. El exceso del costo de adquisición y el monto de la partici-pación no controlante de la adquirida sobre la participación de la Sociedad sobre los activos netos identificables se registra como valor llave. Si este valor es menor al valor razonable de los activos adquiridos netos, la diferencia se reconoce en el Estado de Resultados Consolidado.Las transacciones y saldos entre subsidiarias y los resultados no tras-cendidos a terceros se eliminan a los efectos de la consolidación. Dado que la moneda funcional de algunas subsidiarias es su moneda local, se generan ganancias o pérdidas por diferencias de cambio derivadas de las operaciones entre las socieda-des del grupo. Las mismas son incluidas dentro de “Otros resultados financieros” en el Estado de Resultados Consolidado. Las políticas contables de las subsidia-rias fueron modificadas en la medida en que se ha considerado necesario para asegurar la consistencia con las políticas contables adoptadas por la Sociedad.

(b) asociadasLas compañías asociadas son todas las entidades en las cuales la Sociedad posee influencia significativa, que generalmente se acompaña de una participación entre el 20% y el 50% de los derechos de voto. Las inversiones en compañías asociadas se registran inicialmente al costo y posteriormente se valúan de acuerdo al método de valor patrimonial proporcional. Los resultados no trascendidos genera-dos en transacciones entre la Sociedad y las compañías asociadas se eliminan en proporción a la participación de la Sociedad en dichas sociedades. Las políticas contables de las compa-ñías asociadas fueron modificadas en la medida en que se ha considerado nece-sario para asegurar la consistencia con las políticas contables adoptadas por la Sociedad. La Sociedad incorpora, de ser significativas, las operaciones subse-cuentes cuando se utilizan para el cál-culo del valor patrimonial proporcional estados contables a diferentes fechas.La valuación de las inversiones en compañías asociadas, cada una de las cuales se considera una unidad gene-radora de efectivo (“UGE”), se analiza por desvalorización cuando hechos o cambios en las circunstancias indican que el valor de libros podría no ser re-cuperable y, de corresponder, se regis-tra una pérdida por desvalorización.

(c) participaciones en negocios conjuntosUn negocio conjunto es un acuerdo contractual por el cual dos o más par-tes emprenden una actividad económi-ca que está sujeta a control conjunto. Existe control conjunto únicamente cuan-do las decisiones financieras y operativas estratégicas relativas a las actividades requieren el consentimiento unánime de los participantes. Una entidad bajo

36

control conjunto es un negocio conjunto que involucra el establecimiento de una sociedad, una sociedad colectiva u otra entidad para llevar a cabo una actividad económica que el grupo controla en for-ma conjunta con los participantes. Los activos y pasivos de una entidad controlada en forma conjunta se in-corporan en los estados contables en proporción a la participación de la Sociedad. Las políticas contables fue-ron modificadas en los casos en que se ha considerado necesario para ase-gurar la consistencia con las políticas contables adoptadas por la Sociedad.

2.3 conversión de transacciones y saldos en moneda extranjera(a) Moneda funcional y de presentación Las partidas incluidas en los estados contables de la Sociedad y sus subsi-diarias se registran en la moneda del contexto económico primario en el cual opera la entidad (“moneda funcional”). Los presentes Estados Contables Consolidados se presentan en dólares estadounidenses (“US$”), que es la moneda funcional y de presentación de la Sociedad.La moneda funcional de las subsi-diarias es su moneda local o el dólar estadounidense, en caso de que las principales transacciones económicas y financieras sean perfeccionadas en dólares estadounidenses.

(b) transacciones en monedas distintas a la moneda funcional Las transacciones en moneda extranje-ra se convierten a la moneda funcional utilizando los tipos de cambio vigentes a la fecha de la transacción o valua-ción. Las ganancias y pérdidas por diferencia de cambio generadas por la liquidación de dichas transacciones y por la conversión de los activos y

pasivos monetarios en moneda ex-tranjera a los tipos de cambio al cierre del ejercicio se incluyen en el Estado de Resultados Consolidado, excepto cuando se difieren en Otros Resultados Integrales como coberturas de flujo de efectivo. Las diferencias de conversión de partidas no monetarias, tales como los instrumentos de patrimonio man-tenidos a valor razonable con cam-bios en resultados, se presentan en el Estado de Resultados Consolidado como parte de la ganancia o pérdida por cambios en el valor razonable. Las diferencias de conversión de activos y pasivos financieros no monetarios, tales como las inversiones clasificadas como activos financieros disponibles para la venta se presentan en Otros Resultados Integrales. El Capital so-cial se convierte al tipo de cambio de la fecha de cada aporte de capital. La Reserva legal se convierte al tipo de cambio vigente en el mes de su afecta-ción por parte de los accionistas. (c) conversión de estados contablesLos estados contables de las subsi-diarias cuya moneda funcional es diferente a la moneda de presentación se convierten a la moneda de presenta-ción del siguiente modo: (i) los activos y pasivos se convierten

al tipo de cambio de cierre a la fecha de los estados contables y los resultados se convierten al tipo de cambio promedio del ejercicio;

(ii) las diferencias de conversión re-sultantes se reconocen en Otros Resultados Integrales como efecto por conversión monetaria. En el caso de venta o disolución de algu-na de las subsidiarias, las diferen-cias de conversión acumuladas se reconocen como resultado en el momento de la venta o disolución.


2.4 propiedades, planta y equipos. activos de exploración, evaluación y desarrolloLos costos de exploración y evaluación se contabilizan por el método de es-fuerzos exitosos y se acumulan indivi-dualmente por áreas.Los derechos de exploración y explota-ción de las áreas y el costo de adquisi-ción de derechos y concesiones relacio-nado con reservas probadas se activan. Los costos exploratorios y el costo de adquisición de derechos y concesio-nes relacionados con reservas proba-bles y posibles se activan inicialmente y, posteriormente, si al momento de finalización y evaluación, se deter-mina que los resultados no son exitosos, se imputan a resultados en el período en el que la inexistencia de reservas es confirmada definitiva-mente por los estudios, informes técnicos o perforaciones adicionales que se realicen. Durante la fase de exploración y evaluación los activos no son depreciados. Los costos de desarrollo de las áreas se activan como Propiedades, planta y equipos. Dichos costos incluyen la adquisición e instalación de plantas de producción, costos de perforación en desarrollo y el diseño relativo al proyecto. La Sociedad considera pozos de desarrollo a aquellos que se perforan en áreas productivas y cuyo objetivo sea el desarrollo de reservas probadas. La Sociedad considera como explora-torios a aquellos pozos que no sean de desarrollo o de servicio. Las intervenciones realizadas en pozos que desarrollan reservas y/o incremen-tan la producción se activan y se de-precian en función de la vida útil pro-medio estimada de las mismas. Los costos de mantenimiento se cargan a resultados cuando se incurren.

El costo de taponamiento y abandono de pozos se calcula según los linea-mientos detallados en la Nota 2.14.La Sociedad reevalúa periódicamente las vidas útiles remanentes de sus activos, el valor residual y el método de depre-ciación y los ajusta si fuera necesario. La depreciación de los pozos, ma-quinarias, equipos e instalaciones es calculada por el método del agota-miento sobre el total de las reservas probadas desarrolladas consideradas en cada área a partir del mes de puesta en producción.La depreciación de derechos de ex-ploración y explotación y del costo de adquisición de derechos y concesiones relacionados con reservas probadas es calculada por el método de agotamien-to sobre el total de las reservas proba-das consideradas en cada área. La depreciación del resto de los bienes es calculada por el método de la línea recta, aplicando tasas anuales suficien-tes para extinguir sus valores al final de la vida útil estimada, de acuerdo con el siguiente detalle:

Vehículos hasta 5 años

Muebles y útiles hasta 5 años

Las ganancias y pérdidas por ventas se determinan comparando el precio de venta con el valor registrado del activo a la fecha de venta y se reconocen en Otros ingresos / egresos operativos en el Estado de Resultados Consolidado.El valor registrado de los activos de las áreas en producción y desarrollo, es evaluado en caso de que eventos o cambios en las circunstancias indi-quen que el valor registrado pueda ser no recuperable. Se reconoce una pérdida por deterioro cuando el valor registrado de los activos supera su

38

valor recuperable. El valor recuperable es el mayor entre su valor razonable menos los gastos directos de venta y su valor de uso. El valor de uso se determina a partir de los flujos de fondos descontados que se prevé obtener en las restantes reservas comerciales.Los activos que han sufrido pérdidas por deterioro en ejercicios anteriores se analizan a la fecha de cada balance a los fines de identificar si se revirtie-ron las condiciones que dieron lugar a la desvalorización, reconociendo de corresponder la reversión de dicha desvalorización.

2.5 activos intangiblesvalor llaveEl valor llave representa el exceso del costo de adquisición sobre el valor razonable de los activos netos adquiri-dos en una combinación de negocios. El valor llave tiene una vida útil inde-finida y está sujeto a un análisis de recuperabilidad anual. En el caso de que se reconozca una desvalorización en el valor llave, esta no puede ser re-versada en periodos posteriores. A los fines del análisis de recuperabilidad, el valor llave se asigna a las unidades generadoras de efectivo que se espera se beneficien de la combinación de negocios. 2.6 inventariosLos inventarios de hidrocarburos se valúan a su valor neto de realización al cierre de cada ejercicio. Los insumos y repuestos se valúan principalmente al costo, utilizando la fórmula de costo promedio pondera-do. Al cierre de ejercicio se realiza un análisis de recuperabilidad y se regis-tra, de corresponder, una previsión por desvalorización en el Estado de Resultados Consolidado.

2.7 créditos por ventas y otros créditosLos créditos por ventas y otros créditos se reconocen inicialmente a su valor razonable y se valúan posteriormente a su costo amortizado, utilizando el método del interés efectivo, neto de la previsión por desvalorización, en caso de corresponder.Se constituye una previsión por desvalorización de créditos por ventas cuando existe evidencia objeti-va de que la Sociedad no podrá recu-perar los mismos de acuerdo con los vencimientos estipulados. Se consideran indicadores de desvalori-zación de los créditos por ventas las dificultades financieras significativas del deudor, la probabilidad de que el deudor declare la quiebra o el concurso preventivo y el incumpli-miento o mora en el pago relevantes. Adicionalmente, esta previsión es ajustada periódicamente en base a la anticuación de las cuentas a cobrar. El valor del activo se expone neto de la previsión por desvalorización de corresponder. El cargo por la pre-visión se reconoce en el Estado de Resultados Consolidado y se expone en “Gastos de comercialización”.

2.8 efectivo y equivalentes de efectivoA efectos del Estado de Flujos de Efectivo Consolidado, el efectivo y equivalentes de efectivo incluye caja, depósitos a la vista en bancos, inversiones altamente líquidas cuyo vencimiento original es menor a tres meses y adelantos en cuenta corriente. En el Estado de Situación Patrimonial Consolidado los adelantos en cuenta corriente se exponen dentro del rubro “Deudas bancarias y financieras” en el pasivo corriente.


2.9 patrimonio neto(a) componentes del patrimonio netoEl Estado de Evolución del Patrimonio Neto Consolidado incluye el capital social, la reserva legal, otras reservas (incluyendo el efecto de conversión monetaria, la reserva por la aplicación de contabilidad de cobertura y las variaciones en el valor razonable de los activos financieros disponibles para la venta), los resultados no asignados y la participación no controlante.

(b) capital socialLas acciones ordinarias son clasifica-das como Patrimonio Neto. El capital autorizado asciende a pesos urugua-yos (“UY$”) 15.000.000. El capital emitido e integrado al 31 de diciembre de 2011 y 31 de marzo de 2011 asciende a UY$9.541.175.037,89 y está represen-tado por un título correspondiente a 9.541.175 acciones ordinarias al porta-dor con un valor nominal de UY$1.000 por acción, y un valor nominal total de UY$9.541.175.000, más un certificado provisorio por UY$37,89 a favor de Techint Investments N.V. (c) distribución de dividendosLos dividendos que Tecpetrol International S.A. distribuye a su accionista se basan en los Estados Contables Individuales y no en los Estados Contables Consolidados. La distribución de dividendos se reco-noce como un pasivo en los Estados Contables Consolidados en el período en el cual los dividendos son aproba-dos por la Asamblea de Accionistas.

2.10 deudas bancarias y financierasLas deudas bancarias y financieras se contabilizan inicialmente a su valor razonable, neto de los costos de tran-sacción incurridos y posteriormente se valúan al costo amortizado.

Las deudas bancarias y financieras se clasifican como pasivo corriente sal-vo que la Sociedad tenga el derecho incondicional de diferir el pago del pasivo durante al menos 12 meses posteriores a la fecha de los Estados Contables Consolidados.

2.11 impuesto a las ganancias El cargo por impuesto a las ganancias del período comprende el impuesto corriente y diferido. El impuesto es reconocido en el Estado de Resultados Consolidado, excepto en los casos que se relaciona con ítems reconoci-dos en Otros Resultados Integrales. En este último caso, el impuesto es reconocido directamente en Otros Resultados Integrales.El cargo por impuesto a las ganan-cias corriente se calcula sobre la base de las leyes impositivas vigentes en los países en los cuales operan la Sociedad y sus subsidiarias y generan ganancia imponible. Tecpetrol evalúa en forma periódica las posiciones to-madas en las declaraciones juradas de impuestos con relación a las situacio-nes en las cuáles la legislación imposi-tiva está sujeta a alguna interpretación y registra previsiones cuando lo consi-dera apropiado.El impuesto a las ganancias diferido se reconoce aplicando el método del pasivo sobre las diferencias tempo-rarias, que surgen entre las bases impositivas de los activos y pasivos y sus valores contables. Las principales diferencias temporarias surgen del efecto de la depreciación de propieda-des, plantas y equipo, la valuación de inventarios y las provisiones. Los ac-tivos y pasivos diferidos son medidos a la tasa impositiva que se espera que esté vigente en el período en el que el activo sea realizado o el pasivo sea cancelado, basado en las alícuotas

40

y legislaciones promulgadas a la fecha de cierre del ejercicio. Los quebrantos impositivos se recono-cen como activos diferidos. El activo por impuesto diferido se reconoce en la medida que sea probable que se generen utilidades imponibles futuras. Tecpetrol evalúa al cierre de cada ejer-cicio los activos diferidos no recono-cidos y registra un activo diferido no reconocido previamente, en la medida que sea probable que las utilidades fu-turas imponibles permitan su recupero.Los activos y pasivos por impuesto diferido se compensan por subsidiaria cuando existe un derecho legalmente exigible de compensar los activos y pasivos impositivos corrientes y cuando el impuesto a las ganancias diferido está asociado a la misma autoridad fiscal.

2.12 planes de beneficio al personal(a) planes de beneficio por retiro y otrosCiertas subsidiarias tienen vigente pro-gramas de beneficios bajo la modalidad de “beneficios definidos no fondeados” y “otros beneficios de largo plazo” que, bajo ciertas condiciones establecidas, se otorgan durante el período laboral y con posterioridad al retiro.El pasivo correspondiente a estos planes se encuentra registrado al valor presente de los flujos de fondos futu-ros, siendo imputado su cargo durante los años de servicio restantes de los beneficiarios involucrados hasta el cumplimiento de todas las condiciones a las que se encuentra sujeto el reco-nocimiento de cada beneficio. Dicho pasivo es calculado por actuarios inde-pendientes, al menos una vez al año, utilizando el método de “Unidad de crédito proyectada”. El pasivo neto reconocido en el Estado de Situación Patrimonial Consolidado se compone del valor presente de la

obligación, más / menos las ganancias y pérdidas actuariales y los costos por servicios prestados en el pasado no reconocidos.Tecpetrol cuenta con un fondo de ahorro en dólares estadounidenses invertido en el exterior, que podrá ser utilizado como cobertura parcial o total de estos beneficios. Estas inversiones no están asignadas a ningún plan en particular ni están segregadas de los otros activos de Tecpetrol. Debido a esto, el plan se clasifica como “no fondeado” de acuerdo a la definición de las NIIF.

(b) programa de retención e incentivo a largo plazo de empleadosA partir del ejercicio finalizado el 31 de marzo de 2011, la Sociedad adoptó un programa de retención e incentivos a largo plazo para ciertos altos directi-vos de algunas subsidiarias. Conforme a este programa, los beneficiarios re-cibirán un número de unidades valua-das al valor de libros del Patrimonio Neto por acción de la Sociedad (exclu-yendo la Participación no Controlante). Las unidades serán devengadas en un período de cuatro años y las subsi-diarias correspondientes las pagarán luego de transcurrido un período de 10 años de la fecha de recepción, con opción por parte del empleado de solicitarlas a partir del séptimo año, o cuando el mismo quede desvincula-do de la subsidiaria pagadora, al valor de libros del último Patrimonio Neto publicado por acción atribuible a los accionistas de la Sociedad al momen-to del pago. Los beneficiarios recibirán también importes en efectivo equiva-lentes al dividendo pagado por acción, cada vez que Tecpetrol International S.A. pague un dividendo en efectivo a sus accionistas.


2.13 participación de los trabajadores en las utilidades establecidas por leyConforme a las leyes que rigen en los territorios de ciertas subsidiarias de la Sociedad, se debe pagar un beneficio anual a sus empleados que se calcula usando una base similar a la utiliza-da para el cálculo del impuesto a las ganancias. El pasivo generado por la participación de los trabajadores en las utilidades es reconocido de acuerdo a la NIC 19 – ‘Beneficios a empleados’ y es registrado en “Deudas comercia-les y otras deudas” en el Estado de Situación Patrimonial Consolidado. El resultado devengado es registrado dentro de los “Costos laborales” en el Estado de Resultados Consolidado.

2.14 previsionesLas previsiones se reconocen cuando la Sociedad: a) posee una obligación presente, legal o asumida, como con-secuencia de hechos pasados, b) existe una alta probabilidad de que se requie-ra un egreso de recursos para cance-larla y, c) el monto pueda ser estimado en forma confiable.Las previsiones se valúan al valor presente de las erogaciones que se prevé serán necesarias para cancelar las obligaciones, utilizando una tasa de descuento apropiada. La previsión por abandono de pozos se calcula estableciendo para cada área el valor presente de los costos futuros relacionados con el abandono de los pozos. Cuando el pasivo se registra inicialmente, la Sociedad activa dichos costos aumentando el valor de libros del activo relacionado. Con el trans-curso del tiempo, el pasivo es acre-centado hasta alcanzar su valor pre-sente durante cada período y el costo activado inicialmente se amortiza a lo largo de la vida útil estimada del activo

relacionado, según los lineamientos detallados en la Nota 2.4. En base a los cambios tecnológicos y las varia-ciones en los costos de recuperación necesarios para proteger el ambiente, la Sociedad ha considerado conve-niente reevaluar periódicamente los costos futuros de abandono de pozos. Los efectos de este nuevo cálculo se incluyen en los estados contables en los cuales se determinan y se expo-nen como un ajuste a la previsión y a “Propiedades, planta y equipos. Activos de exploración, evaluación y desarrollo”.

2.15 deudas comerciales y otras deudasLas deudas comerciales y otras deudas se reconocen inicialmente a su valor razonable y posteriormente se valúan al costo amortizado utilizando el méto-do del interés efectivo.

2.16 reconocimiento de ingresosLos ingresos comprenden las ventas de bienes y servicios a terceros netos del impuesto al valor agregado, retencio-nes y descuentos. Los ingresos por ven-tas de hidrocarburos y otros activos se reconocen al momento de la transferen-cia al comprador de todos los riesgos y beneficios significativos relacionados con la titularidad, al valor razonable de la consideración recibida o a recibir.Los otros ingresos se reconocen sobre la base de lo devengado. Los dividen-dos ganados se reconocen cuando se establece el derecho a recibir el cobro. Los ingresos provenientes de intereses se reconocen sobre la base de la pro-porción de tiempo transcurrido, utili-zando el método del interés efectivo.

2.17 costo de ventas El costo de ventas se reconoce en el Estado de Resultados Consolidado

42

de acuerdo con el criterio de lo devengado y se clasifica como “Costos operativos”.

2.18 instrumentos financierosLa Sociedad clasifica a los instru-mentos financieros distintos a los derivados en las siguientes catego-rías: a valor razonable con cambios en resultados, préstamos y créditos, activos financieros disponibles para la venta y otros pasivos financieros. La clasificación depende de la naturaleza y fin para el cual se adquirieron los instrumentos financieros. La Sociedad determina la clasificación de sus ins-trumentos financieros al momento de la contabilización inicial y reevalúa su designación a cada fecha de presenta-ción de estados contables.Los activos y pasivos financieros se reconocen y se dejan de reconocer a la fecha de liquidación.

(a) activos financieros a valor razonable con cambios en resultadosLos activos financieros se clasifican en esta categoría si son adquiridos principalmente para la venta a corto plazo o si son así designados por la gerencia inicialmente. Dentro de esta categoría se incluye el efectivo y equi-valentes de efectivo y las inversiones en certificados de deuda mantenidos para su negociación.

(b) préstamos y otros créditosLos préstamos y otros créditos son acti-vos financieros no derivados con pagos fijos o determinables y que no cotizan en un mercado activo. Dentro de esta categoría se incluyen los créditos por ventas y los otros créditos. En general se clasifican como activos corrientes, excepto aquellos cuyo vencimiento es mayor a 12 meses desde la fecha de los Estados Contables Consolidados.

(c) activos financieros disponibles para la venta Los activos financieros disponibles para la venta son instrumentos finan-cieros no derivados que se designan dentro de esta categoría o no se clasi-fican en ninguna de las otras catego-rías. Se clasifican como no corrientes salvo que la gerencia tenga previsto vender la inversión en un plazo de 12 meses desde la fecha de los Estados Contables Consolidados. Los activos financieros disponibles para la ven-ta se valúan al valor razonable y las variaciones se reconocen en Otros Resultados Integrales. La Sociedad determina a cada fecha de cierre de los Estados Contables Consolidados si existen indicadores de desvalorización. En el caso de ins-trumentos de capital clasificados como disponibles para la venta se conside-ran indicadores de desvalorización una disminución significativa o prolongada en el valor razonable de los activos financieros por debajo de su costo. Si existe tal evidencia, la pérdida acumulada en Otros Resultados Integrales se reclasifica al Estado de Resultados Consolidado.

(d) otros pasivos financieros Dentro de esta categoría se incluyen las deudas bancarias y financieras y las deudas comerciales y otras deudas. 2.19 instrumentos financieros derivados y contabilidad de coberturaLos instrumentos financieros deriva-dos se valúan a su valor razonable. Para calcular el valor razonable de cada instrumento se utilizan herramientas específicas, las cuales son analizadas para verificar su consistencia periódi-camente. Para todas las operaciones de fijación de precio se utilizan índices


de mercado. Estos incluyen tipos de cambio, tasas de interés y otras tasas de descuento mitigando la naturaleza de cada riesgo subyacente. El valor razonable de los instrumentos financie-ros derivados se detalla en la Nota 28. El método de contabilización de la ganancia o pérdida resultante depende de si el instrumento financiero deriva-do es designado como instrumento de cobertura y, en ese caso, de la natura-leza del ítem cubierto. Las variaciones en el valor razonable de los instrumen-tos financieros derivados que no cum-plan las condiciones para designarse como contabilidad de coberturas se re-conocen inmediatamente en el Estado de Resultados Consolidado, como Otros resultados financieros netos.El valor razonable de un instrumento financiero derivado designado como co-bertura se clasifica como activo o pasivo no corriente cuando el ítem cubierto tiene un vencimiento mayor a 12 meses, y como activo o pasivo corriente si el vencimiento remanente del ítem cubier-to es menor a 12 meses. Los derivados no designados como cobertura se clasi-fican como activos o pasivos corrientes.

coberturas de flujo de fondosCuando el derivado es designado como instrumento de cobertura, la Sociedad documenta al inicio de la transacción la relación entre el instrumento de cobertura y el ítem cubierto, así como también los objeti-vos y la estrategia de administración de riesgo de la gerencia para asumir diversas transacciones de cobertura. Asimismo, la Sociedad evalúa, tanto al inicio de la cobertura como en forma continua, si los instrumentos financie-ros derivados designados como cobertura son altamente efectivos para compensar los flujos de fondos de los ítems cubiertos.

La porción efectiva de las variaciones en el valor razonable de los instrumentos financieros derivados que son designa-dos como coberturas de flujos de fondos y cumplen las condiciones para serlo, se registran en Otros Resultados Integrales. La ganancia o pérdida relacionada con la porción no efectiva se reconoce inme-diatamente en el Estado de Resultados Consolidado, dentro de Otros resultados financieros netos.Al vencimiento o venta de un instrumen-to de cobertura, o al momento en que la cobertura deja de cumplir los criterios para ser contabilizada como tal, cualquier ganancia o pérdida acumulada registra-da en Otros Resultados Integrales hasta dicho momento permanece en Otros Resultados Integrales y se reclasifica al Estado de Resultados Consolidado en el momento en que ocurre la transacción cubierta. Cuando se prevé que no se concretará la transacción cubierta proyec-tada, la ganancia o pérdida acumulada re-conocida en Otros Resultados Integrales se reclasifica inmediatamente al Estado de Resultados Consolidado.

3. nuevas norMas contables (a) nuevas normas, interpretaciones y modificaciones a las normas publicadas vigentes a partir de 2011:No existen nuevas normas, interpre-taciones o modificaciones que sean efectivas por primera vez en el presen-te ejercicio y que sean relevantes para la Sociedad.

(b) nuevas normas, interpretacio-nes y modificaciones a las normas publicadas que aún no son de apli-cación efectiva y que no fueron adoptadas anticipadamente: • NIIF 9, “Instrumentos financieros”

En noviembre 2009, el CNIC emitió la NIIF 9 “Instrumentos financieros”

44

que establece principios para la exposición de activos financieros simplificando su clasificación y me-dición. Esta norma es aplicable para los períodos anuales iniciados a partir del 1 enero de 2015. La gerencia de la Sociedad no ha es-timado aún el potencial impacto que tendrá la aplicación de la NIIF 9 en los Estados Contables Consolidados.

• NIIF 10, “Estados contables consolidados” En mayo de 2011, el CNIC emitió la NIIF 10 “Estados contables con-solidados” donde se establecen los principios para la presentación y pre-paración de estados contables conso-lidados cuando una sociedad controla una o más sociedades. La NIIF 10 reemplaza a la NIC 27, “Estados conta-bles consolidados y separados” y a la SIC 12, “Consolidación – entidades de cometido específico”. Esta norma será efectiva para períodos anuales inicia-dos a partir del 1 de enero de 2013. La gerencia de la Sociedad no ha es-timado aún el impacto potencial que la aplicación de la NIIF 10 tendrá en los Estados Contables Consolidados.

• NIIF 11, “Negocios conjuntos” En mayo de 2011, el CNIC emitió la NIIF 11 “Negocios conjuntos”, la que establece los principios para la presentación y preparación de esta-dos contables para los integrantes de un negocio conjunto. La NIIF 11 reemplaza a la NIC 31, “Participaciones en negocios conjuntos” y a la SIC 13, “Entidades controladas conjuntamen-te – aportaciones no monetarias de los participantes”. La misma es efectiva para períodos anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2013. La gerencia de la Sociedad no ha es-timado aún el impacto potencial que la aplicación de la NIIF 11 tendrá en los Estados Contables Consolidados.

• NIIF 12, “Exposición de participacio-nes en otras entidades” En mayo de 2011, el CNIC emitió la NIIF 12 “Exposición de participacio-nes en otras entidades” que aplica a las sociedades que tienen participa-ciones en subsidiarias, compañías asociadas, negocios conjuntos u otras formas de inversión. La NIIF 12 requiere que la sociedad revele infor-mación que permita a los usuarios de los estados contables evaluar la naturaleza y riesgo asociado con las participaciones en otras entidades y el efecto en su posición financiera. La misma es efectiva para períodos anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2013. La gerencia de la Sociedad no ha es-timado aún el impacto potencial que la aplicación de la NIIF 12 tendrá en los Estados Contables Consolidados.

• NIIF 13 “ Valor razonable” En mayo de 2011, el CNIC emitió la NIIF 13, “Valor razonable”, que estable-ce cómo determinar el valor razonable y los requisitos de exposición cuando la valuación a valor razonable es re-querida por alguna norma. La norma aplica tanto a los instrumentos finan-cieros como no financieros valuados a valor razonable. La misma es efectiva a partir del 1 de enero de 2013. La gerencia de la Sociedad estima que la aplicación de esta norma no tendrá un efecto material en la situa-ción patrimonial o en los resultados de las operaciones de la Sociedad.

• NIC 27, “Estados contables individuales” Como consecuencia de la emisión de la NIIF 10, “Estados contables conso-lidados”, la NIC 27 fue modificada en mayo de 2011 por el CNIC, a efectos de que solo incluya requerimientos rela-cionados con los estados contables individuales. La NIC 27, que antes de esta modificación se denominaba


estados contables consolidados e individuales, pasó a llamarse “Estados contables individuales”. La misma es efectiva a partir del 1 de enero de 2013. La gerencia de la Sociedad estima que la aplicación de esta norma no tendrá un efecto material en la situa-ción patrimonial o en los resultados de las operaciones de la Sociedad.

• NIC 28, “Inversiones en compañías asociadas y negocios conjuntos” A partir de la emisión de la NIIF 11, la CNIC decidió incorporar en la NIC 28, los negocios conjuntos, dado que el método valor patrimonial proporcional será aplicable también para estos últimos. Por lo anterior, la norma cambió su denominación a “Inversiones en compañías asocia-das y negocios conjuntos”. Esta mo-dificación es de aplicación efectiva a partir del 1 de enero de 2013. La gerencia de la Sociedad no ha es-timado aún el impacto potencial que la aplicación de la NIC 28 tendrá en los Estados Contables Consolidados.

• NIC 1, “Presentación de Estados contables” El 16 de junio de 2011, la CNIC publi-có las modificaciones a la NIC 1, las que incluyen principalmente pará-metros con el objetivo de mejorar la consistencia y claridad de la presen-tación de los rubros que componen a los Otros Resultados Integrales. Las entidades deberán aplicar estas modificaciones por los períodos anuales iniciados desde el o con posterioridad 1 de julio de 2012. La gerencia de la Sociedad no ha estimado aún el impacto potencial que la aplicación de estas modi-ficaciones tendrá en los Estados Contables Consolidados.

• NIC 19, “Beneficios a los empleados” El 16 de junio de 2011, la CNIC publicó las modificaciones a la

NIC 19 “Beneficios a los empleados”. Las modificaciones incluyen princi-palmente la eliminación de la opción del diferimiento del reconocimiento de ganancias y pérdidas actuariales y la simplificación en la presentación de los cambios en activos y pasivos que surgen de planes de beneficios definidos. Las entidades deberán aplicar estas modificaciones por los períodos anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2013. La gerencia de la Sociedad no ha estimado aún el impacto potencial que la aplicación de estas modi-ficaciones tendrá en los Estados Contables Consolidados.

La gerencia evaluó la relevancia de otras nuevas normas, modificacio-nes e interpretaciones aún no efectivas y concluyó que las mismas no son relevantes para la Sociedad.

4. adMinistración del riesgo financiero

4.1 factores de riesgo financieroLas actividades de la Sociedad y sus subsidiarias la exponen a una variedad de riesgos financieros, principalmente relacionados con riesgos de mercado (incluyendo los efectos de la fluctua-ción de los tipos de cambios, las tasas de interés y los precios de mercado), la concentración del riesgo crediticio, el riesgo de liquidez y el riesgo de capital.El programa de administración de riesgos de la Sociedad se centra en lo impredecible de los mercados finan-cieros y trata de minimizar los poten-ciales efectos adversos en su perfor-mance financiera.

46

(i) riesgo de tipo de cambio de la moneda extranjeraLa Sociedad y sus subsidiarias están expuestas al riesgo de fluctuación del tipo de cambio por las transacciones en moneda distinta a la moneda fun-cional. Dado que la moneda funcional de la Sociedad es el dólar estadouni-dense, el objetivo del programa de coberturas de tipos de cambio de la Sociedad es principalmente reducir el riesgo asociado con fluctuaciones cambiarias de otras monedas contra su moneda funcional.

La exposición de Tecpetrol a las fluc-tuaciones del tipo de cambio se revisa periódicamente. La Sociedad intenta neutralizar potenciales impactos adver-sos provenientes de las fluctuaciones en el valor de otras monedas respecto de su moneda funcional, utilizando instrumentos financieros derivados, de ser necesario. La siguiente tabla detalla la exposi-ción (en miles de US$) a las distintas monedas al 31 de diciembre de 2011, incluyendo el efecto de los contratos derivados vigentes.

US$EURARSCOPPENMXNDKKUY$

ARs

(24.333)

-

N/A

-

-

-

-

-

CoP

(52.919)

-

-

N/A

-

-

-

-

BoB

(3.053)

-

-

-

-

-

-

-

Pen

(25.037)

-

-

-

N/A

-

-

-

VeF

274

-

-

-

-

-

-

-

MXn

27

-

-

-

-

N/A

-

-

dKK

13

-

-

-

-

-

N/A

-

Us$

N/A

1.855

11.625

4.013

5.078

(3.731)

(150)

3

Moneda Funcional


La Sociedad estima que el impacto de una variación favorable o desfavora-ble en los tipos de cambio de un 1% resultaría en una ganancia / pérdida de US$1,03 millones al 31 de diciembre de 2011 y US$0,63 millones al 31 de marzo de 2011. El impacto en Patrimonio Neto ascendería a US$0,27 millones al 31 de diciembre de 2011 y US$0,14 millones al 31 de marzo de 2011.

(ii) riesgo de tasa de interésLa Sociedad está expuesta al riesgo de volatilidad de la tasa de interés principalmente relacionado con las inversiones a corto plazo y las deudas bancarias y financieras. La siguiente tabla detalla las proporcio-nes de deuda a tasa de interés variable y fija a cada cierre de ejercicio.

Tasa fijaTasa variable

Monto

13.842.592

309.600.512

Porcentaje

4%

96%

Porcentaje

5%

95%

Monto

14.452.856

254.942.949

Si las tasas de interés en el promedio nominal acumulado de los préstamos mantenidos durante el ejercicio, hubie-ran sido 50 puntos básicos más altos con todas las demás variables manteni-das constantes, el resultado neto hu-biera sido de US$1,0 millones menor al 31 de diciembre de 2011 (US$1,3 millo-nes al 31 de marzo de 2011). En Nota 23 se incluye información relacionada a la tasa de interés aplicable a las principa-les deudas bancarias y financieras.

La exposición de tasa de interés por la deuda, está parcialmente mitigada por las inversiones y los créditos que están expuestos a tasa variable. Tecpetrol estima que un aumento en las tasas de interés promedio de 50 puntos básicos resultaría en un incremento del resul-tado neto de US$1,2 millones al 31 de diciembre de 2011 (US$0,9 millones al 31 de marzo de 2011).

31 de diciembre de 2011 31 de marzo de 2011

48

(iii) concentración del riesgo crediticioLos activos financieros de la Sociedad potencialmente expuestos a concen-traciones de riesgo crediticio consisten principalmente en depósitos en entida-des financieras y créditos por ventas. Respecto a los depósitos en entidades financieras, la Sociedad reduce su expo-sición a concentraciones significativas de riesgo crediticio manteniendo sus depósitos y colocando sus inversiones en efectivo en diferentes entidades fi-nancieras de primera línea, directamen-te o a través de una sociedad relaciona-da que actúa como agente financiero.Con respecto a los créditos por ventas, la Sociedad y sus subsidiarias poseen políticas para asegurar que la venta de productos se realice a clientes con antecedentes crediticios adecuados o con carta de crédito, en su defecto. Al 31 de diciembre de 2011, el 58%, 11% y 6% (60%, 10% y 6% al 31 de marzo de 2011) de los créditos por ventas que

mantiene la Sociedad son con PEMEX (Petróleos Mexicanos), Esso Petrolera Argentina S.R.L. y Transportadora de gas del Perú S.A. (compañía asociada) respectivamente.

(iv) riesgo de liquidezLa estrategia financiera de Tecpetrol busca mantener recursos financieros adecuados y acceso a facilidades de crédito para financiar sus operaciones. Durante el ejercicio, Tecpetrol ha con-tado con flujos de fondos derivados de las operaciones así como también con financiamiento bancario.Tecpetrol tiene una estrategia conser-vadora en el manejo de su liquidez, que consiste en efectivo, fondos líqui-dos e inversiones de corto plazo, con vencimiento de no más de tres meses desde la fecha de compra.La tabla que se muestra a continuación presenta un análisis de los pasivos financieros de la Sociedad de acuerdo a los vencimientos contractuales:

Al 31 de diciembre de 2011Deudas bancarias y financierasDeudas comerciales y otras deudasIntereses no devengados a pagarTotal

Menos de un año

106.228.536

187.669.832

8.710.554

302.608.922

entre 1 y 2 años

36.174.630

-

6.321.075

42.495.705

entre 2 y 5 años

126.992.639

12.312.394

1.749.451

141.054.484


(v) riesgo de precioLa política de la Sociedad consiste en evaluar periódicamente la volatilidad del precio del petróleo crudo y celebrar con-tratos de cobertura, de ser necesario. Al 31 de diciembre de 2011 y 31 de marzo de 2011 la Sociedad no posee instrumentos financieros sujetos a riesgo de precio.Un aumento del 10% en los precios del crudo y productos petrolíferos supondría un incremento aproximado en el resul-tado de la Sociedad de US$18 y US$52 millones al 31 de diciembre de 2011 y 31 de marzo de 2011, respectivamente. Al igual que en el ejercicio anterior, para las subsidiarias argentinas un aumento del 10% en los precios del crudo no implica-ría un efecto significativo en el resultado neto ya que dichas sociedades realizan sus ventas al mercado local de acuerdo al régimen regulatorio vigente.

(vi) riesgo de capitalLa Sociedad busca mantener un ade-cuado nivel de endeudamiento sobre el total del patrimonio neto conside-rando la industria y los mercados en los que opera. El índice anual de deuda / patrimonio neto total (donde “deu-da” comprende todos los préstamos financieros y el “patrimonio neto” es la suma de los préstamos financieros y el patrimonio neto) es 0,19 al 31 de diciembre de 2011 en comparación con 0,25 al 31 de marzo de 2011. La Sociedad no tiene que cumplir con requerimientos regulatorios de mante-nimiento de capital.

Al 31 de marzo de 2011Deudas bancarias y financierasDeudas comerciales y otras deudasIntereses no devengados a pagarTotal

Menos de un año

111.026.678

157.647.783

9.703.293

278.377.754

entre 1 y 2 años

16.298.855

-

7.222.158

23.521.013

entre 2 y 5 años

196.117.571

11.176.343

7.256.350

214.550.264

50

Al 31 de diciembre de 2011Activos Créditos por ventasOtros créditosActivos financieros disponibles para la venta

Otros activos a valor razonable con cambios en resultados

Instrumentos financieros derivadosEfectivo y equivalente de efectivo Total

Al 31 de diciembre de 2011PasivosDeudas bancarias y financierasDeudas comerciales y otras deudasTotal

A valor razonable con cambios en resultados

-

-

-

10.647.297

228.763

324.430.642

335.306.702

otros

pasivos

financieros

269.395.805

199.982.226

469.378.031

Préstamos y cuentas por cobrar

182.733.476

72.586.380

-

-

-

-

255.319.856

disponibles para la venta

-

-

62.300.024

-

-

-

62.300.024

4.2 instrumentos financieros por categoríaA continuación se presentan los instru-mentos financieros por categoría:


Al 31 de marzo de 2011ActivosCréditos por ventasOtros créditosActivos financieros disponibles para la venta

Otros activos a valor razonable con cambios en resultados

Efectivo y equivalente de efectivoTotal

Al 31 de marzo de 2011PasivosDeudas bancarias y financierasDeudas comerciales y otras deudasTotal

A valor razonable con cambios en resultados

-

-

-

10.082.007

292.705.527

302.787.534

otros

pasivos

financieros

323.443.104

168.824.126

492.267.230

Préstamos y cuentas por cobrar

188.377.690

71.990.165

-

-

-

260.367.855

disponibles para la venta

-

-

62.748.755

-

-

62.748.755

4.3 estimación del valor razonable El valor razonable de las inversiones que cotizan se determina utilizando precios de mercado al cierre. Si el activo financiero no se negocia en un mercado activo, el valor razonable se determina mediante técnicas de valua-ción estándar. La Sociedad utiliza una variedad de métodos y premisas ba-sadas en las condiciones de mercado existentes a la fecha de presentación de los estados contables.Para fines de estimar el valor razonable del efectivo y equivalentes de efectivo y otras inversiones cuyo vencimiento

es menor a tres meses, la Sociedad utiliza usualmente el costo histórico ya que este se aproxima a su valor razonable.El valor razonable de todos los instru-mentos financieros derivados se deter-mina de acuerdo a lo detallado en la Nota 2.19. A los fines de exposición, se asume que el valor nominal de los créditos por ventas y otros créditos y de las deudas comerciales y otras deudas, menos la previsión por desvaloriza-ción, de corresponder, se aproxima a su valor razonable.

52

Al 31 de diciembre de 2011ActivosActivos financieros disponibles para la venta

Instrumentos financieros derivadosEfectivo y equivalentes de efectivoOtros activos financieros a valor razonable con cambios en resultados

Total

Al 31 de marzo de 2011ActivosActivos financieros disponibles para la venta

Efectivo y equivalentes de efectivoOtros activos financieros a valor razonable con cambios en resultados

Total

nivel 1

-

-

324.430.642

10.647.297

335.077.939

nivel 1

-

292.705.527

10.082.007

302.787.534

nivel 2

-

228.763

-

-

228.763

nivel 2

-

-

-

-

nivel 3

62.300.024

-

-

-

62.300.024

nivel 3

62.748.755

-

-

62.748.755

valor razonable por jerarquíaLos instrumentos financieros valuados a valor razonable pueden ser clasifica-dos dentro de los siguientes niveles de jerarquía, de acuerdo a la forma en que se estima el valor razonable:• Nivel 1 – En base a precios de mer-

cado en mercados activos para acti-vos y pasivos idénticos.

• Nivel 2 - En base a datos de mer-cado (diferente a los precios de

mercado incluidos en el nivel 1) que son observables para los activos y pasivos, ya sea directamente o indirectamente.

• Nivel 3 – En base a información no observable en mercados (por ejem-plo, flujos de fondos descontados).

La siguiente tabla presenta los activos y pasivos por nivel de jerarquía al 31 de diciembre de 2011 y 31 de marzo de 2011:


5. estiMaciones Y criterios contables críticosLas estimaciones y criterios se evalúan periódicamente y se basan en la expe-riencia histórica y otros factores, inclu-yendo expectativas de hechos futuros que se considera son razonables en las circunstancias.La Sociedad realiza estimaciones y premisas respecto al futuro en la pre-paración de los estados contables. Los resultados futuros reales pueden diferir de dichas estimaciones. A conti-nuación se detallan las estimaciones y premisas más significativas:

(a) reservas de hidrocarburosPor reservas se entiende a los volúme-nes de petróleo y gas (expresado en m3 equivalentes de petróleo) que originan o están asociados a algún ingreso eco-nómico, en las áreas donde Tecpetrol opera o tiene participación (directa o indirecta) y sobre los cuales se posee derechos para su explotación, inclu-yendo los volúmenes de hidrocarburos relacionados con aquellos contratos de servicios en los cuales Tecpetrol no tiene propiedad sobre las reservas ni sobre los hidrocarburos extraídos y las que se estiman serán producidas para el contratante bajo los contratos de obras.Existen numerosos factores que ge-neran incertidumbre con respecto a la estimación de las reservas probadas y con respecto a la estimación de perfiles de producción futura, costos de desa-rrollo y precios, incluyendo diversos factores que escapan al control del pro-ductor. El procedimiento de cálculo de las reservas es un proceso subjetivo de estimación de petróleo crudo y gas na-tural a ser recuperado del subsuelo, que involucra cierto grado de incertidumbre. La estimación de reservas se realiza en función a la calidad de la información

de geología e ingeniería disponible a la fecha de cálculo y de su interpretación.Las reservas probadas (desarrolladas y no desarrolladas) de hidrocarburos estimadas al 31 de diciembre de 2011 ascienden a:

Petróleo millones de metros cúbicos 13

Gas miles de millones de metros cúbicos 34

Las reservas expuestas preceden-temente están constituidas por las reservas probadas, susceptibles de ser extraídas, a las cuales no se le han deducido las regalías correspondien-tes y fueron preparadas por personal técnico de la Sociedad, y se basan en las condiciones tecnológicas y econó-micas vigentes al 30 de junio de 2011, considerando la evaluación económi-ca, dentro del período de vigencia de los respectivos contratos o concesiones. Las estimaciones de reservas son ajus-tadas en la medida que cambios en los aspectos considerados para la evalua-ción de las mismas así lo justifiquen o, al menos, una vez al año. Dichas estimaciones de reservas han tenido en cuenta las efectuadas por firmas de consultores hidrocarburíferos. (b) previsión para abandono de pozosLas obligaciones relacionadas con el abandono de pozos una vez finali-zadas las operaciones implican que la gerencia realice estimaciones respecto de los costos de abandono a largo plazo y del tiempo restante hasta el abando-no. Cabe destacar que, la tecnología, los costos y las consideraciones de políti-ca, ambiente, seguridad y relaciones

54

públicas cambian continuamente, lo que puede resultar en diferencias entre los costos futuros reales y las estimaciones.

(c) contingencias Tecpetrol está sujeta a diversas de-mandas, juicios y otros procedimientos legales que surgen en el curso habi-tual de sus negocios. Los pasivos con respecto a dichas demandas, juicios y otros procedimientos legales no pue-den estimarse con certeza. La Sociedad analiza el estado de cada contingen-cia y evalúa la potencial exposición

financiera. Si la pérdida potencial derivada de la contingencia se consi-dera probable y el monto puede ser estimado en forma razonable, se regis-tra una previsión. La gerencia estima el monto de dicha previsión en base a la información disponible y a las premi-sas y métodos considerados apropia-dos. Dichas estimaciones se elaboran principalmente con la asistencia de los asesores legales. Las estimaciones son revisadas y ajustadas periódicamen-te, a medida que la Sociedad obtiene información adicional.

Honorarios y serviciosCostos laboralesDepreciación de propiedades, planta y equipo Gastos de mantenimientoAcondicionamiento, almacenaje y embarqueImpuestosOtros

31 de diciembre de 2011 (9 meses)

112.059.081

51.642.972

121.628.729

153.054.767

24.595.051

160.141.590

31.769.546

654.891.736

31 de marzo de 2011 (12 meses)

82.427.145

43.785.093

95.058.053

128.811.548

26.173.242

116.249.553

41.006.981

533.511.615

6. costos operativos


7. gastos de coMercialización

8. gastos de adMinistración

9. costos laborales

Acondicionamiento, almacenaje y embarquePrevisión para créditos incobrablesImpuestos

Honorarios y serviciosCostos laboralesDepreciación de propiedades, planta y equipoImpuestosReembolso de gastos y otros

Sueldos, jornales y otrosCargas socialesPlanes de beneficios por retiro y otros (Nota 24)


2.261.759

5.497.887

5.756.655

13.516.301


16.233.162

39.296.139

1.205.800

907.467

2.916.379

60.558.947


76.605.480

10.390.935

3.942.696

90.939.111


2.821.233

-

6.538.060

9.359.293


17.615.052

46.803.403

470.802

154.984

(3.616.532)

61.427.709


76.296.618

8.761.071

5.530.807

90.588.496

56

10. otros resultados operativos

11. resultados financieros

otros ingresos operativosDividendos cobradosIngresos netos por otras ventasReintegros de tercerosOtros

otros egresos operativosImpuesto al débito y crédito bancarioPrevisión para juicios y contingenciasHonorarios y serviciosOtros

Intereses ganadosIntereses perdidos

Diferencia de cambio y cambios en el valor razonable de los instrumentos derivados

Otros otros resultados financieros netos


3.939.055

1.212.963

22.300

623.338

5.797.656

4.587.691

1.624.187

1.046.601

1.348.910

8.607.389


4.990.974

(12.733.239)

(5.560.830)

(681.774)

(6.242.604)


-

183.512

33.736

24.418

241.666

5.240.203

3.481.532

1.031.699

546.202

10.299.636


6.800.420

(11.505.800)

(2.270.796)

1.871.509

(399.287)


12. iMpuesto a las ganancias

El impuesto sobre el resultado antes de impuesto de la Sociedad difiere del monto teórico que se obtendría

Impuesto corrienteImpuesto diferido (ganancia) - (Nota 27)

Resultado antes del impuesto a las gananciasResultados no sujetos a impuestoBase imponible netaImpuesto calculado a la tasa de cada paísResultados exentosQuebrantos no registrados como activo diferidoGastos no deducibles y otrosCargo por impuesto del ejercicio


92.323.545

(2.873.805)

89.449.740


306.735.352

(21.575.829)

285.159.523

87.276.578

(704.224)

4.371.875

(1.494.489)

89.449.740


65.422.543

(1.480.258)

63.942.285


193.377.400

(16.457.941)

176.919.459

53.411.466

(1.020.207)

6.136.044

5.414.982

63.942.285

utilizando la alícuota impositiva vigen-te en cada país, como se expone a continuación:

58


CostoValores al inicio del ejercicioDiferencias de conversiónAltasTransferenciasBajasValores al cierre del ejercicio

depreciaciónDepreciación acumulada al inicio del ejercicioDiferencias de conversiónDepreciación del ejercicio y desvalorización (1)Bajasdepreciación acumulada al cierre del ejercicioAl 31 de diciembre de 2011

Maquinaria y equipo

400.061.920

(13.125.601)

257.773

13.894.297

(2.025.088)

399.063.301

202.651.951

(10.223.621)

22.025.906

(2.021.733)

212.432.503

186.630.798

Activos de desarrollo / producción

912.592.049

(44.613.054)

-

129.038.100

(5.844.563)

991.172.532

635.633.122

(35.095.846)

80.021.079

(5.194.275)

675.364.080

315.808.452

(1) Incluye la desvalorización de activos de desarrollo de la subsidiaria Tecpetrol S.A. por US$10,5 millo-nes. Ver Nota 16.

13. propiedades, planta Y equipos. activos de eXploración, evaluación Y desarrollo

60


depreciaciónDepreciación acumulada al inicio del ejercicioDiferencias de conversiónDepreciación del ejercicio y desvalorización (1)Bajasdepreciación acumulada al cierre del ejercicioAl 31 de diciembre de 2011

Total

1.671.487.550

(64.041.252)

238.943.827

-

(10.706.647)

1.835.683.478

861.876.993

(46.337.396)

122.834.529

(8.210.196)

930.163.930

905.519.548

otros

33.754.631

(682.660)

8.702.117

(1.553.371)

(438.440)

39.782.277

11.883.319

(377.056)

3.300.406

(340.181)

14.466.488

25.315.789

obras en curso

49.218.019

(1.018.149)

205.843.668

(161.826.135)

(1.744.549)

90.472.854

-

-

-

-

-

90.472.854

Reservas adquiridas

185.301.535

-

-

4.856.523

-

190.158.058

-

-

15.658.614

-

15.658.614

174.499.444

exploración y evaluación

75.534.635

(3.695.133)

12.844.170

15.590.586

-

100.274.258

-

-

-

-

-

100.274.258

Abandono de pozos

15.024.761

(906.655)

11.296.099

-

(654.007)

24.760.198

11.708.601

(640.873)

1.828.524

(654.007)

12.242.245

12.517.953



depreciaciónDepreciación acumulada al inicio del ejercicioDiferencias de conversiónDepreciación del ejercicio y desvalorización (2)Bajasdepreciación acumulada al cierre del ejercicioAl 31 de marzo de 2011

Maquinaria y equipo

387.045.337

(9.852.877)

1.776.274

21.174.540

(81.355)

400.061.919

188.792.464

(7.391.415)

21.174.887

76.015

202.651.951

197.409.968

Activos de desarrollo / producción

828.632.585

(31.909.237)

24.591.444

108.066.836

(16.789.579)

912.592.049

587.083.494

(24.645.012)

73.194.640

-

635.633.122

276.958.927

(2) Incluye la reversión de la desvalorización de ac-tivos de desarrollo de la subsidiaria Tecpecuador S.A. por US$4,1 millones. Ver Nota 16.

13. propiedades, planta Y equipos. activos de eXploración, evaluación Y desarrollo (cont.)

62


depreciaciónDepreciación acumulada al inicio del ejercicioDiferencias de conversiónDepreciación del ejercicio y desvalorización (2)Bajasdepreciación acumulada al cierre del ejercicioAl 31 de marzo de 2011

Total

1.522.783.552

(45.505.581)

216.110.039

-

(21.900.460)

1.671.487.550

799.097.828

(32.801.651)

95.528.855

51.961

861.876.993

809.610.557

otros

20.886.827

(426.654)

14.665.990

-

(1.371.532)

33.754.631

10.517.968

(266.404)

1.655.809

(24.054)

11.883.319

21.871.312

obras en curso

48.843.703

(1.039.732)

136.822.098

(135.408.049)

-

49.218.020

-

-

-

-

-

49.218.020

Reservas adquiridas

185.301.535

-

-

-

-

185.301.535

-

-

-

-

-

185.301.535

exploración y evaluación

34.706.956

(1.645.333)

37.059.744

6.166.673

(753.405)

75.534.635

-

-

-

-

-

75.534.635

Abandono de pozos

17.366.609

(631.748)

1.194.489

-

(2.904.589)

15.024.761

12.703.902

(498.820)

(496.481)

-

11.708.601

3.316.160


14. activos intangiblesEl 25 de marzo de 2010 la sociedad sub-sidiaria Burgos Oil Services S.A. de C.V., completó la adquisición del 100% del capital accionario de la sociedad Erskine Energy Production Co. (hoy Tecpetrol Corporation), generando un valor llave de US$12.352.643 al 31 de diciembre de 2011 y 31 de marzo de 2011. El costo de adquisición fue determi-nado como el valor razonable de los activos adquiridos, capital emitido y deudas incurridas o asumidas a la fecha de la compra, más los costos di-rectamente atribuibles a la adquisición,

de acuerdo a la NIIF 3 vigente a dicha fecha.La Sociedad calcula el valor de uso a través de un flujo de fondos des-contado a los efectos de evaluar la recuperabilidad del valor llave. Entre las principales premisas utilizadas se encuentran la estimación de los pre-cios de venta, los costos y niveles de producción y una tasa de descuento de 15,0% al 31 de diciembre y de 12,4% al 31 de marzo de 2011. Al 31 de diciembre de 2011 y al 31 de marzo de 2011 no se registró ningún cargo por desvalorización en el valor llave.

Al inicio del ejercicioDiferencias por conversiónParticipación en otros resultados integrales de asociadas

Resultado de inversiones en compañías asociadasDividendos cobradosAl cierre del ejercicio

31 de diciembre de 2011

128.022.788

(1.407.559)

31.861

20.608.276

(1.867.128)

145.388.238

31 de marzo de 2011

110.948.454

(885.610)

(49.562)

20.322.013

(2.312.507)

128.022.788

15. inversiones en coMpañías asociadas

64

El detalle de inversiones en asociadas es el siguiente:

soCiedAd

Transportadora de Gas del Perú S.A. (1)

TIBSA Inversora S.A. (2)Gasinvest S.A. (3) y (4)Transportadora de Gas del Mercosur S.A. (4)

Energy Consulting Services S.A. Transportadora de Gas del Norte S.A. (2) y (4)

Total

al 31 de diciembre de 2011

23,60

30,00

27,24

21,79

29,17

0,03

Valor al 31 de marzo de 2011

88.999.127

18.370.481

10.351.718

8.000.000

2.282.872

18.590

128.022.788

al 31 de marzo de 2011

23,60

30,00

27,24

21,79

29,17

0,03

País

Perú

Argentina

Argentina

Argentina

Argentina

Argentina

Valor al 31 de diciembre de 2011

108.847.277

16.084.094

10.334.887

8.000.000

2.103.390

18.590

145.388.238

% de participación

(1) A través de Tecgas Camisea S.A. la Sociedad posee una participación del 22,97% y a través de Tecgas N.V., una participación de 0,64%, al 31 de diciembre y 31 de marzo de 2011.

(2) A través de TIBSA Inversora S.A., la Sociedad posee una participación indirecta del 27,50% de Litoral Gas S.A. al 31 de diciembre y 31 de marzo de 2011.

(3) La Sociedad posee una participación indirec-ta (a través de Gasinvest S.A.) del 15,35% de

Transportadora del Gas del Norte S.A. (TGN) al 31 de diciembre y 31 de marzo de 2011. La Sociedad ejerce influencia significativa sobre TGN al 31 de diciembre y 31 de marzo de 2011.

(4) La Sociedad realizó la evaluación de recuperabi-lidad de las inversiones en Gasinvest, Transpor-tadora del Gas del Mercosur S.A. (TGM) y TGN y registró una desvalorización en el orden de US$41 millones al 31 de marzo de 2009. Ver Nota 30.


A continuación se expone la infor-mación contable seleccionada de las compañías asociadas:

soCiedAd

Transportadora de gas del Perú S.A.

TIBSA Inversora S.A. Gasinvest S.A.Transportadora de Gas del Mercosur S.A.

Energy Consulting Services S.A.

Transportadora de Gas del Norte S.A.

soCiedAd

Transportadora de gas del Perú S.A.

TIBSA Inversora S.A. Gasinvest S.A.Transportadora de Gas del Mercosur S.A.

Energy Consulting Services S.A.

Transportadora de Gas del Norte S.A.

Resultados

83.964

4.974

(11)

(4.959)

3.219

(16.152)

Resultados

74.728

4.993

(11)

(5.108)

3.676

31.447

Pasivo

1.404.203

29.056

46

20.091

23.143

558.298

Pasivo

1.372.037

27.505

46

4.079

24.701

553.814

Activo

1.865.402

87.635

856

69.310

30.354

795.124

Activo

1.749.137

91.423

856

46.136

32.528

825.844

ingresos por ventas

406.343

69.135

-

4

79.722

70.085

ingresos por ventas

353.527

62.311

-

-

68.155

124.557

31.12.10 (en miles de Us$)

31.12.11 (en miles de Us$)

66

16. deterioro de activos de largo plazo. propiedades, planta Y equiposLa Sociedad analiza la recuperabilidad de sus activos de largo plazo periódica-mente o cuando existen eventos o cam-bios en las circunstancias que indiquen un potencial indicio de desvalorización. Este análisis es realizado de acuerdo con los criterios descriptos en la Nota 2.4.El valor recuperable de cada UGE, con-siderando a una UGE como un negocio conjunto dentro de una misma entidad legal o, en caso de no haya negocios conjuntos a la entidad legal, es esti-mado por la Sociedad como el mayor entre el valor razonable de los activos, menos los gastos directos de venta y el valor de uso de los activos calcula-do sobre la base del flujo de fondos descontado, aplicando una tasa de descuento que refleja los riesgos del país donde opera la UGE y sus caracte-rísticas específicas.La determinación del flujo de fondos descontado involucra un conjunto de estimaciones y supuestos sensibles, tales como la evolución de los niveles de la producción de hidrocarburos, su precio de venta, la evolución de la cur-va de precios futuros del WTI (Western Texas Intermediate), inflación, tipo de cambio, costos y demás egresos de fondos, en función de la mejor estima-ción de los mismos que la Sociedad prevé hacia el futuro en relación con sus operaciones.El flujo de fondos derivado de las distintas UGEs es generalmente pro-yectado para un período que cubre la existencia de reservas comercialmente explotables y está limitado a la exis-tencia de reservas probadas en el plazo de duración de la concesión o contrato. Los precios futuros de hidrocarburos utilizados son los precios de mercado. La tasa de descuento utilizada fue de

aproximadamente 15% al 31 de di-ciembre de 2011 y 31 de marzo de 2011.En el presente ejercicio se recono-ció un cargo por desvalorización de US$10,5 millones en las operaciones de Argentina, como consecuencia de los cambios en las condiciones econó-micas en dicho país, el cual se expone dentro de “Costos operativos” en el Estado de Resultados Consolidado.Al 31 de marzo de 2009, como conse-cuencia de cambios en las condiciones económicas y regulatorias que influye-ron sobre las operaciones internacio-nales de Tecpetrol, se reconoció un car-go por deterioro de activos de US$16,6 millones, correspondiente a las opera-ciones en Argentina y Ecuador. Como consecuencia de los análisis de recupe-rabilidad realizados al 31 de marzo de 2011, se reversó el cargo por deterioro de las operaciones en Ecuador en US$4,1 millones, la cual fue im-putada en “Costos Operativos” en el Estado de Resultados Consolidado al 31 de marzo de 2011.


17. activos financieros disponibles para la venta

La evolución de los activos financie-ros disponibles para la venta es la siguiente:

Los activos financieros disponibles para la venta incluyen las participacio-nes en las sociedades Baripetrol S.A., Oleoductos del Valle S.A., Terminales Marítimas Patagónicas S.A. y Euroamérica Hardwoods Technology S.A.El valor razonable de dichas inversio-nes se calculó en función de un flujo de fondos descontado a una tasa del

Inversiones sin cotización

Al inicio del ejercicioDiferencias de conversiónAltasVariaciones en el valor razonableAl cierre del ejercicio


62.300.024

62.300.024


62.748.755

(169.644)

-

(279.087)

62.300.024

31 de marzo de 2011

62.748.755

62.748.755

31 de marzo de 2011

60.989.951

412.965

78

1.345.761

62.748.755

13,2% al 31 de diciembre de 2011 y del 10,0% 31 de marzo de 2011. De las mencionadas inversiones, el 96% co-rresponde a activos financieros man-tenidos en US$ mientras que el 4% restante son en pesos argentinos. Al 31 de diciembre de 2011 y 31 de marzo de 2011 no se han registrado desvaloriza-ciones de dichos activos.

68

18. inventarios

HidrocarburosInsumos y repuestos


20.860.461

21.615.665

42.476.126

31 de marzo de 2011

2.672.245

19.764.536

22.436.781

19. otros créditos Y anticipos

no CorrientesCréditos fiscalesPréstamos a partes relacionadas (Nota 32)Anticipos y préstamos al personalOtros créditos

Previsión por créditos incobrables

CorrientesCréditos comunesAdelantosOtros créditos con partes relacionadas (Nota 32)Créditos fiscalesAnticipos y préstamos al personalOtros créditos

Previsión por créditos incobrables


11.858.613

33.467.906

1.307.041

4.749.868

51.383.428

(135.482)

51.247.946

22.145.481

7.046.111

4.178.094

3.903.507

1.762.033

11.128.477

50.163.703

(942.207)

49.221.496

31 de marzo de 2011

4.925.177

32.202.628

1.589.292

3.304.828

42.021.925

-

42.021.925

30.459.033

7.485.748

1.135.362

12.770.876

704.590

2.594.432

55.150.041

-

55.150.041


20. créditos por ventas

La siguiente tabla detalla la antigüedad de los créditos por ventas:

no corrientesCréditos por ventas

Previsión para créditos incobrables

CorrientesCréditos por ventasCréditos por ventas con partes relacionadas (Nota 32)

Previsión para créditos incobrables


45.547.916

45.547.916

(570.447)

44.977.469

130.024.732

14.452.032

144.476.764

(6.720.757)

137.756.007

31 de marzo de 2011

43.914.773

43.914.773

-

43.914.773

133.653.986

13.811.387

147.465.373

(3.002.456)

144.462.917

Al 31 de diciembre de 2011Créditos por ventasPrevisión para créditos incobrables

Valor neto

Al 31 de marzo de 2011Créditos por ventasPrevisión para créditos incobrables

Valor neto

1 - 180 días

4.955.172

(1.075.797)

3.879.375

2.539.164

(1.511.299)

1.027.865

no vencidos

179.068.325

(214.224)

178.854.101

187.349.825

-

187.349.825

Total

190.024.680

(7.291.204)

182.733.476

191.380.146

(3.002.456)

188.377.690

> 180 días

6.001.183

(6.001.183)

-

1.491.157

(1.491.157)

-

Vencidos

70

21. efectivo Y equivalentes de efectivo

La tasa de interés efectiva sobre los depósitos bancarios y las colocaciones a corto plazo fue para ambos períodos, en promedio, de 0,5%. Estos depósitos y colocaciones tienen un vencimiento promedio de 30 días.

22. dividendos por acciónCon fecha 11 de octubre de 2011, el Directorio de Tecpetrol International S.A. aprobó el pago de dividendos en efectivo por US$30.000.000, que representa un monto de US$3,14 por acción ordinaria actualmente emitida y en circulación.

Caja y bancos Depósitos bancarios a corto plazoColocaciones a corto plazo en partes relacionadas (Nota 32)

Efectivo y equivalentes de efectivoAdelantos en cuenta corriente (Nota 23)


138.349.984

24.236.679

161.843.979

324.430.642


324.430.642

(2.711.075)

321.719.567

31 de marzo de 2011

85.264.721

24.200.616

183.240.190

292.705.527

31 de marzo de 2011

292.705.527

(8.456.869)

284.248.658

El efectivo y los equivalentes de efec-tivo se componen de la siguiente ma-nera a los fines del Estado de Flujos de Efectivo Consolidado:

Con fecha 21 de octubre de 2010, la Asamblea General Ordinaria de Accionistas de Tecpetrol International S.A. aprobó el pago de dividendos en efectivo por US$30.000.000, que representa un monto de US$3,14 por acción ordinaria actualmente emitida y en circulación.


23. deudas bancarias Y financieras

El total de deudas bancarias y financie-ras al 31 de diciembre de 2011 y 31 de marzo de 2011 incluye deudas con ga-rantía por un total de US$251.546.664 y US$231.344.917 respectivamente.

no CorrientesPréstamos bancariosPréstamos con partes relacionadas (Nota 32)

CorrientesAdelantos en cuenta corriente (Nota 21)Préstamos bancariosPréstamos con partes relacionadas (Nota 32)


159.920.993

3.246.276

163.167.269

2.711.075

103.367.452

150.009

106.228.536

31 de marzo de 2011

151.670.912

60.745.514

212.416.426

8.456.869

83.609.181

18.960.628

111.026.678

A continuación se detallan los principa-les préstamos bancarios y con partes relacionadas:

72

préstamos bancarios

soCiedAd

no corrientesTecpetrol Corporation

Tecpetrol del Perú S.A.C.

Tecpetrol Bloque 56 S.A.C.


Servicios Múltiples de Burgos S.A. de C.V.

CorrientesTecpetrol Colombia S.A.S.

Tecpetrol Colombia S.A.S.


Servicios Múltiples de Burgos S.A. de C.V.


Tecpetrol S.A.



98.480.231

28.956.667

17.819.558

8.908.442

5.756.095

26.640.311

27.055.541

16.666.868

9.079.175

8.122.923

7.118.781

-

Prestamista

Credit Agricole Corporate and Investment Bank

Scotiabank Perú

Scotiabank Perú

Banco de Crédito del Perú

Bancomer S.A.

BBVA New York

Credit Agricole Corporate and Investment Bank

Scotiabank Peru

Bancomer

Scotiabank Perú

Banco Ciudad

BBVA Banco Continental

Tasa de interés

LIBO + 3,5%

LIBO + 3,4%

LIBO + 4,5

LIBO + 4,5%

LIBO + spread

entre 1,5 y 3%

LIBO + 0,92%

LIBO +0.85%

LIBO + 3,4%

LIBO + spread

1.5 y 3%

LIBO + 4,5%

16%

LIBO + 1,75%

31 de marzo de 2011

97.803.066

-

25.755.954

12.876.046

8.142.247

26.599.861

18.999.902

-

11.335.484

8.168.856

-

6.638.575

Moneda

US$

US$

US$

US$

US$

US$

US$

US$

US$

US$

ARS

US$


El valor razonable de las deudas ban-carias y financieras corrientes y no corrientes no difiere significativamente de su valor de libros al 31 de diciembre y 31 de marzo de 2011.

24. planes de beneficio al personal El pasivo reconocido en el Estado de Situación Patrimonial Consolidado y los importes expuestos en el Estado de Resultados Consolidado se compo-nen de la siguiente manera:

Planes de beneficios por retiro y otros Programas de retención e incentivo a largo plazoOtros beneficios al personalTotal pasivo reconocido (*)


15.904.461

1.069.914

369.370

17.343.745

31 de marzo de 2011

13.998.996

692.304

300.600

14.991.900

Planes de beneficios por retiro y otros Programas de retención e incentivo a largo plazoOtros beneficios al personalTotal incluido en Costos laborales (nota 9)


3.442.648

431.278

68.770

3.942.696


4.700.184

692.304

138.319

5.530.807

(*) No existe deuda exigible al 31 de diciembre y al 31 de marzo de 2011.

préstamos con partes relacionadas

soCiedAd

no corrientesTecpetrol International S.L.U.

CorrientesTecpetrol International S.A.


-

150.009

Prestamista

Santa María Financial S.A.

Santa María Financial S.A.

Tasa de interés

LIBO + 1,4%

LIBO (30 días DKK) + 0,1%

31 de marzo de 2011

57.500.000

17.443.270

Moneda

US$

DKK

74

Valor presente de las obligaciones Costo por servicios prestados en el pasado no reconocidos

Pérdidas/ganancias actuariales no reconocidasPasivo neto reconocido


22.632.589

(372.960)

(6.355.168)

15.904.461

31 de marzo de 2011

19.993.524

(172.353)

(5.822.175)

13.998.996

planes de beneficios por retiro y otros:Las principales premisas actuariales para los dos programas de beneficios que tiene vigente la Sociedad bajo la modalidad de “beneficios definidos no fondeados” y “otros beneficios de

largo plazo” consideran una tasa de descuento del 7% y del 6% real y una tasa de incremento salarial del 2% y 3% respectivamente, para ambos pe-ríodos. El detalle del pasivo reconocido en el Estado de Situación Patrimonial Consolidado es el siguiente:

Costo del servicio corriente InteresesPérdidas/ganancias netas actuariales reconocidas en el ejercicio

Total


1.030.532

2.251.432

160.684

3.442.648

31 de marzo de 2011

1.196.900

2.519.233

984.051

4.700.184

Los importes expuestos en el Estado de Resultados Consolidado son los siguientes:


La evolución del pasivo expuesto en el Estado de Situación Patrimonial Consolidado se expone a continuación:

Saldo al inicio del ejercicioDiferencias de conversiónGasto total (*)Contribuciones pagadassaldo al cierre del ejercicio


13.998.996

(900.698)

3.841.352

(1.035.189)

15.904.461

31 de marzo de 2011

10.133.657

(534.269)

4.950.837

(551.229)

13.998.996

(*) El gasto total incluye diferencias de cambio por US$398.704 al 31 de diciembre de 2011 (US$250.653 al 31 de marzo de 2011) que se exponen dentro de “Otros resultados financieros netos” en el Estado de Resultados Consolidado.

25. previsiones

Abandono de pozosFiscalesOtrosTotal no corriente

Previsión para otras contingenciasTotal corriente


46.947.751

-

6.814.800

53.762.551

11.699.288

11.699.288

31 de marzo de 2011

34.026.810

1.978.260

8.978.882

44.983.952

11.070.478

11.070.478

76

La variación de previsiones para otros pasivos ocurrida en el ejercicio es la que se indica a continuación:

La provisión relacionada con el aban-dono de pozos fue estimada utilizando una tasa de inflación de 4,5% y una tasa de descuento de 8,5% al 31 de diciembre y marzo de 2011.

26. deudas coMerciales Y otras deudas

Saldo al inicio del ejercicioDiferencias de conversiónAltasBajassaldo al cierre del ejercicio

Deudas comercialesTotal no corriente

Deudas comercialesDeudas con partes relacionadas (Nota 32)Deuda sociales y otros impuestosProvisionesTotal corriente


56.054.430

(1.523.771)

15.232.593

(4.301.413)

65.461.839


12.312.394

12.312.394

131.366.712

17.720.666

22.029.951

16.552.503

187.669.832

31 de marzo de 2011

54.301.433

(173.521)

7.886.269

(5.959.751)

56.054.430

31 de marzo de 2011

11.176.343

11.176.343

114.206.342

19.922.557

19.670.972

3.847.912

157.647.783


27. iMpuesto diferidoLa evolución del impuesto a las ganan-cias diferido es la siguiente:

La evolución de los activos y pasivos por impuesto diferido se detalla a continuación:

Saldo al inicio del ejercicio (Pasivo diferido neto)Diferencia de conversiónCargo directo a Otros Resultados IntegralesResultado (ganancia)saldo al cierre del ejercicio (Pasivo diferido neto)

PAsiVos iMPosiTiVos diFeRidos


Diferencias de conversión

Resultado pérdida / (ganancia)






58.098.965

621.222

(25.185)

(2.873.805)

55.821.197

otros

5.359.072

(142.028)

2.274.757

7.491.801

(79.730)

5.035.051

12.447.122

Provisiones

32.367.369

-

(7.188.356)

25.179.013

-

(2.396.937)

22.782.076

Propiedades, planta y equipos

59.945.104

(89.257)

4.844.801

64.700.648

171.292

12.054.003

76.925.943

31 de marzo de 2011

59.047.528

533.435

(1.740)

(1.480.258)

58.098.965

Total

97.671.545

(231.285)

(68.798)

97.371.462

91.562

14.692.117

112.155.141

78

Los siguientes montos, determinados después de ser compensados adecua-damente, se exponen en el Estado de Situación Patrimonial Consolidado:

ACTiVos iMPosiTiVos diFeRidos



Cargo directo a Otros resultados integrales




Cargo directo a Otros resultados integrales



otros

(233.083)

60.399

(1.740)

(275.889)

(450.313)

(28.988)

(25.185)

517.088

12.602

Provisiones

(22.432.284)

706.833

-

206.041

(21.519.410)

561.101

-

(3.985.638)

(24.943.947)

Quebrantos impositivos

(15.873.070)

-

-

(1.368.099)

(17.241.169)

-

-

(12.492.604)

(29.733.773)

Propiedades, planta y equipos

(85.580)

(2.512)

-

26.487

(61.605)

(2.453)

-

(1.604.768)

(1.668.826)

Total

(38.624.017)

764.720

(1.740)

(1.411.460)

(39.272.497)

529.660

(25.185)

(17.565.922)

(56.333.944)

Activo impositivo diferidoPasivo impositivo diferido


(17.585.558)

73.406.755

55.821.197

31 de marzo de 2011

(12.982.291)

71.081.256

58.098.965


El plazo estimado para la reversión de los activos y pasivos diferidos es el siguiente:

A la fecha de los presentes Estados Contables Consolidados los quebran-tos pendientes de utilización no reco-nocidos como activos diferidos ascien-den a US$53,2 millones, de los cuales, US$35,4 millones provienen de Tecpetrol Corporation, cuyo plazo de prescrip-ción se encuentra entre 3 y 20 años,

Activo por impuesto diferido a recuperar en más de 12 meses

Pasivo por impuesto diferido a cancelar en más de 12 meses

Activo por impuesto diferido a recuperar en menos de 12 meses

Pasivo por impuesto diferido a cancelar en menos de 12 meses

Contratos derivados de monedas extranjeras Contratos con valores razonables positivos

Contratos derivados de monedas extranjerasContratos con valores razonables negativosTotal


(31.402.599)

76.925.943

(24.931.345)

35.229.198


879.052

879.052

(650.289)

(650.289)

228.763

31 de marzo de 2011

(17.302.774)

64.700.648

(21.969.723)

32.670.814

31 de marzo de 2011

-

-

-

-

-

y US$17,8 millones de otras subsidiarias, cuyo plazo de prescripción es de 5 años.

28. instruMentos financieros derivadosLos valores razonables netos de los ins-trumentos financieros derivados son:

80

El detalle de los instrumentos financie-ros derivados es el siguiente:

29. contingencias Tecpetrol posee pasivos contingentes con respecto a los reclamos que sur-gen en el curso normal de sus ope-raciones. Asimismo, existen algunas interpretaciones de ciertas normas por parte de entidades regulatorias referi-das a la forma de cálculo y liquidación de ciertos tributos que difieren del criterio sustentado por la Sociedad. En base a la evaluación de la gerencia y al asesoramiento de sus abogados, no se prevé incurrir en gastos signi-ficativos derivados de pasivos con-tingentes que no se encuentren pre-visionados en los presentes Estados Contables Consolidados.

argentina – determinación de oficio de impuesto a las gananciasLa autoridad de contralor impositiva Argentina, Administración Federal de Ingresos Públicos (AFIP) ha realizado una determinación de oficio a la socie-dad subsidiaria Tecpetrol S.A. corres-pondiente al Impuesto a las ganancias por US$2,4 millones, más intereses y multas, bajo el argumento de un

MonedA de CoMPRA

USDUSDUSDUSDTotal


464.986

(27.373)

(102.654)

(106.196)

228.763

Moneda de venta

ARS

PEN

EUR

COP

31 de marzo de 2011

-

-

-

-

-

Vencimiento

2012

2012

2012

2012

tratamiento supuestamente incorrecto de los resultados de ciertos instrumen-tos derivados de petróleo crudo y de otras deducciones, por los períodos fiscales 2000 y 2001. En julio de 2006 se interpuso un recurso de apelación, con efectos suspensivos respecto de la intimación de pago. En mayo de 2011 la Sociedad fue notificada de la sentencia de Tribunal Fiscal, el cual falló a favor de la Sociedad en relación al tratamiento de los instrumentos derivados de petróleo crudo y en con-tra de la Sociedad respecto de ciertas deducciones. Por su parte, al haber cesado el efecto suspensivo del recur-so de apelación ante el Tribunal Fiscal, en noviembre de 2011 la Sociedad ha procedido a cancelar el monto corres-pondiente a los rubros que le resulta-ran adversos en virtud de la sentencia (US$0,1 millones aproximadamente en concepto de impuesto más in-tereses), sin perjuicio de lo cual la Sociedad ha interpuesto recurso de apelación ante la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal.

Valor razonable


30. situación de coMpañías asociadas transportadora de gas del norte s.a. Y transportadora de gas del Mercosur s.a.Transportadora de Gas del Norte S.A. (“TGN”), inició sus operaciones a fi-nes de 1992 y desde entonces desarro-lló un importante plan de inversiones que le permite contar con 6.195 km de gasoductos, con capacidad de trans-porte que supera los 54,4 MMm³/día de gas natural, 354.200 HP instalados y 19 plantas compresoras.TGN opera dos gasoductos troncales conectados a los yacimientos del Norte y Centro-Oeste de Argentina, cuya ubicación le permite abastecer necesi-dades de los países del Cono Sur.Las medidas adoptadas por el gobier-no de la República Argentina durante 2002 y la situación hasta la fecha han modificado sustancialmente las condi-ciones legales y contractuales en cuyo marco se desenvolvían las actividades de TGN hasta diciembre de 2001. El congelamiento de tarifas, sumado a la desvalorización de la moneda ar-gentina a una tercera parte de su valor preexistente hasta fines de 2001 ge-neró un desequilibrio sustancial en la estructura financiera y patrimonial de TGN. Esta situación provocó el incum-plimiento transitorio de los compro-misos con acreedores y la necesidad de plantear una reestructuración de la deuda financiera. De hecho, luego de cuatro años de negociaciones con sus acreedores, a fines del mes de sep-tiembre de 2007, TGN procedió a con-sumar la reestructuración voluntaria de su deuda financiera. Por otra parte, en virtud de las reso-luciones adoptadas por el Directorio de TGN el 11 de diciembre de 2007 y por la Asamblea Ordinaria celebrada el 22 de enero de 2008, se dispuso la

constitución de un nuevo Programa Global para la emisión de obligaciones negociables simples no convertibles en acciones por hasta US$400 millo-nes o su equivalente en otras monedas en circulación en cualquier momento. No obstante lo antedicho, el deterioro de la ecuación económico financiera producto del persistente congela-miento de las tarifas domésticas combinado con una caída en los in-gresos por transporte de exportación debido a la falta de saldos de gas y a un incremento generalizado de costos en pesos argentinos y dólares esta-dounidenses, genera incertidumbre respecto de la capacidad de TGN para continuar atendiendo en el futuro los compromisos contables en las condi-ciones pactadas. En este contexto el Directorio de TGN decidió suspender a partir del 22 de diciembre de 2008 los pagos de capital e intereses de su deuda financiera.Al 31 de diciembre de 2011, TGN man-tiene deudas financieras por un total de US$451,3 millones, de las cuales no ha cumplido con el pago de capital por US$344,9 millones, intereses por US$89,3 millones y US$17,1 millones de intereses punitorios.A pesar de que la decisión de suspen-der los pagos de su deuda financiera fue adoptada con la finalidad explícita de privilegiar la prestación segura y confiable del servicio público de transporte de gas natural, preservar el principio de empresa en marcha y asegurar la igualdad de trato a todos sus acreedores, el 29 de diciembre de 2008 el ENARGAS dispuso la in-tervención de TGN por 120 días. La intervención dispuesta fue sucesi-vamente prorrogada estando actual-mente vigente. Cabe aclarar que TGN continuó prestando el servicio público a su cargo con total normalidad y sin

82

afectación de sus clientes ni de los usuarios en general. El 23 de abril de 2009 TGN anunció la presentación de una oferta de canje y de pedido de Acuerdo Preventivo Extrajudicial (“APE”) dirigida a la rees-tructuración total de sus pasivos con-tables, que fue posteriormente mejora-da y modificada por una nueva oferta y pedido de APE lanzada el 8 de sep-tiembre de 2009. Dicha oferta tuvo una aceptación del 87,97%, sin embargo el proceso de reestructuración se vio demorado por la justicia a pedido de la Administración Nacional de Seguridad Social. A mediados de julio de 2010 se destrabó dicho conflicto, pero en septiembre de 2010 el fiscal general solicitó la nulidad del APE, lo que fue contestado y refutado por TGN. A la fecha la Cámara Comercial aún no se ha pronunciado sobre el tema.A la fecha de emisión de los presen-tes Estados Contables Consolidados, no se ha producido una modificación en el cuadro tarifario, sin perjuicio que TGN espera alcanzar un entendi-miento pleno con el gobierno de la República Argentina y, en tal sentido, continúa trabajando con las autorida-des nacionales, aportando su mayor esfuerzo de manera de poder retomar en el más breve plazo posible la senda de crecimiento.La sociedad Transportadora de Gas del Mercosur S.A. (“TGM”) comenzó su operación comercial en el año 2000, en cumplimiento de su obligación contractual de poner a disposición de YPF S.A. en su gasoducto de 24’’ y 422 km de extensión, una capacidad de transporte de hasta 2,8 millones de m3 diarios de gas natural a ser entregado en la frontera subfluvial bajo el río Uruguay, que delimita el territorio de Argentina y Brasil, vecino de la ciudad de Paso de los Libres, Corrientes.

Sobre la base de las normas dictadas por el gobierno nacional argentino tendientes a redistribuir los efectos de la crisis energética en el corto plazo, la Subsecretaría de Combustibles dispu-so una serie de medidas destinadas a suspender la exportación de ciertos volúmenes de gas natural con el fin de garantizar el abastecimiento interno. Como consecuencia de ello, con fecha 15 de abril de 2009, TGM ha declarado resuelto el contrato de transporte cele-brado con YPF, que constituye su única fuente de ingreso. En relación con el recupero del valor sobre la participación de la Sociedad en el capital accionario de TGN y TGM, se realizó la prueba de recuperabilidad de sus activos relacionados con dichas sociedades. Las hipótesis, premisas y estimaciones sobre hechos futuros, utilizadas para efectuar esa prueba, parten de los escenarios de operación y comerciales, en cuanto a actividades y precios, previstos por las mismas sociedades operativas, teniendo en consideración la visión proyectada de la gerencia, en lo que hace a la consideración del impuesto a las ga-nancias, escenarios de percepción de los dividendos provenientes de dichas inversiones y tasa de actualización del flujo de fondos. El conjunto de dichas estimaciones son, naturalmente, de ocurrencia futura y pueden, o no, materializarse. En estas circunstancias, la valoración de dichas inversiones (netas de pre-visiones por desvalorización registra-das en años anteriores) representa la mejor estimación de la gerencia de la Sociedad sobre la recuperabilidad de estos activos.


31. principales coMproMisos, garantías Y restricciones

compromisos y garantías A la fecha de los presentes Estados Contables Consolidados la Sociedad y sus subsidiarias mantienen los si-guientes compromisos y/o garantías:

84

a) principales garantías corporativas (montos en millones de dólares estadounidenses)


concepto

Garantía solidaria e incondicional como deudor principal y solidario por el cumplimiento de las obligaciones de SMB con Pemex Exploración y Producción (“PEP”).

Garantía por las obligaciones de Tecpetrol Corporation por el préstamo con Credit Agricole-Investment Bank (“CA-IB”).

Garantía por el 50% de obligaciones de SMB por el préstamo con Bancomer.

Garantía irrevocable e incondicional para el debido cumplimiento de las obligaciones del contrato (primera y segunda fase) celebrado entre PEP y Norpower S.A. de C.V.

Garantía solidaria por el cumplimiento de las obligaciones de Tecpetrol del Perú SAC y Tecpetrol Bloque 56 SAC bajo el contrato de licencia para la explotación de hidrocarburos en los lotes 88, 56 y 174.

sociedad solicitante

Tecpetrol International S.A.


Tecpetrol Internacional S.L.U.



Beneficiario

PEP

CA-IB

Bancomer

PEP

Perupetro S.A.

Monto

38

13

15

14

-

observaciones

-

-

Ejecutable solo si el incumplimiento se debe a una causa relacionada con la performance de SMB.

TE&IC S.A. (accionista indirecto de Norpower S.A. de C.V., a través de Techint S.A. de C.V.) emitió una indemnidad a favor de Tecpetrol International S.A. hasta un monto de US$5,7 millones contra cualquier acción.

Sin monto definido.

86

concepto

Cumplimiento de las obligaciones de Tecpecuador S.A. del contrato modificatorio al contrato de prestación de servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos en el Bloque Bermejo.

Garantía solidaria por el cumplimiento de las obligaciones de Tecpetrol Colombia S.A.S. del contrato de exploración y producción de hidrocarburos con la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia (“ANH”) y por los perjuicios derivados del incumplimiento de las mismas.

Garantía solidaria, continua, incondicional e irrevocable de proveer a Tecpetrol de Bolivia S.A. todos los recursos técnicos y financieros necesarios para ejecutar sus obligaciones, en conformidad con los contratos de operación de los Bloques Aquío e Ipati.

Garantía irrevocable e incondicional para la primer y segunda fase del contrato celebrado entre PEP y Norpower S.A. de C.V.

Acuerdo Operation & Maintenance Agreement, (O&M) por las obligaciones de COGA bajo el contrato, que consisten básicamente en prestar el servicio de operación y mantenimiento de los ductos de TgP de acuerdo a los Contratos BOOT de concesión de gas y de líquidos de gas.




Tecpetrol S.A.

Tecgas NV

Tecgas NV

Beneficiario

Estado ecuatoriano

ANH

YPFB

PEP

TgP

Monto

-

-

-

7

-

observaciones

Sin monto definido.

Sin monto definido.

Sin monto definido.

TE&IC S.A. emitió una indem-nidad a favor de Tecpetrol International S.A. hasta un monto de US$2,9 millones contra cualquier acción.

COGA es responsable frente a TgP por los daños, multas, penalidades, etc., que se originen en la operación del sistema de ductos, de ocurrir por la negligencia o el dolo del operador en la prestación del servicio. Cualquier daño que provenga de los cargadores de gas bajo los respectivos contratos de transporte estará limitado a un máximo anual equivalente a US$5 millones.


concepto

Con fecha 9 de diciembre de 2000, TgP suscribió contratos de Inversión a efectos de acogerse a los beneficios establecidos en el Decreto Legislativo No 818 y normas complementarias, mediante los cuales TgP comprometió inversiones respecto de los Contratos BOOT de Concesión hasta por la suma de US$665 millones a ser realizadas dentro de un plazo de cuarenta y cuatro meses contados a partir de esa fecha. En opinión de la gerencia de TgP, las inversiones fueron ejecutadas en los montos y fechas comprometidas.

Mediante Resolución Suprema N° 041-2010-EM del 27 de mayo de 2010, se aprobó la suscripción entre el Ministerio de Energía y Minas y TgP de una adenda al contrato BOOT de concesión de transporte de gas natural, mediante el cual TgP se compromete a ampliar en diversas fases la capacidad de transporte de gas del sistema hasta una capacidad de 920 millones de pies cúbicos por día de servicio firme.


TgP

TgP

Beneficiario

Ministerio de Energía y Minas y la CONITE (Perú)

Ministerio de Energía y Minas (Perú)

Monto

665

-

observaciones

-

Sin monto definido.

88

concepto

Cumplimiento de inversiones de Tecpetrol Colombia S.A.S.

Cumplimiento de inversiones de Tecpetrol Colombia S.A.S.

Debido cumplimiento de las obligaciones de Burgos Oil Services S.A. de C.V. derivadas del contrato de obra pública celebrado con PEP.

Debido cumplimiento de las obligaciones derivadas del contrato celebrado entre Norpower S.A. de C.V. y PEP.

Cumplimiento de inversiones Río Atuel.

emisor

Citibank Colombia S.A.

HSBC Colombia S.A.

Afianzadora Aserta S.A. de C.V.

HSBC México S.A.

CHUBB Ar-gentina de Seguros S.A.




Burgos Oil Services S.A. de C.V.

Norpower S.A. de C.V.

Tecpetrol S.A.

Beneficiario

ANH

ANH

PEP

PEP

Provincia de Mendoza, Argentina

Monto

7

4

8

4

5

observaciones

Tecpetrol Internacional S.L.U. garantiza a Citigroup Inc. para que Citibank Colombia emita una garantía bancaria a solicitud de Tecpetrol Colombia S.A.S.

Tecpetrol Internacional S.L.U. garantiza HSBC Colombia S.A. para que emita una garantía bancaria a solicitud de Tecpetrol Colombia S.A.S.

Tecpetrol Internacional S.L.U. garantiza las pólizas de fianza otorgadas por Afianzadora Aserta S.A. de C.V. a favor de PEP por US$9 millones.

Tecpetrol Internacional S.L.U. garantiza mediante un aval de hasta US$5 millones a favor de HSBC México S.A. Adicionalmente TE&IC S.A. emitió una indemnidad a favor de Tecpetrol Internacional S.L.U. hasta un monto de US$2 millones.

-

b) principales garantías en entidades financieras y compañías de seguro (montos en millones de dólares estadounidenses)


concepto

Cumplimiento de inversiones Orán.

Debido cumplimiento de las obligaciones de SMB derivadas del contrato con PEP.

Garantía por vicios ocultos.

Fianza solidaria a fin de garantizar el cumplimiento de las obligaciones de TgP establecidas en los Contratos BOOT de Concesión derivadas de la etapa pre-operativa de la concesión.

Garantía por el pago del precio de la compra de las tenencias accionarias de Argentinean Pipeline Holding Company (“APHC”) en Gasinvest, TGM, TGN y créditos relacionados.

emisor

CHUBB Ar-gentina de Seguros S.A.

HSBC México S.A.

Afianzadoras Sofimex S.A. y Aserta S.A. de C.V.

Banco de Crédito del Perú

Banco Santander


Tecpetrol S.A.

SMB

SMB

TgP


Beneficiario

Secretaría de Energía de la provincia de Salta, Argentina

PEP

PEP

Ministerio de Energía y Minas de Perú

APHC

Monto

2

16

17

2

5

observaciones

-

-

-

Esta garantía ha sido emitida por 2 años, plazo mínimo estipulado en los Contratos BOOT de Concesión, y deberá mantenerse vigente desde la fecha de entrega al Concedente, hasta noventa días calendario posteriores a la fecha de vencimiento de los Contratos BOOT de Concesión.

Compañía General de Combustible emitió una indemnidad a favor de Tecpetrol Internacional S.L.U. hasta un monto de US$2.34 millones.

90

c) otros compromisosLas obligaciones de TgP registradas en virtud del programa de emisión de bonos corporativos, de acuerdo con el Contrato Marco de Emisión, ascienden al 31 de diciembre de 2011 a US$459 millones (US$466 millones al 31 de diciembre de 2010). Estas obligaciones se encuentran garantizadas con: (i) una cuenta bancaria de reservas y equivalen-te a seis meses de servicio de deuda, (ii) primera y preferente hipoteca sobre los bienes relacionados con las concesiones establecidas en los Contratos BOOT de Concesión, y (iii) primera y preferente prenda sobre las acciones de TgP. Por otro lado, el total de préstamos ban-carios asciende a US$459 millones al 31 de diciembre de 2011 (US$416 millones al 31 de diciembre de 2010). Los montos desembolsados y comprometidos por estos préstamos han sido comprometi-dos como deuda preferente garantizada, compartiendo las garantías de acuerdo al Contrato Marco de Emisión. De acuerdo con los contratos suscrip-tos con las entidades financieras y de acuerdo con el Contrato Marco de Emisión, TgP está obligada a cum-plir con ciertas cláusulas contractuales relacionadas con ratios financieros, de gestión de negocios y otros aspec-tos relacionados con las actividades de negocios. Bajo el “Sponsor Support and Share Retention Agreement”, Tecgas N.V. ga-rantiza al Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y a la Corporación Andina de Fomento (CAF) el 23,6009% de US$6 millones por año durante toda la vigencia del préstamo. Esta garantía es por los daños que se deriven de la operación del ducto.

convenio de estabilidad jurídicaEl 5 de diciembre de 2000, TgP sus-cribió con la Comisión Nacional de

Inversiones y Tecnologías Extranjeras (CONITE, hoy Proinversión) de Perú un convenio de estabilidad jurídica. En virtud del mismo, TgP se com-prometió a emitir acciones hasta por US$208.740.000 y el Estado peruano le garantiza la estabilidad jurídica del régimen tributario referido al impuesto a las ganancias y de los regímenes de contratación de los trabajadores de TgP. Con fecha 12 de julio de 2002, según lo acordado en la Junta General de accio-nistas del 5 de marzo de 2002, TgP sus-cribió una enmienda, estipulándose que se compromete a emitir acciones hasta por US$204.477.000. Al 31 de diciembre de 2011 y de 2010 se ha capitalizado e inscripto en los registros públicos la totalidad de los aportes comprometidos.Estos aportes han sido destinados al desarrollo y operación del sistema de transporte de gas natural y líquidos de gas natural.La vigencia del presente convenio de estabilidad jurídica se inició con la vigencia de los contratos y se extiende por todo el plazo de la concesión y no puede ser modificado unilateralmente, así se trate de modi-ficaciones más beneficiosas o perju-diciales para alguna de las partes. No obstante, TgP tiene derecho a renunciar por única vez al régimen de estabilidad jurídica otorgado en ese convenio y pasar a regirse automáticamente por la legislación común.

restricciones a la transferencia de acciones y distribución de ganancias(i) TGNEl pliego y el contrato de transferencia imponen ciertas restricciones a la trans-ferencia de las acciones de TGN en po-der de Gasinvest y a la transferencia de las acciones de esta última en poder de sus accionistas.


De acuerdo con dichas restriccio-nes, Gasinvest no podrá reducir su participación en el capital y votos de TGN a menos del 51% (“Paquete de Control”) sin la previa autorización del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS). Cualquier transferencia o cesión o cualquier acto que conduzca a una disminución de la participación de los accionistas originales de Gasinvest en el capital de dicha sociedad por debajo del 51%, incluyendo cualquier defecto de suscripción por parte de di-chos accionistas respecto de cualquier aumento de capital de Gasinvest S.A., puede efectivizarse solo con la previa aprobación del ENARGAS.Las antedichas restricciones no se aplican a transferencias efectuadas entre partes pertenecientes al mismo grupo económico, tal como se estable-ce en el Pliego. De acuerdo con lo establecido en los nuevos acuerdos contables celebra-dos, TGN no podrá realizar pagos de dividendos si ha incurrido en un incumplimiento o causal de incumpli-miento o en un período de hecho ad-verso (definido contractualmente) o si dicho pago excede en cada período de cálculo al monto canasta disponible, determinado como el efectivo disponi-ble y ciertas relaciones entre los flujos de fondos del período de cálculo y el total de la deuda financiera.

activos de disponibilidad restringida Una parte sustancialmente mayoritaria de los activos transferidos por Gas del Estado (“GdE”) a TGN, principalmente los incluidos en los rubros gasoductos, ramales de alta presión, plantas com-presoras y estaciones de regulación y/o medición de presión, ha sido definida por la Licencia como “esencial para la prestación del servicio licenciado’’.

En virtud de la licencia obtenida para la prestación del servicio público de transporte de gas natural, a partir de la cual se concede el derecho exclu-sivo de explotar los dos gasoductos de su propiedad en las regiones Norte y Centro-Oeste de la Argentina, TGN debe reparar y mantener los acti-vos esenciales, junto con sus mejoras y ampliaciones, de acuerdo con ciertos estándares definidos en la misma. TGN no puede disponer bajo ningún título de los activos esenciales, gravar-los, arrendarlos o darlos en comodato, ni afectarlos a otro destino que no sea la prestación del servicio de trans-porte, sin la previa autorización del ENARGAS.Según se establece en los nuevos acuerdos contables celebrados con motivo de la reestructuración de la deuda financiera, TGN no podrá ena-jenar activos, a menos que en la ope-ración de venta el precio sea por lo menos igual al valor razonable de mer-cado de dichos activos, o que como mínimo el 75% del precio de venta se perciba en efectivo o equivalentes de efectivo. Adicionalmente, los fondos obtenidos por la venta de un activo deberán destinarse a realizar compras y/o pre-cancelaciones de capital de las obligaciones negociables de canje, salvo que los ingresos de dichas ventas sean reinvertidos en nuevos activos dentro de los doce meses de realizada la operación.

(ii) TIBSA/Litoral Gas S.A.De acuerdo con lo establecido en el pliego de bases y condiciones para la licitación pública internacional por la privatización de Gas del Estado S.E., TIBSA podrá enajenar parte del paque-te mayoritario de Litoral Gas si con ello no reduce su participación en el capital y votos de la sociedad licenciataria a

Compañías asociadas:Ventas de productos y serviciosIntereses ganados

otras sociedades relacionadas:Ventas de productos y serviciosCompra de productosHonorarios y serviciosOtros ingresos y egresosIntereses ganadosIntereses perdidos


99.704.342

1.368.975

16.382.305

(23.245.761)

(47.822.454)

-

749.087

(4.418.566)


101.980.362

1.261.398

18.305.017

(12.297.689)

(54.055.903)

(282.363)

1.020.844

(3.336.556)

principales operaciones con partes relacionadas

92

menos del 51%. La transferencia de dicho porcentaje, así como todo acto que disminuya la tenencia de TIBSA por debajo de la participación men-cionada, deberá contar, en todos los casos, con la previa autorización de la entidad regulatoria.

32. saldos Y operaciones con partes relacionadasLa Sociedad es controlada por San Faustin S.A, una compañía radicada

en Luxemburgo, a través de sus subsidiarias.Rocca & Partners Stichting Administratiekantoor Aandelen San Faustin (“RP STAK”), una funda-ción privada holandesa (“Stichting”), posee una cantidad suficiente de acciones para controlar San Faustin S.A. Ninguna persona o grupo de personas controla a RP STAK.


Colocaciones a corto plazo en partes relacionadas (Nota 21)

Créditos por ventas de partes relacionadas (Nota 20)

Compañías asociadasOtras sociedades relacionadas

Otros créditos con partes relacionadas (Nota 19)No corrientes - Compañías asociadasCorrientes - Otras sociedades relacionadas

Préstamos con partes relacionadas (Nota 23)No corrientes - Otras sociedades relacionadasCorrientes - Otras sociedades relacionadas

Deudas con otras sociedades relacionadas (Nota 26)


161.843.979

12.291.064

2.160.968

14.452.032

33.467.906

4.178.094

3.246.276

150.009

17.720.666

31 de marzo de 2011

183.240.190

10.863.867

2.947.520

13.811.387

32.202.628

1.135.362

60.745.514

18.960.628

19.922.557

saldos con partes relacionadas

retribución de directivosLa retribución total de los Directores devengada durante los ejercicios

finalizados al 31 de diciembre y 31 de marzo de 2011 ascendió a US$4,0 y US$4,4 millones respectivamente.

sociedad


Tecpetrol S.A.

Tecpetrol de México S.A. de C.V.

Burgos Oil Services S.A. de C.V.

Tecpecuador S.A.



Techenergy Services S.A. de C.V.

Tecpetrol de Bolivia S.A.

Dapetrol S.A.

33. principales subsidiarias Y entidades bajo control conjunto

Porcentaje de participación a

94

Actividad principal

Inversiones y participación en sociedades

Exploración, explotación, producción y comercialización de petróleo y gas

Prestación de servicios relacionados con el desarrollo, infraestructura y el mantenimiento de yacimientos de gas

Prestación de servicios relacionados con el desarrollo, infraestructura y el mantenimiento de yacimientos de gas




Exploración, operación y mantenimiento de yacimientos de hidrocarburos


Exploración, descubrimiento, explotación y venta de gas e hidrocarburos líquidos

País

España

Argentina

México

México

Ecuador

Perú

Perú

México

Bolivia

Argentina

dic-2011

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

Mar-2011

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

(*) Con fecha 30 de noviembre de 2011, la sociedad Tecpecol S.A. modificó su denominación social a Tecpetrol Colombia S.A.S.


sociedad

Tecgas N.V.

Tecpetrol Lote 174 S.A.C.

Tecpetrol Colombia S.A.S. (*)

Compañía Operadora de Gas del Amazonas S.A.C.

Tecpetrol Corporation

Norpower S.A. de C.V.

Porcentaje de participación a Actividad principal

Inversiones y participación en sociedades


Exploración, explotación, producción y comercialización de petróleo y gas y servicios de operación, mantenimiento y desarrollo de campos hidrocarburíferos

Prestación de servicios para el transporte y la distribución de gas

Exploración, explotación y producción de petróleo y gas

Realización de obras relativas al desarrollo, infraestructura y mantenimiento de gasoducto de Sistema 3

País

Curaçao

Perú

Colombia

Perú

EE.UU.

México

dic-2011

100

100

100

100

100

60

Mar-2011

100

100

100

100

100

60

96

% de participaciónnoMBRe

Agua Salada

Atuel Norte

El Tordillo

Caracol Norte (d)

Tres Nidos (e)

Aguaragüe

La Tapera-Puesto Quiroga

Río Atuel

Fecha de asignación

Septiembrede 1990

Septiembrede 1990

Juniode 1991

Julio de 1992

Julio de 1992

Noviembre de 1992

Julio de 1994

Diciembre de 2008


70,00

33,34

52,13

-

65,00

23,00

52,13

33,33

Ubicación

Río Negro

Mendoza

Chubut

Neuquén

Río Negro

Salta

Chubut

Mendoza

duración (años)

25

25

25

25

25

25 (a)

25 (b)

(c)

31 de marzo de 2011

70,00

33,34

52,13

65,00

65,00

23,00

52,13

33,33

entidades bajo control conjunto

negocios conjuntos - argentinaÁreas operadas por Tecpetrol S.A.

(a) El plazo se calcula a partir de noviembre de 2001 para el yacimiento “San Antonio Sur”.

(b) Este plazo se calcula a partir del 21 de julio de 1992, cuando el área fue adjudicada a Glacco S.A. Tecpetrol S.A. compró el área a Glacco S.A. en julio de 1994.

(c) Tendrá la duración necesaria para dar cumpli-miento a las obligaciones emergentes del contra-to que constituye su objeto.

(d) El 14 de noviembre de 2011 el gobierno de Neu-quén extinguió la concesión de explotación de Tecpetrol en el área Caracol Norte.

(e) Con fecha 1 de junio de 2011 Tecpetrol S.A. inició el proceso de cesión de su participación en el área Tres Nidos.

noMBRe

Ramos

Fecha de asignación

Enero de 1991

% al 31 de diciembre y marzo de 2011

25

Ubicación

Salta

duración (años)

25 (*)

Áreas operadas por terceros

(*) El 20 de junio de 1996, el vencimiento de la conce-sión fue postergado hasta el 21 de enero de 2026.


(1) Con fecha 22 de enero de 2011 se suscribió el contrato modificatorio entre el Estado ecuatoriano por intermedio de la Secretaría de Hidrocarburos de dicho país y la subsidiaria Tecpecuador S.A., mediante el cual se adoptó el modelo de prestación de servicios para la exploración

y explotación de hidrocarburos. Dicho contrato fue inscripto en el registro de la Secretaria de Hi-drocarburos de Ecuador el 17 de febrero de 2011 y tiene una vigencia hasta el 30 de julio de 2019.

país

Venezuela

Venezuela

Ecuador (1)

Perú

México

Bolivia

Colombia

duración

20 años

Hasta extinguir las

obligaciones relacionadas

con el contrato de conversión

a empresa mixta

20 años

30 años para explotación

de petróleo y 40 años

para gas

20 años

Ipati: 31 años

Aquío: 35 años

24 años a partir del descubri-

miento explotable

operador /

Representante

común

Tecpetrol de

Venezuela S.A.

Suizum Servicios

de Consultoría

S.L.U.

Tecpecuador S.A.

Pluspetrol Perú

Corporation

S.A.

Servicios

Múltiples

de Burgos S.A.

de C.V.

Total Exploration

Production

Bolivia

Tecpetrol

Colombia S.A.S.

Área

Colón

Colón

Bermejo

Camisea

Misión

Ipatí

y Aquío

CPO6, CPO7

y CPO13

% Mar- 2011

43,75

43,75

100

10

50

20

80

% dic-2011

43,75

43,75

100

10

50

20

80

Fecha de

asignación

Diciembre de 1994

Septiembre de 2010

Agosto de 1999

Diciembre de 2000

Enero de 2004

Mayo de 2007

Enero de 2009

negocios conjuntos – otros países

98

denoMinACiÓn

ArgentinaAgua SaladaEl TordilloAtuel NorteTres Nidos - El Caracol Norte

AguaragüeRamosLa Tapera – Puesto Quiroga

Río Atuel

VenezuelaColón

MéxicoMisión

PerúBloque 88Bloque 56

ecuadorBermejo

BoliviaAquíoIpati

dic-11

9.280.960

37.881.344

358.610

8.596

5.133.744

12.566.598

620.004

359.527

304.361

46.755.985

13.909.985

12.459.349

11.762.328

2.163.127

1.347.979

Mar-11

16.973.772

169.576.208

1.338.149

41.312

1.616.656

40.875.710

3.408.648

6.582.159

597.312

123.565.536

154.998.031

94.207.835

39.963.435

21.183.480

15.194.415

dic-11

13.247.944

149.497.105

949.303

7.127

944.403

18.183.193

3.009.429

6.491.801

700.713

113.996.640

179.288.134

112.550.938

36.922.906

33.993.027

20.401.580

Mar-11

12.505.344

36.435.093

671.895

772.005

5.506.137

12.166.392

636.172

803.151

323.205

57.382.635

19.607.044

7.138.138

11.907.616

2.847.663

1.087.396

principales entidades bajo control conjunto – activos y pasivos a la participación de la sociedad

PasivoActivo


Al 31 de diciembre de 2011, las entida-des bajo control conjunto y UTEs pre-sentan activos corrientes y no corrien-tes por aproximadamente US$106,55 y US$583,63 millones respectivamente, y pasivos corrientes y no corrientes por aproximadamente US$94,60 y US$60,31 millones respectivamente.Las entidades bajo control conjunto y UTEs presentan ingresos aproximados por US$719 millones y gastos aproxi-mados por US$403 millones.

34. dividendosEl 23 de marzo de 2012, el Directorio de la Sociedad propuso a la Asamblea General Ordinaria de Accionistas de Tecpetrol International S.A. la constitu-ción de una reserva para futuros divi-dendos por US$30.000.000, a los fines que el mismo Directorio, por delega-ción de la Asamblea, determine la opor-tunidad de su distribución en el futuro.

35. HecHos posteriores Con posterioridad al 31 de diciembre de 2011, no se han producido otros hechos, situaciones o circunstancias, que el mencionado a continuación, que no sean de público conocimiento que afecten o pueden afectar significativa-mente la situación patrimonial, econó-mica y financiera de la Sociedad.

firma de contratos en ecuador por los campos libertador-atacapi y shushufindi-aguarico:El 31 de enero de 2012 se firmaron dos contratos con la empresa es-tatal de petróleos del Ecuador EP PETROECUADOR para la provisión de servicios específicos integrados con financiamiento de Tecpetrol, para la ejecución de actividades de optimiza-ción de la producción, recuperación

mejorada, exploración y asesoramien-to en la optimización de costos operati-vos variables.Dichos contratos son por los campos Libertador-Atacapi y Shushufindi-Aguarico donde Tecpetrol será el operador en el primero de ellos. Los convenios tendrán una duración de 15 años y prevén inversiones de US$1.300 millones, en el caso de Shushufindi y de US$385 millones en el de Libertador.Tecpetrol Internacional S.L.U. ha emi-tido garantías anuales a favor de EP PETROECUADOR, al porcentaje de par-ticipación de ambos contratos, por las obligaciones que se tornen exigibles y ejecutables conforme a los términos de dichos contratos. Dichas garantías ascienden a US$21 millones para el campo Libertador-Atacapi y US$74 millones para el campo Shushufindi-Aguarico y están limitadas al monto que se establezca en el programa de trabajo anual de cada año fiscal.

Tecpetrol International S.A. Información complementaria al 31 de diciembre de 2011

100

101 Tecpetrol International S.A.

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Tecpetrol International S.A. y sus subsidiarias

operaciones de eXploración Y producción (e&p)

argentinaTecpetrol S.A. realiza actividades de exploración y explotación de petróleo y gas en la República Argentina y, a través de empresas en las cuales po-see participaciones, en otros países latinoamericanos. En Argentina es ope-radora de áreas hidrocarburíferas en las cuencas Noroeste, Golfo de San Jorge y Neuquina. Las principales áreas son: El Tordillo, en el Golfo de San Jorge, y Aguaragüe, en el Noroeste. Asimismo, mantiene su participación del 25%, en carácter de no operador, en el área Ramos de la cuenca Noroeste.La exportación del crudo se encuentra regulada. La Resolución del Ministerio de Economía (“ME”) N° 234/07 esta-blece los derechos de exportación del crudo en una alícuota que varía en fun-ción del precio internacional del crudo y establece un valor de corte de US$42 por barril y un precio de referencia de US$60,9 por barril para el WTI. Esto im-plica que los derechos de exportación se incrementan a medida que se incre-menta el precio internacional del crudo por encima de US$60,9 por barril de forma tal que el Estado captura prác-ticamente la totalidad del incremento del precio internacional del petróleo. El 2 de noviembre de 2011 el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas (MEyFP) y el MINPLAN, mediante la Resolución Conjunta Nº MEyFP 693/2011 y MINPLAN Nº 1900/2011, es-tablecieron la creación de un grupo de trabajo para el análisis y estudio de la incidencia en los distintos sectores de los subsidios establecidos por el Poder Ejecutivo Nacional. Por otro lado, mediante el decreto N° 2014/08 y la Resolución reglamentaria

de la Secretaría de Energía (“SE”) N° 1312/08 se crearon subsidios como incentivos a futuras inversiones en reservas, producción y refinación. Esta regulación permite recibir, para el caso de un productor, un subsidio por au-mento de reservas, y/o por aumento o mantenimiento de la producción, y por exportación de petróleo crudo para aquellas compañías que presen-ten una mejora de performance de los indicadores de reservas y producción que se establecen en la misma, res-pecto de los indicadores de la misma compañía para el primer semestre de 2008 (base). Dichos incentivos se suspendieron transitoriamente a partir del 2 de febrero de 2012, mediante nota del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios (MINPLAN), dirigida a cada una de las grandes compañías que reciben o recibieron tales incentivos.En cuanto a la exploración y pro-ducción de gas, en el marco de la Resolución SE Nº 24/08 y las resolucio-nes complementarias, por la que se creó el programa de incentivo a la producción de gas natural deno-minado “Gas Plus”, Tecpetrol S.A. ha presentado a la SE de la Nación 22 proyectos gasíferos a los efectos de ser caracterizados como Gas Plus, resul-tando aprobados 19 de ellos (5 durante el año 2011), quedando pendientes de resolución a la fecha solo 3 proyec-tos. Adicionalmente, se han firmado “cartas de intención” con un usuario industrial y un generador de energía eléctrica para avanzar en el desarrollo de dichos proyectos. Actualmente, se encuentran en producción 8 proyec-tos, uno de ellos con ventas al seg-mento industrial. Durante el presente ejercicio, los pro-ductores de gas natural han realizado un nuevo acuerdo con el gobierno, que

103Tecpetrol International S.A.

redujo (durante el período invernal) parte del compromiso asumido por ellos en el marco de la Resolución SE N° 599/07. A partir de este acuerdo se liberó gas natural, para comerciali-zar a usuarios industriales y/o genera-dores de energía eléctrica y se obtuvo en consecuencia un mejor precio pro-medio de venta. Durante el ejercicio no ha habido in-crementos de precios del gas natural en los segmentos de licenciatarias de distribución, estaciones de Gas Natural Condensado (“GNC”) y generadoras de energía eléctrica.

perúEn Perú, la Sociedad interviene a través de la participación en las sociedades Tecpetrol del Perú S.A.C., Tecpetrol Bloque 56 S.A.C. y recientemente a través de la sociedad Tecpetrol Lote 174 S.A.C.Tecpetrol del Perú S.A.C y Tecpetrol Bloque 56 S.A.C. mantienen una par-ticipación del 10% (como no operado-res) en los contratos de licencia para la explotación de hidrocarburos de los Bloques 88 y 56 respectivamente. Estos contratos con PERUPETRO S.A. se celebraron, junto a otras empresas petroleras, el 9 de diciembre de 2000 y el 7 de septiembre de 2004, con el objeto de producir hidrocarburos en esas áreas. Bajo los términos de los mencionados contratos, los miembros del consorcio tienen libre disponibili-dad y el derecho de propiedad de los hidrocarburos extraídos en el área del contrato, pagando al Estado peruano, a través de PERUPETRO S.A., una regalía en función a la producción fiscalizada.Las inversiones acumuladas realiza-das al 31 de diciembre de 2011, en el Bloque 88 y en el Bloque 56 a la parti-cipación de las sociedades (10%), as-cienden a US$200 y US$118 millones, respectivamente.

Tecpetrol Lote 174 S.A.C. está a cargo de las actividades en el Bloque 174, bloque relacionado con el mismo sistema petrolero que originó Camisea y que está ubicado a 120 km al norte del yacimiento de gas y condensado de Camisea.

MéxicoLa Sociedad opera en México a través de la participación en las sociedades Servicios Múltiples de Burgos S.A. de C.V. (“SMB”) y Burgos Oil Services S.A. de C.V. (“Burgos Oil Services” o “BOS”).El propósito específico de SMB es ejecutar todos los actos que se requie-ran para dar cumplimiento al contrato de obra pública celebrado con PEMEX Exploración y Producción (PEP), subsidiaria de Petróleos Mexicanos (PEMEX), en la ejecución de las obras necesarias relacionadas con el desarro-llo, infraestructura y mantenimiento de campos de gas no asociado en la cuen-ca de Burgos en el bloque identificado como Bloque Misión. Debido a los problemas de seguri-dad existentes en el norte de México, durante 2011 continuó en vigencia el acuerdo operativo entre SMB y PEP para los campos Géminis, Presa, Quitrín y Troncón, con el objetivo de minimizar los riesgos de personal, ambiente e instalaciones superficiales y buscando asegurar el cumplimiento de las obligaciones de SMB en tiempo y forma. Durante 2011, bajo el ampa-ro de los lineamientos en materia de seguridad acordados, se ejecutaron diversas obras en los campos Arcabuz y Santa Anita que no se pudieron rea-lizar en el 2010 por los problemas de seguridad mencionados.El 25 de marzo de 2010 BOS completó la adquisición del 100% del capital accionario de la sociedad Tecpetrol

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Corporation (ver acápite Estados Unidos), ubicada en Houston, Texas, Estados Unidos.Por otro lado, en abril de 2010 BOS y PEP celebraron el contrato de obra pú-blica a través del cual BOS realiza los trabajos consistentes en el Laboratorio de desarrollo tecnológico (laboratorio de campo) en el Campo Coyotes del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, y PEP tiene a su cargo la direc-ción general del proyecto.BOS no tiene participación alguna so-bre los hidrocarburos extraídos o pro-ducidos en cualquiera de los pozos de desarrollo o exploratorios objeto de di-cho contrato, sino que tiene el derecho de recibir la contraprestación prevista en dicho contrato, por la ejecución de los trabajos objeto del mismo.El contrato contempla tres etapas de operaciones: etapa 1) estudios de geo-ciencias y producción, etapa 2) obras de mantenimiento y etapa 3) obras de desarrollo. La duración del contrato en mención es desde el 5 de abril de 2010 hasta el 31 de diciembre de 2012.

ecuadorLa subsidiaria Tecpecuador S.A., es adjudicataria del contrato de presta-ción de servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos (pe-tróleo crudo) en el Bloque Bermejo en Ecuador. Tecpecuador tiene el derecho al cobro de una tarifa para los campos en producción por cada barril neto, producido y entregado en el centro de fiscalización y entrega. Esta tarifa con-sidera un estimado de la amortización de las inversiones, los costos y gastos y una utilidad razonable que toma en consideración el riesgo incurrido.

estados unidosTecpetrol Corporation es una sociedad dedicada a la exploración, explotación

y producción de petróleo y gas en el sur de Texas. Cuenta con derechos de explotación en 4 campos productivos de diversas características operativas y en 3 campos exploratorios.

colombiaLa Sociedad tiene actividad en Colombia a través de la sociedad Tecpetrol Colombia S.A.S.En el mes de noviembre de 2008, fueron adjudicados tres bloques exploratorios (CPO6, CPO7 y CPO13) los cuales son contiguos y están ubica-dos en la prolífica cuenca de los Llanos Orientales, una zona de alto potencial exploratorio.Tecpetrol Colombia S.A.S. formó un consorcio con la compañía Inepetrol (del grupo Inelectra) con participaciones de 80% y 20%, respec-tivamente siendo Tecpetrol Colombia S.A.S. el operador del consorcio en todos los bloques.En enero de 2009 se firmaron los con-tratos de E&P con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Durante el año 2011 se terminaron de procesar los 2.000 km de sísmica 2D registrada en el 2010, y a partir de la interpreta-ción de la misma se identificaron las locaciones de pozos exploratorios comprometidos en la fase 1, cuya per-foración comenzó a fines de 2011.

boliviaLa Sociedad tiene actividad en Bolivia a través de la sociedad Tecpetrol de Bolivia S.A., la cual participa en un 20% en los contratos de operación de los Bloques Ipati y Aquío, en carácter de no operador.Los contratos de operación en ambos bloques establecen que los socios pri-vados (Total E&P Bolivie, Suc. Bolivia y Tecpetrol del Bolivia S.A.) están a car-go de la ejecución de las operaciones


petroleras (exploración, evaluación, desarrollo, explotación y abandono) a su exclusiva cuenta y riesgo, a cambio de recibir de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) una retribu-ción en función de la producción ob-tenida y entregada a YPFB, asumiendo ésta ningún riesgo ni responsabilidad con respecto a las operaciones petrole-ras o sus resultados. En este contexto Tecpetrol de Bolivia S.A. no posee derecho de propiedad sobre los yaci-mientos de hidrocarburos ni sobre los hidrocarburos producidos, que perma-necen bajo propiedad de YPFB.

venezuelaLa Sociedad posee participación en la empresa mixta Baripetrol S.A. a través de la subsidiaria Suizum Servicios de Consultoría S.L.U. El Consorcio Colón solo mantiene una actividad residual re-lacionada con servicios administrativos y operativos brindados a Baripetrol S.A.

operaciones de transporte Y distribución de gas Y electricidad (g&p)

argentinaLa Sociedad desarrolla operaciones de G&P a través de la participación en las sociedades Transportadora de Gas del Norte S.A. (“TGN”), Transportadora de Gas del Mercosur S.A. (“TGM”), Litoral Gas S.A. (“Litoral Gas”) y Energy Consulting Services S.A. (“ECS”).TGN inició sus operaciones a fines de 1992 y desde entonces desarrolló un importante plan de inversiones que le permite contar con 6.195 km de ga-soductos, con capacidad de transporte que supera los 54,4 MMm³/día de gas natural, 354.200 HP instalados y 19 plantas compresoras.TGN opera dos gasoductos troncales conectados a los

yacimientos del Norte y Centro-Oeste de Argentina, cuya ubicación le permi-te abastecer necesidades de los países del Cono Sur.Como se detalla en la Nota 30 de los Estados Contables Consolidados, las medidas adoptadas por el gobierno de la República Argentina durante el 2002 y la situación hasta la fecha han modi-ficado sustancialmente las condiciones legales y contractuales en cuyo marco se desenvolvían las actividades de TGN hasta diciembre de 2001. TGM comenzó su operación comercial en el año 2000, en cumplimiento de su obligación contractual de po-ner a disposición de YPF S.A., una capacidad de transporte de hasta 2,8 millones de m3 diarios de gas natural a ser entregado en la frontera subfluvial bajo el río Uruguay.Sobre la base de las normas dicta-das por el Gobierno Nacional de la República Argentina tendientes a redis-tribuir los efectos de la crisis energé-tica en el corto plazo, la Subsecretaría de Combustibles dispuso una serie de medidas destinadas a suspender la exportación de ciertos volúmenes de gas natural con el fin de garantizar el abastecimiento interno. Como conse-cuencia de ello, con fecha 15 de abril de 2009 TGM ha declarado resuelto el contrato de transporte celebrado con YPF, que constituye su única fuente de ingreso. Litoral Gas, es una compañía consti-tuida en Argentina, que desarrolla sus operaciones exclusivamente en el país. Su actividad consiste en la distribución de gas natural por redes en el área geográfica conformada por la provin-cia de Santa Fe y la zona norte de la provincia de Buenos Aires. Inició sus operaciones en diciembre de 1992, a partir de la privatización de la empresa pública Gas del Estado S.E.

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Litoral Gas presta servicios a aproxima-damente de 640 mil clientes residencia-les, comerciales, industriales, usinas, expendedores de gas natural compri-mido y subdistribuidores, contando para ello con 1.855 km de gasoductos y 9.305 km de redes de distribución. Las inversiones de capital para el presente ejercicio superaron los US$3 millones, totalizando US$149 millo-nes aproximadamente en el período 1993/2011. ECS se consolidó como asesor de empresas del sector energético en Argentina y Latinoamérica, mediante la prestación de servicios de gestión del transporte y abastecimiento de gas natural y otros combustibles para clientes industriales, el desarrollo de proyectos de optimización de consumo y utilización de la energía, operaciones financieras relacionadas con la energía y desarrollo de proyectos de infraes-tructura, entre otros.

perúLa compañía asociada Transportadora de gas del Perú S.A. (TgP), es la con-cesionaria encargada del transporte de gas natural (GN) y líquidos de gas natural (LGN) desde los yacimientos de Camisea en la selva hasta la costa peruana, Pisco en el caso de LGN y Lurín en el caso de GN. Desde enero de 2002 hasta agosto de 2004, mes en el que iniciaron las ope-raciones de la empresa, se construye-ron 730 km de ducto por el que fluye el gas natural desde Camisea hasta el City Gate en Lurín, y 560 km de duc-to por el que fluyen los líquidos de gas natural hasta la planta de fracciona-miento en Pisco, los cuales constituyen los principales activos de la compañía.Por otro lado, la subsidiaria COGA, es la encargada de la operación y mante-nimiento del sistema de transporte de

gas natural y líquidos de gas natural propiedad de TgP y brinda diversos servicios relacionados con la expan-sión del sistema de transporte de gas natural y líquidos de gas natu-ral. Adicionalmente, COGA ha prestado a TgP servicios por trabajos de estabili-zación, geotecnia, control de erosión y revegetación de los suelos en los que se despliega el sistema de transporte de gas natural y de líquidos de gas natural del Proyecto Camisea.

MéxicoEn diciembre de 2009, la subsidiaria Norpower S.A. de C.V. (“Norpower”) y PEP celebraron un contrato de obra pública por un plazo de diez años a cargo del servicio de aseguramiento de la integridad y confiabilidad de los ductos que conforman el Sistema 3. El contrato se divide en dos fases, la fase 1, de 36 meses y la fase 2, de 84 meses. El plazo del contrato puede ampliarse mediante la celebración de un conve-nio modificatorio entre las partes.El Sistema 3, ubicado al Sudeste de México, se trata de un sistema de 1.400 km de ductos. El contrato contempla principalmente actividades de mante-nimiento de ductos, derechos de vía (DDV) y puntos de medición; provisión de asistencia técnica a PEP en lo refe-rido a operación y mantenimiento de ductos y la realización de trabajos es-pecíficos de sustitución, modificación, bajado, tapado y desmantelamiento de tramos de cañería, entre otros.


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Tecpetrol International S.A. Memoria y Estados … · formación contable por el ejercicio ... En el informe de Bureau Veritas antes mencionado, se destacó que las accio-nes en temas