PETROBRAS ARGENTINA S.A. (antes Petrobras Energía S.A.) Estados Contables. al 30 de Setiembre de 2010

Transcripción

1 (antes Petrobras Energía S.A.) Estados Contables al 30 de Setiembre de 2010

2 Estados Contables al 30 de Setiembre de 2010 Reseña Informativa Reseña Macroeconómica Análisis de los Resultados Consolidados Síntesis de la Estructura Patrimonial y de Resultados Datos Estadísticos Avance en el cumplimiento del plan de implementación de las NIIF Cotización de la Acción de la Sociedad Perspectivas Estados Contables Consolidados Balances Generales Estados de Resultados Estados de Flujo de Efectivo Notas a los Estados Contables Anexos A, E, F, G, H, I, y K Estados Contables Individuales Balances Generales Estados de Resultados Estados de Evolución del Patrimonio Neto Estados de Flujo de Efectivo Notas a los Estados Contables Anexos A, C, F, G, H, I, J y K Información solicitada por el art. 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires 97 Informe de Revisión Limitada Informe de la Comisión Fiscalizadora 1

3 RESEÑA MACROECONÓMICA TERCER TRIMESTRE DE 2010 Contexto Internacional La economía mundial registró una moderada desaceleración del crecimiento en el tercer trimestre del año, donde tanto los países desarrollados como los emergentes registraron menores tasas de crecimiento que en los períodos previos. En este contexto de cierta debilidad de la actividad económica, la mayoría de los países mantuvieron políticas monetarias laxas y renovaron compromisos para apoyar con medidas concretas la recuperación del nivel de actividad. Tanto los organismos internacionales como Estados Unidos insistieron con la necesidad de evitar el manejo discrecional de las cotizaciones de las monedas nacionales, especialmente por parte de China, y una eventual espiralización de devaluaciones competitivas. El dólar se debilitó frente a las principales monedas de referencia, como el euro y el yen, así como también frente al oro. Las tasas de interés de largo plazo continuaron con una tendencia descendente y en niveles particularmente bajos en términos históricos. Petróleo El tercer trimestre del año evidenció precios del petróleo sostenidos continuando con la inercia de comienzos de año donde el crudo de referencia West Texas Intermediate (WTI) promedió un valor de 76,1 dólares por barril, mínimamente a la baja respecto del segundo trimestre. El freno en el precio de las commodities comenzó a manifestarse con los primeros episodios de la crisis fiscal en la eurozona, más tarde reforzado por la nueva desaceleración de la economía estadounidense. Así, la buena performance general de las economías emergentes se topó con el difícil panorama del mundo desarrollado, ocasionando una suerte de techo al menos temporal para los precios del petróleo, incluso a pesar de la depreciación del dólar respecto de la mayoría de las divisas internacionales de referencia. La demanda en el período trepó 1,13 millones de barriles día (1,3%), cuarta alza interanual consecutiva desde el pico de la crisis en Las naciones en desarrollo explicaron más del 80% de dicha suba, destacándose China, Medio Oriente, Asia y Latinoamérica. Respecto del mundo desarrollado, el buen desempeño de América del Norte fue opacado por tasas negativas de demanda en la Unión Europea y los países desarrollados de Asia. La oferta, por su parte, se incrementó en 1,41 millones de barriles día (1,7%), también su cuarta alza interanual consecutiva, desacelerando su ritmo de expansión reciente a fin de evitar una situación de sobre-abastecimiento. La OPEP agregó volumen en forma moderada por 0,56 millones de barriles, ó 1,7% interanual (incluidos 0,29 millones de barriles de crudo no convencional), explicando así el 40% del incremento global. Los países por fuera de la OPEP, responsables por el restante 60% (0,85 millones de barriles día, 1,7%) mostraron comportamientos mayormente al alza, destacándose los países integrantes de la ex URSS, Latinoamérica y América del Norte, en contraposición a la baja estructural del Mar del Norte. Argentina La economía argentina mantuvo en el tercer trimestre de 2010 un ritmo de crecimiento interanual elevado, aunque con un avance moderado con respecto al trimestre anterior. Las bajas temperaturas provocaron un aumento de la demanda de gas por parte de usuarios residenciales, provocando ciertas restricciones al aprovisionamiento del fluido en la industria y afectando parcialmente su desempeño. El saldo comercial positivo mantuvo la tendencia decreciente observada a comienzos de año, de la mano del alto crecimiento de las importaciones y a pesar de una dinámica importante en las exportaciones, apuntaladas por la recuperación de volúmenes asociados con la buena cosecha y por precios internacionales elevados. A pesar de la contracción observada en la balanza comercial, la oferta de dólares resultó superavitaria, permitiendo al Banco Central de la República Argentina sumar reservas por cerca de millones de dólares, en un contexto de tipo de cambio estable. El dólar cerró el período en 3,96 pesos por dólar, un 1% por encima del cierre del trimestre anterior. El riesgo país mostró una clara tendencia descendente, iniciando el trimestre por sobre los 800 puntos básicos, para ubicarse al cierre por debajo de los 700. Tanto la producción de petróleo como la de gas mantuvieron en el año una tendencia declinante, aunque en el trimestre la producción de petróleo crudo mostró cifras interanuales positivas al compararse contra meses del año 2009 en los cuales la actividad se había visto afectada por acciones gremiales. La oferta local de gas, que ha declinado en 2010 a tasas por sobre la de crudo, continuó siendo complementada en forma creciente por importaciones desde Bolivia y por barco (LNG). 2

4 La demanda de combustibles, en línea con el mayor nivel de actividad, mostró tasas de crecimiento interanual importantes, tanto en el caso del gasoil como en el de las naftas. La utilización de la capacidad instalada en la refinación del petróleo se ubicó cerca del 90%. La demanda de energía eléctrica del tercer trimestre de 2010 subió 7% con respecto al mismo período del año anterior, con un marcado aumento del uso de combustibles líquidos. En el mes de agosto se alcanzó un nuevo récord histórico de demanda de potencia: MWh. 3

5 ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS CONSOLIDADOS De acuerdo con los procedimientos establecidos en la Resolución Técnica ( RT ) N 21 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas ( FACPCE ), la Sociedad consolida línea por línea sus estados contables con los respectivos estados contables de las sociedades en las que ejerce directa o indirectamente el control societario y el control conjunto de las mismas. Se verifica una situación de control conjunto cuando la totalidad de los socios o bien los que posean la mayoría de los votos, en virtud de acuerdos escritos, han resuelto compartir el poder de definir y dirigir las políticas operativas y financieras de una sociedad. Al 30 de setiembre de 2010 y 2009, Petrobras Argentina ejerce el control conjunto en Distrilec Inversora S.A. ( Distrilec ) y en Compañía de Inversiones de Energía S.A. ( CIESA ). En la consolidación de las sociedades en las que se ejerce el control societario, los importes de la inversión en la sociedad controlada y la participación en sus resultados y flujos de efectivo se reemplazan por la totalidad de los activos, pasivos, resultados y flujos de efectivo de la controlada, reflejando separadamente la participación minoritaria de terceros en las sociedades controladas. Los créditos y deudas y las operaciones entre miembros del grupo consolidado se eliminan en la consolidación. Los resultados originados por operaciones entre miembros del grupo consolidado no trascendidos a terceros se eliminan totalmente. En la consolidación de sociedades en las que se ejerce el control conjunto, los importes de la inversión en la sociedad bajo control conjunto y la participación en sus resultados y flujos de efectivo se reemplazan por la proporción que le corresponde a la Sociedad de acuerdo con su tenencia accionaria en sus activos, pasivos, resultados y flujos de efectivo. Los créditos y deudas y las operaciones entre miembros del grupo consolidado y las sociedades bajo control conjunto se eliminan en la consolidación en proporción a la tenencia accionaria de la Sociedad. A los efectos de evaluar la gestión de los negocios, la Dirección de la Sociedad analiza por separado los resultados y la situación patrimonial de CIESA y de Distrilec, compañías bajo control conjunto compartido con terceros ajenos al Grupo de Control. En consecuencia, y de manera congruente con la visión de la Dirección, el análisis incluido a continuación se realiza sobre la base de los resultados consolidados de la Compañía sin considerar los efectos correspondientes a la consolidación proporcional de los resultados de CIESA y de Distrilec y, por lo tanto, no resulta directamente comparable con la información reportada en los estados contables. Algunos montos y porcentajes incluidos en el presente análisis han sido redondeados. Por ende, es posible que las cifras que figuran como totales en algunos cuadros no constituyan la suma exacta. 4

6 El siguiente cuadro expone los resultados de la Sociedad correspondiente a los períodos de tres meses finalizados el 30 de setiembre de 2010 y 2009 de conformidad con las normas contables profesionales y, comparativamente a los efectos del presente análisis, los resultados pro forma que excluyen los efectos de la consolidación proporcional de CIESA y de Distrilec. A los efectos de este último propósito, los resultados de CIESA y Distrilec, consolidados proporcionalmente en los estados contables, son analizados conjuntamente en Resultados de Inversiones no Corrientes. (cifras en millones de pesos) Utilidad neta: La utilidad neta totalizó Ps.167 millones en el presente período y Ps.131 millones en el período comparativo. Ventas netas: Las ventas netas aumentaron Ps.666 millones, a Ps millones de Ps millones del período comparativo, derivado principalmente de incrementos en los segmentos de Refinación y Distribución y Gas y Energía, que aumentaron Ps.539 millones y Ps.87 millones, respectivamente. Utilidad bruta: La utilidad bruta del período 2010 aumentó Ps.63 millones, a Ps.731 millones de Ps.668 millones, evidenciada principalmente en el segmento de Gas y Energía. Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización registraron valores similares en ambos períodos, totalizando Ps.392 millones en el período actual y Ps.390 millones en el período comparativo. Gastos de exploración: Ver Exploración y Producción de Petróleo y Gas. Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos totalizaron pérdidas de Ps.36 millones y Ps.20 millones para los períodos 2010 y 2009, respectivamente, generado principalmente en los segmentos de Exploración y Producción de Petróleo y Gas y de Petroquímica. 5

7 Utilidad operativa: La utilidad operativa se incrementó Ps.53 millones, a Ps.288 millones en el período actual de Ps.235 millones del período comparativo, principalmente por las mejoras observadas en el segmento de Gas y Energía. Resultados de inversiones no corrientes: El resultado por la participación en inversiones no corrientes totalizó ganancias de Ps.17 millones y Ps.47 millones en los períodos 2010 y 2009, respectivamente. La menor ganancia reconocida en el período actual se corresponde principalmente con la variación de los resultados derivados de las participaciones accionarias en las Empresas Mixtas de Venezuela, que en el período comparativo aportaron utilidades de Ps.28 millones, mientras que en el período actual no se registraron resultados significativos. Resultados financieros y por tenencia: Los resultados financieros y por tenencia representaron pérdidas de Ps.61 millones en 2010 y Ps.95 millones en el período comparativo. El menor cargo del período actual está determinado principalmente por un menor cargo por intereses netos como consecuencia del menor nivel de endeudamiento. Otros (egresos) ingresos, netos: Los otros (egresos) ingresos, netos totalizaron una ganancia de Ps.1 millón en el período 2009, y no tuvo cargos en el período actual. Impuesto a las ganancias: El cargo por impuesto a las ganancias totalizó Ps.77 millones en el período 2010 de Ps.56 millones en período comparativo, como consecuencia de la mejora evidenciada en los resultados del período actual. 6

8 ANÁLISIS DE LA UTILIDAD OPERATIVA Exploración y Producción de Petróleo y Gas Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento de negocios de Exploración y Producción de Petróleo y Gas disminuyó Ps 2 millones, a Ps.167 millones de Ps.169 millones del período comparativo. El siguiente cuadro expone la integración de la utilidad operativa del segmento de negocios: Ventas netas: Las ventas netas del segmento de negocios correspondientes al período 2010 aumentaron Ps.10 millones, a Ps.883 millones de Ps.873 millones del período comparativo. Las ventas de petróleo crudo aumentaron un 9,4%, a Ps.745 millones de Ps.681 millones, como consecuencia de la mejora del 18,9% en los precios promedio de venta, parcialmente compensado por una retracción del 8% en los volúmenes comercializados. La mejora indicada en los precios de venta se deriva principalmente de la recuperación parcial de los precios locales en Argentina y, en menor medida, por el incremento de las referencias internacionales. Las ventas de gas registraron una disminución del 27,4% a Ps.127 millones en 2010 de Ps.175 millones en 2009, como consecuencia principalmente de una disminución en los precios de venta debido a que el período 2010 registró un cambio en la composición de las ventas producto del incremento de la demanda en el segmento residencial (consumo domiciliario) y, en menor medida, por una retracción en los volúmenes comercializados. Utilidad bruta: La utilidad bruta del segmento de negocios en el presente período disminuyó Ps.24 millones, a Ps.266 millones de Ps.290 millones. La baja evidenciada en el período 2010 es consecuencia básicamente del menor volumen comercializado de petróleo equivalente indicado anteriormente y, en menor medida, del incremento del lifting cost ( costo de extracción ) principalmente en Argentina derivado de reconocimientos inflacionarios en las tarifas de servicios petroleros y por la mayor demanda de servicios de pulling y workover, característica de los campos maduros de Argentina. El respectivo margen sobre ventas disminuyó a 30,1% en 2010 de 33,2% en el período comparativo. Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización totalizaron Ps.44 millones en ambos períodos. Gastos de exploración: Los gastos de exploración totalizaron Ps.15 millones y Ps.23 millones en los períodos 2010 y 2009, respectivamente. En el período 2010 el cargo se corresponde principalmente con gastos geológicos y geofísicos onshore en Argentina y el cargo del período 2009 se corresponde principalmente con gastos geológicos y geofísicos e inversiones en pozos exploratorios offshore en el Golfo San Jorge en Argentina. 7

9 Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos representaron pérdidas de Ps.40 millones y Ps.54 millones, respectivamente. Los resultados de ambos períodos se corresponden principalmente con los costos asociados a la capacidad de transporte no utilizada, derivada del contrato con Oleoducto de Crudos Pesados S.A., que representó pérdidas por Ps.31 millones y Ps.20 millones para los períodos 2010 y 2009, respectivamente. El período 2009 contiene cargos asociados a acuerdos gremiales en concepto de sueldos por paros de equipos y suspensión de actividades. Refinación y Distribución Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento Refinación y Distribución totalizó Ps.43 millones y Ps.58 millones en los períodos 2010 y 2009, respectivamente. El siguiente cuadro expone la integración del resultado operativo del segmento de negocios: (cifras en millones de pesos) Ventas netas: Las ventas de productos refinados en el período 2010 aumentaron Ps.539 millones, a Ps millones de Ps millones del período comparativo, principalmente por la recomposición parcial de los precios de venta en el mercado local de gas oil y naftas, por la suba de los precios internacionales de referencia en el caso de los productos alineados con dichas referencias y por el incremento en los volúmenes comercializados. En el período actual, el volumen comercializado de gas oil, naftas comerciales, fuel oil e IFOs y otros derivados totalizó 418,4 mil metros cúbicos, 189,5 mil metros cúbicos, 217,1 mil metros cúbicos y 187,4 mil metros cúbicos, respectivamente. En el período comparativo, el volumen comercializado de gas oil, naftas comerciales, fuel oil e IFOs y otros derivados totalizó 406,2 mil metros cúbicos, 180,8 mil metros cúbicos, 153,4 mil metros cúbicos y 188,5 mil metros cúbicos, respectivamente. Utilidad bruta: La utilidad bruta registró valores similares en ambos períodos, totalizando Ps.181 millones y 180 millones en 2010 y 2009, respectivamente. El margen bruto registró una retracción al 9,2% del 12,5%, debido al incremento de los costos de compra de petróleo y de otros productos y la imposibilidad de trasladar en su totalidad esos mayores costos a los precios de venta. Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización se incrementaron a Ps.147 millones de Ps.128 millones en el período comparativo, principalmente como consecuencia del incremento de gastos e impuestos asociados con las mayores ventas y con el incremento de las tarifas de fletes. Petroquímica 8

10 Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento Petroquímica en el período 2010 disminuyó Ps.21 millones, a Ps.34 millones de Ps.55 millones. El siguiente cuadro expone la integración de la utilidad operativa del segmento de negocios: (cifras en millones de pesos) Ventas netas: En el período 2010, las ventas netas aumentaron Ps.29 millones, a Ps.879 millones de Ps.850 millones del período comparativo (neto de eliminaciones de operaciones entre estirénicos Argentina e Innova por Ps.10 millones y Ps.64 millones en los períodos 2010 y 2009, respectivamente), principalmente como consecuencia de una mejora general de los precios de venta, en línea con los valores de las referencias internacionales y por un incremento en los volúmenes comercializados de estirénicos en Brasil, efectos parcialmente compensados por la discontinuación del negocio de fertilizantes en el primer trimestre de 2010, el cual aportó ingresos por ventas por Ps.191 millones en el período Las ventas de productos estirénicos en Argentina aumentaron Ps.29 millones, a Ps.332 millones en 2010 de Ps.303 millones del período comparativo, como consecuencia principalmente de una recuperación en torno al 22% en los precios medios de venta, parcialmente compensado por una retracción del 11% en los volúmenes comercializados.. Las ventas de estirénicos en Brasil aumentaron Ps.137 millones, a Ps.557 millones de Ps.420 millones, por un efecto combinado de un crecimiento del 15,9% en los volúmenes comercializados y una mejora del 14,4% en los precios de venta, en línea con las referencias internacionales. El incremento en los volúmenes comercializados de estireno y poliestireno se corresponde con el crecimiento de la demanda en el mercado brasileño, totalizando 81,4 mil toneladas en el período actual. Utilidad bruta: La utilidad bruta disminuyó Ps.17 millones, a Ps.143 millones de Ps.160 millones del período comparativo, principalmente como consecuencia de mayores costos variables producto de incrementos en los costos de algunas materias primas, en línea con las referencias internacionales, y utilities, los cuales en Argentina sólo pudieron ser parcialmente trasladados a los precios de venta. Este efecto se compensa parcialmente con el incremento de la utilidad bruta en Brasil. El margen bruto de ventas se contrajo al 16,3% en el período actual del 18,8% en el período comparativo. Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización disminuyeron a Ps.109 millones en el período actual de Ps.119 millones en el período comparativo, principalmente como consecuencia de los menores gastos del negocio de fertilizantes, el cual resultó discontinuado en el primer trimestre de 2010, parcialmente compensado por el incremento de gastos e impuestos asociados con las mayores ventas de estirénicos en Brasil. Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos representaron ganancias de Ps.14 millones en el período 2009, principalmente por ingresos derivados del Fundopem en Brasil. 9

11 Gas y Energía: Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento Gas y Energía en el período 2010 aumentó Ps.59 millones, a Ps.127 millones de Ps.68 millones. El siguiente cuadro expone la integración de la utilidad operativa del segmento de negocios: (cifras en millones de pesos) - Generación de Electricidad Utilidad operativa: En el período 2010 la utilidad operativa de las operaciones de generación de electricidad aumentó Ps.53 millones, a Ps.103 millones de Ps.50 millones. Ventas: En el período 2010 las ventas correspondientes a la generación de electricidad aumentaron Ps.123 millones, a Ps.356 millones de Ps.233 millones del período comparativo, principalmente por efecto de las mejoras en los precios medios de venta, incididos positivamente por el ingreso a despacho de la Central Genelba Plus, cuyos precios de venta resultan superiores a los valores medios del mercado por tratarse de energía adicional que se enmarca bajo el Programa Energía Plus. Las ventas correspondientes a la Central Genelba aumentaron Ps.23 millones, a Ps.176 millones de Ps.153 millones, como consecuencia de una mejora del 17,6% en el precio medio de venta a Ps.143,6 por MWh en el período 2010 de Ps.122,1 por Mwh en el período anterior. El volumen comercializado registró valores similares al período comparativo, totalizando GWh en Las ventas correspondientes a la Central Genelba Plus aumentaron Ps.51 millones, a Ps.66 millones de Ps.15 millones, como consecuencia de un efecto combinado de una mejora en el precio medio de venta y un incremento del volumen comercializado, a 179 GWh en el período 2010, de 83 GWh en el período comparativo, debido a que inició sus operaciones en agosto de

12 Las ventas correspondientes a Pichi Picún Leufú totalizaron Ps.34 millones en 2010 y Ps.32 millones en el período comparativo. Cabe indicar que la mejora del 33,4% en el precio medio de venta, a Ps.133,4 por MWh en el período 2010 de Ps.100 por Mwh en el período anterior, permitió neutralizar una retracción del 19,7% en la energía comercializada, que totalizó 257 GWh en 2010 y 320 GWh en 2009, como consecuencia de la menor hidraulicidad registrada en la Cuenca del Comahue. Utilidad bruta: La utilidad bruta de la actividad de generación aumentó Ps.54 millones, a Ps.106 millones en el período 2010 de Ps.52 millones en el período comparativo debido fundamentalmente a las mejoras indicadas en los precios medios de venta. En igual sentido, el margen bruto de ventas se incrementó al 29,8% del 22,3%. - Comercialización y Transporte de Hidrocarburos Utilidad operativa: En el período 2010, la utilidad operativa de las operaciones de Comercialización y Transporte de Hidrocarburos registró ganancias de Ps.19 millones y Ps.11 millones en los períodos 2010 y 2009, respectivamente. Ventas netas: En el presente período los ingresos por ventas aumentaron Ps.11 millones, a Ps.265 millones de Ps254 millones, principalmente como consecuencia del aumento en los ingresos por comercialización de gas y de líquidos. Los ingresos por la comercialización de gas se incrementaron en Ps.6 millones a Ps.196 millones de Ps.190 millones, debido principalmente a un incremento del 15% en el volumen comercializado, a 348 millones de pies cúbicos diarios en 2010 de 302,6 millones de pies cúbicos diarios en 2009, parcialmente compensado por una disminución del 9,3% en los precios medios de venta, como consecuencia de la interrupción del subsidio por la venta de gas a clientes residenciales y un mayor aporte al fideicomiso para el subsidio de la garrafa social. Los ingresos por la comercialización de líquidos aumentaron Ps.7 millones, a Ps.63 millones de Ps.56 millones, principalmente por un aumento del 19,4% en los precios medios de venta producto de la recuperación en los precios internacionales. Utilidad bruta: La utilidad bruta totalizó Ps.25 millones en el período 2010 y Ps.16 millones en el período comparativo. 11

13 SÍNTESIS DE LA ESTRUCTURA PATRIMONIAL, FINANCIERA Y DE RESULTADOS La información patrimonial que se presenta a continuación correspondiente al 30 de setiembre de 2008, 2007 y 2006 y la información de resultados y de flujo de efectivo de los períodos de nueve meses finalizados el 30 de junio de 2007 y 2006 no contienen los efectos de la fusión de la Sociedad con Petrobras Energía Participaciones S.A. 12

14 DATOS ESTADÍSTICOS 13

15 Avance en el cumplimiento del plan de implementación de las Normas Internacionales de Información Financiera ( NIIF ) Con fecha 30 de diciembre de 2009, la CNV emitió la Resolución General N 562/09 por la cual se establece la aplicación de la RT N 26 de la FACPCE que adopta, para ciertas entidades incluidas en el régimen de oferta pública de la Ley N , ya sea por su capital o por sus obligaciones negociables, o que hayan solicitado autorización para estar incluidas en el citado régimen, las normas internacionales de información financiera emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad ( IASB ). La aplicación de tales normas resultará obligatoria para la Sociedad a partir del ejercicio que se inicie el 1 de enero de Con fecha 13 de abril de 2010 el Directorio de la Sociedad ha aprobado el plan de implementación específico que llevará a cabo para la adopción de dichas normas contables. En cumplimiento de lo requerido por la Resolución General N 562/09 y sus modificatorias, y como resultado del monitoreo del plan de implementación específico de las NIIF, el Directorio no ha tomado conocimiento de circunstancia alguna que requiera modificaciones al referido plan o que indique un eventual desvío de los objetivos y fechas establecidos. 14

16 COTIZACIÓN DE LA ACCIÓN DE LA SOCIEDAD 15

17 Perspectivas La Sociedad mantiene sus planes de inversión y continúa gestionando los negocios para recomponer la rentabilidad, optimizando la utilización de capital de trabajo y gestionando sus operaciones de manera eficiente. En el negocio de Exploración y Producción de Petróleo y Gas tenemos el desafío de consolidar nuestro portafolio con el objetivo de incrementar reservas y producción, para lo cual desarrollaremos los proyectos actuales y buscaremos nuevas oportunidades, priorizando la Exploración como vehículo de crecimiento para el largo plazo. En el negocio de Refinación y Distribución proyectamos inversiones que nos permitan alcanzar las especificaciones de calidad que las normas legales establecen para los próximos años, como así también la incorporación de biocombustibles en nuestras naftas y gas oil. Nos focalizaremos en la búsqueda de rentabilidad de la operación, manteniendo la marca Petrobras como sinónimo de servicio, calidad y tecnología. En el negocio Petroquímico buscamos mantener y consolidar nuestra posición en el mercado de estirénicos. En el negocio de Gas y Energía continuaremos trabajando para asegurar el abastecimiento de los consumos propios y paralelamente desarrollar alternativas rentables de comercialización. La estrategia de la Compañía tiene también como pilar principal el sostenimiento del equilibrio financiero, con el objetivo de que los fondos que generen las operaciones nos permitan cumplir con las obligaciones asumidas y poder concretar nuestros proyectos de inversión. Carlos Alberto da Costa Director General Ejecutivo 16

18 PETROBRAS ARGENTINA S.A. (1) Maipú 1 - Piso 22 Ciudad Autónoma de Buenos Aires EJERCICIO ECONOMICO Nº 65 ESTADOS CONTABLES AL 30 DE SETIEMBRE DE 2010 Sociedad no adherida al Régimen estatutario optativo de oferta pública de adquisición obligatoria. Actividad principal de la Sociedad: Estudio, exploración y explotación de pozos hidrocarburíferos, el desarrollo de actividades mineras, la industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos y sus derivados, la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Fecha de inscripción en el Registro Público de Comercio: - Del estatuto: 7 de noviembre de De la última modificación del estatuto: 28 de mayo de Fecha en que se cumple el plazo de duración de la Sociedad: 18 de junio de Sociedad controlante: Petrobras Participaciones S.L (2) Actividad principal de la sociedad controlante: Inversora y financiera. Participación de la sociedad controlante en el capital social y en los votos: 67,2% (2) COMPOSICION DEL CAPITAL (3) - Expresado en pesos - (1) Ver Nota 1.c) a los estados contables individuales. (2) Ver Nota 15 a los estados contables individuales. (3) Ver Nota 10 a los estados contables individuales. JUAN C. CINCOTTA Por Comisión Fiscalizadora CPCECABA Tº45 Fº 71 Carlos Alberto da Costa Director General Ejecutivo 17

19 PETROBRAS ARGENTINA S.A. Y SOCIEDADES CONTROLADAS Y BAJO CONTROL CONJUNTO BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS AL 30 DE SETIEMBRE DE 2010 Y 31 DE DICIEMBRE DE 2009 (Expresados en millones de pesos) JUAN C. CINCOTTA Por Comisión Fiscalizadora CPCECABA Tº45 Fº 71 Carlos Alberto da Costa Director General Ejecutivo 18

20 PETROBRAS ARGENTINA S.A. Y SOCIEDADES CONTROLADAS Y BAJO CONTROL CONJUNTO ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS POR LOS PERÍODOS DE NUEVE MESES TERMINADOS EL 30 DE SETIEMBRE DE 2010 Y 2009 (Expresados en millones de pesos) JUAN C. CINCOTTA Por Comisión Fiscalizadora CPCECABA Tº45 Fº 71 Carlos Alberto da Costa Director General Ejecutivo 19

21 PETROBRAS ARGENTINA S.A. Y SOCIEDADES CONTROLADAS Y BAJO CONTROL CONJUNTO ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADOS POR LOS PERÍODOS DE NUEVE MESES TERMINADOS EL 30 DE SETIEMBRE DE 2010 Y 2009 (Expresados en millones de pesos) JUAN C. CINCOTTA Por Comisión Fiscalizadora CPCECABA Tº45 Fº 71 Carlos Alberto da Costa Director General Ejecutivo 20

22 INDICE DE LAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS 1. Estados contables consolidados a) Bases de presentación y sociedades consolidadas b) Estados contables utilizados c) Criterios de valuación 2. Inversiones, resultado de inversiones no corrientes y dividendos cobrados a) Inversiones b) Resultado de inversiones no corrientes c) Dividendos cobrados Participación en áreas de petróleo y gas Financiación Composición de la deuda Endeudamiento de Edesur Endeudamiento de CIESA Endeudamiento de TGS Otros créditos, bienes de cambio, otros pasivos, otros resultados operativos, otros (egresos) ingresos, netos, información suplementaria al estado de flujo de efectivo y operaciones discontinuadas Impuesto a las ganancias e impuesto diferido Saldos y operaciones con sociedades pertenecientes al mismo grupo económico Avales, fianzas y garantías otorgadas Información por segmento de negocios Información geográfica 43 21

23 PETROBRAS ARGENTINA S.A. Y SOCIEDADES CONTROLADAS Y BAJO CONTROL CONJUNTO NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS AL 30 DE SETIEMBRE DE 2010 (Cifras expresadas en millones de pesos, excepto donde se indica en forma expresa) 1. Estados contables consolidados En virtud de lo dispuesto por la Resolución N 368/01 de la Comisión Nacional de Valores ( CNV ), la presentación de los estados contables consolidados debe efectuarse precediendo a los estados contables individuales de la emisora. Esta disposición sólo implica un cambio de ubicación de la información consolidada, no modificando el carácter de información principal de los estados contables individuales y el de complementarios de los estados contables consolidados, de acuerdo con lo establecido por la Ley de Sociedades Comerciales y las normas profesionales vigentes. Por tal motivo y para su correcta interpretación, los presentes estados contables consolidados deben ser leídos junto con los estados contables individuales, que se presentan a continuación de la presente información consolidada. a) Bases de presentación y sociedades consolidadas De acuerdo con el procedimiento establecido en la Resolución Técnica ( RT ) Nº 21 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas ( FACPCE ), Petrobras Argentina S.A., en adelante Petrobras Argentina o la Sociedad, ha consolidado línea por línea sus estados contables con los respectivos estados contables de las sociedades en las que ejerce el control societario y el control conjunto de las mismas. Se verifica una situación de control conjunto cuando la totalidad de los socios, o bien los que posean la mayoría de los votos, en virtud de acuerdos escritos, han resuelto compartir el poder de definir y dirigir las políticas operativas y financieras de una sociedad. Al 30 de setiembre de 2010 y al 31 de diciembre de 2009 la Sociedad ejerce el control conjunto en Distrilec Inversora S.A. ( Distrilec ) y en Compañía de Inversiones de Energía S.A. ( CIESA ). Durante el período de nueve meses finalizado el 30 de setiembre de 2009 la sociedad ejerció el control conjunto en Distrilec, CIESA y Petrobras Valores Internacional de España S.L. (PVIE). Con respecto a esta última sociedad ver nota 6.II a los estados contables individuales. En la consolidación de las sociedades en las que se ejerce el control societario, los importes de la inversión en la sociedad controlada y la participación en sus resultados y flujos de efectivo se reemplazan por la totalidad de los activos, pasivos, resultados y flujos de efectivo de la controlada, reflejando separadamente la participación minoritaria de terceros en las sociedades controladas. Los créditos y deudas y las operaciones entre miembros del grupo consolidado se eliminan en la consolidación. Los resultados originados por operaciones entre miembros del grupo consolidado no trascendidos a terceros se eliminan totalmente. En la consolidación de sociedades en las que se ejerce el control conjunto, los importes de la inversión en la sociedad bajo control conjunto y la participación en sus resultados y flujos de efectivo, se reemplazan por la proporción que le corresponde a la Sociedad de acuerdo con su tenencia accionaria en sus activos, pasivos, resultados y flujos de efectivo. Los créditos y deudas y las operaciones entre miembros del grupo consolidado y las sociedades bajo control conjunto se eliminan en la consolidación en proporción a la tenencia accionaria de la sociedad controlante. La información sobre las participaciones en otras sociedades relacionadas se expone en el Anexo I. 22

24 b) Estados contables utilizados Para la consolidación se han utilizado los estados contables de las sociedades controladas y bajo control conjunto al 30 de setiembre de 2010 y 2009 y al 31 de diciembre de 2009, o bien la mejor información contable disponible a tales fechas, adaptados a igual período de tiempo respecto de los estados contables de la Sociedad. Asimismo, han sido considerados los ajustes para adaptar los criterios de valuación a los de la Sociedad. c) Criterios de valuación En adición a lo indicado en los estados contables individuales, los principales criterios de valuación utilizados en la preparación de los presentes estados contables consolidados son los siguientes: - Bienes de uso: El costo de los bienes de uso correspondientes a Transportadora de Gas del Sur S.A. ( TGS ) fue determinado en función al precio efectivamente pagado por el 70% del capital accionario de TGS en el momento de la respectiva privatización. Dicho precio sirvió de base para determinar el total del capital accionario, al cual se le adicionó el importe de las deudas iniciales asumidas en el Contrato de Transferencia para determinar el valor inicial de los bienes de uso. Dicho costo fue reexpresado en moneda homogénea según se describe en la Nota 2.I a los estados contables individuales. - Reconocimiento de ingresos: Los ingresos por ventas generados por el transporte en firme de gas natural se reconocen por la reserva devengada de capacidad de transporte contratada, independientemente de los volúmenes transportados. Los ingresos generados por el transporte interrumpible de gas y por ciertos contratos de producción y comercialización de líquidos del gas natural (LGN), se reconocen en el momento de la entrega del gas natural y de los líquidos a los clientes, respectivamente. Para otros contratos de producción de LGN y otros servicios, los ingresos se reconocen cuando se prestan los servicios. Los ingresos por ventas derivados de la distribución de energía se reconocen con la prestación efectiva del servicio, considerando la porción facturada que surge de la lectura periódica de medidores y un estimado devengado y no facturado por los servicios consumidos entre la última fecha de lectura y el cierre del período. Los servicios devengados y no facturados al cierre de cada período se estiman en función al consumo diario estimado de energía para los días posteriores a la última lectura de los medidores, basándose en el consumo histórico de los clientes y ajustados por factores meteorológicos u otros factores mensurables que puedan afectar dicho consumo. 23

25 2. Inversiones, resultado de inversiones no corrientes y dividendos cobrados La composición de las inversiones corrientes y no corrientes, el resultado de inversiones no corrientes y los dividendos cobrados se detallan a continuación: a) Inversiones: (1) Nota 8.II a los estados contables individuales. (2) Nota 5.II a los estados contables individuales. (3) Corresponde a la activación de la diferencia de cambio de CIESA. 24

26 b) Resultado de inversiones no corrientes: c) Dividendos cobrados 3. Participación en áreas de petróleo y gas Operaciones en Ecuador En Ecuador, los contratos de explotación del Bloque 18 prevén la libre disponibilidad del crudo producido y contempla porcentajes de producción a favor del Estado Ecuatoriano del 40% en el campo Pata y del 60% en el campo Palo Azul. Adicionalmente, y conforme a la Ley de Equidad Tributaria, el Estado Ecuatoriano recibe el 70% de los ingresos por sobre un precio base de U$S 45,43 por barril. Contratos Modificatorios del Contrato de Participación del Bloque 18 El 31 de octubre de 2008, EcuadorTLC S.A., Teikoku Oil Ecuador y Petroecuador, entre otros, suscribieron los Contratos Modificatorios que regulan la explotación del Bloque 18 y Palo Azul hasta que las partes negocien la migración a una nueva modalidad contractual. A través de los indicados contratos modificatorios, la participación del Estado Ecuatoriano en la producción de los campos Pata y Palo Azul se incrementó al 40% y 60%, respectivamente. 25

27 Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos Con fecha 26 de julio de 2010, se aprobó por ministerio de ley la reforma a la Ley de Hidrocarburos vigente que establece, entre otras cosas, desde el día posterior a su publicación, la obligatoriedad de migrar a una nueva modalidad contractual antes del 24 de noviembre de A la fecha de emisión de los presentes estados contables, dentro del proceso de negociación para la migración a la nueva modalidad contractual, EcuadorTLC y sus socios se encuentran analizando el modelo de contrato de prestación de servicios propuesto por el Estado Ecuatoriano, efectuando las consultas y sugerencias sobre el mismo al Ministerio de Recursos Naturales No Renovables de Ecuador. Contrato de transporte de crudo con Oleoducto de Crudos Pesados Ltd. (OCP) La Sociedad mantiene un contrato con OCP, en virtud del cual se ha asegurado una capacidad de transporte de petróleo de barriles diarios por el término de 15 años a partir del 10 de noviembre de El contrato de transporte es del tipo Ship or Pay, por lo cual la Sociedad debe cumplir con sus obligaciones contractuales por la totalidad del volumen contratado, con prescindencia del volumen real transportado, abonando, al igual que los restantes productores, una tarifa que cubre, entre otros, los costos operativos y servicios financieros de OCP. Al 30 de setiembre de 2010 dicha tarifa ascendía a U$S 2,27 por barril. Los costos por capacidad de transporte son facturados por OCP y cargados a gastos mensualmente. Al respecto, los costos correspondientes al volumen de crudo efectivamente transportado se imputan en la línea Gastos de administración y comercialización, mientras que la porción correspondiente a la capacidad de transporte contratada y no utilizada, se expone en la línea Otros resultados operativos (Nota 5.d). La Sociedad estima que durante la vigencia del contrato de transporte Ship or Pay se configurarán sucesivos excedentes de la capacidad de transporte total contratada respecto a la propia producción de crudo. Esta presunción está basada en la estimación actual de las reservas de la Compañía en Ecuador. En consideración a esta situación, y con la finalidad de mitigar los efectos derivados de la situación descripta, la Sociedad negocia periódicamente la venta de capacidad de transporte contratada. Con fecha 31 de diciembre de 2008, la Sociedad suscribió con Petroecuador el Convenio de uso de capacidad garantizada de transporte de petróleo por el Oleoducto de Crudos Pesados, por el cual el Estado Ecuatoriano asumió el compromiso de que el crudo disponible de su propiedad que transporta por el OCP, a partir del 1 de enero de 2009 se efectúe con cargo a la capacidad de transporte de petróleo contratada por la Sociedad, hasta un volumen máximo de barriles por día. Adicionalmente, la Sociedad ha vendido capacidad por transporte de aproximadamente barriles diarios de petróleo para el período julio de 2004 a enero Finalmente, el 40% del compromiso contractual neto, resultante de lo descripto, ha sido asumido por Teikoku Oil Ecuador, como contraprestación por la cesión a esta Sociedad de la participación del 40% en el Bloque 18 y Palo Azul. La Sociedad debe mantener cartas de crédito a los efectos de asegurar el cumplimiento de sus compromisos financieros relacionados al contrato de transporte Ship or Pay con OCP y los correspondientes a las obligaciones comerciales de OCP. Dichas cartas de crédito, con vencimiento final en diciembre de 2018, se liberarán gradualmente en la misma proporción en que se extingan los compromisos indicados. Al 30 de setiembre de 2010, la Sociedad mantiene cartas de crédito por un total aproximado de U$S 89 millones. A medida que las cartas de crédito venzan, la Sociedad deberá renovarlas, reemplazarlas o en su defecto dichos montos deberán ser integrados en efectivo. 26

28 Recuperabilidad de las inversiones A partir de 2006, y con especial énfasis durante el año 2007, el Gobierno Ecuatoriano implementó profundas reformas tributarias y regulatorias en la economía del país, las cuales en particular se han focalizado en la industria de los hidrocarburos. El conjunto de estos cambios modificó significativamente las condiciones establecidas en oportunidad del otorgamiento de los contratos de participación, afectando adversamente las previsiones de rentabilidad de los proyectos actuales, con el consecuente impacto negativo en la evaluación de su recuperabilidad. En consecuencia, al 30 de setiembre de 2010 y 31 de diciembre de 2009 la Sociedad mantiene previsiones por desvalorización por 122 y 195, respectivamente (Anexo E). En la estimación del respectivo valor recuperable, la Sociedad incluyó la incidencia del compromiso contractual neto con OCP. Cambios en las participaciones en áreas de petróleo y gas Durante el segundo trimestre de 2010, concluyeron sin éxito los trabajos de evaluación del potencial del Campo Tibú, ubicado en la Cuenca Catatumbo en Colombia, motivo por el cual el Consorcio Tibú, del cual Petrobras Argentina es parte, comunicó oficialmente a las autoridades colombianas su decisión de suspender las operaciones y restituir el área en cuestión, la cual constituía el único activo de la Sociedad en Colombia. En consecuencia, en el período de nueve meses finalizado el 30 de setiembre de 2010 la Sociedad dio de baja el valor activado en pozos exploratorios por 45, cargo que se incluye en la línea Gastos de exploración del Estado de Resultados. 4. Financiación El detalle de los préstamos al 30 de setiembre de 2010 y 31 de diciembre de 2009 es el siguiente: 27

29 Detalle de la deuda a largo plazo El pasivo por préstamos no corrientes al 30 de setiembre de 2010 se compone de la siguiente manera: Los vencimientos de los préstamos no corrientes al 30 de setiembre de 2010 son los siguientes: Endeudamiento de Edesur Edesur mantiene un programa global de obligaciones negociables, cuyo vencimiento opera el 14 de octubre de 2013, por hasta un monto máximo de capital en circulación en cualquier momento de U$S 450 millones o su equivalente en otras monedas. Al 30 de setiembre de 2010, bajo el programa global se encuentra en circulación la Clase 7, por un valor nominal de 132, a una tasa de interés anual del 11,75%. El destino de los fondos ingresados ha sido la refinanciación de pasivos y la recomposición del capital de trabajo. 28

30 Adicionalmente, Edesur mantiene contratos de préstamos con instituciones bancarias, algunos de los cuales contienen cláusulas de incumplimiento cruzado o cross default, según las cuales los bancos acreedores pueden declarar vencida y exigible la totalidad de los importes adeudados, en caso de que cualquier endeudamiento no sea cancelado oportunamente, siempre que dichos importes vencidos y no pagados excedan los montos estipulados en los contratos. Asimismo, parte de estos contratos cuentan con cláusulas de aceleración cruzada o cross acceleration, que consisten en que los bancos acreedores pueden declarar vencida y exigible la totalidad de los importes a ellos adeudados, en caso que le sea requerida a Edesur la precancelación de cualquier otro endeudamiento en hipótesis previstas en esos contratos. A la fecha de emisión de los presentes estados contables Edesur ha cumplido con todas las cláusulas y requisitos estipulados en los contratos de préstamo. Endeudamiento de CIESA Como consecuencia del nuevo escenario macroeconómico configurado en la Argentina a partir de la sanción de la Ley de Emergencia Pública (ver Nota 5.II a los estados contables individuales), CIESA no pagó a su vencimiento, en abril de 2002, el capital y la última cuota de intereses, así como tampoco acuerdos de cap y collar de tasa de interés. Como consecuencia de ello, el endeudamiento de CIESA en cesación de pagos por un total de U$S 296 millones ha sido incorporado a través de la consolidación proporcional y ha sido reclasificado al rubro Préstamos corrientes. En abril de 2004, Petrobras Argentina y Enron Pipeline Company Argentina S.A., una subsidiaria de Enron Corp (EPCA), en ese entonces únicos accionistas de CIESA celebraron un Acuerdo Marco de Conciliación y Renuncias Mutuas (Acuerdo Marco) por el cual, entre otras acciones, se previó la realización de ciertas transferencias accionarias en dos etapas sucesivas a fin de proveer la flexibilidad necesaria para avanzar en la reestructuración de la deuda financiera de CIESA antes mencionada. En primera instancia, y luego de obtenidas las aprobaciones regulatorias pertinentes, el 29 de agosto de 2005 Enron transfirió a un fideicomiso el 40% de las acciones emitidas por CIESA y simultáneamente Petrobras Argentina y su controlada Petrobras Hispano Argentina S.A. transfirieron a EPCA acciones ordinarias clase B emitidas por TGS representativas del 7,35% del capital social de esta sociedad. La Sociedad computó el valor contable de estas acciones transferidas como parte de la valuación de su participación en CIESA en el rubro inversiones no corrientes. En una segunda etapa, conforme a los términos del Acuerdo de Reestructuración de la Deuda Financiera celebrado el 1 de septiembre de 2005 entre CIESA, Petrobras Argentina S.A., Petrobras Hispano Argentina S.A., EPCA, ABN AMRO BANK N.V. Sucursal Argentina y los acreedores financieros, CIESA refinanció deuda financiera por un monto aproximado de U$S 23 millones a un plazo de 10 años. Adicionalmente, el Acuerdo de Reestructuración contemplaba los términos de la segunda etapa del Acuerdo Marco que consistía en la capitalización de deuda por un valor nominal de US$ 201,5 millones más los intereses impagos devengados. El Acuerdo de Reestructuración estaba sujeto a las aprobaciones del ENARGAS y la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia ( CNDC ). 29

31 Mientras dicho Acuerdo de Reestructuración se encontraba en trámite de aprobación ante los organismos gubernamentales, el 9 de enero de 2009, Ashmore Energy Internacional Limited (actualmente denominada AEI), quien manifestó en dicha oportunidad ser actualmente el único tenedor de las Obligaciones Negociables emitidas por CIESA en 1997, notificó su decisión de terminar el Acuerdo de Reestructuración. Ante ello, CIESA inició el 28 de enero de 2009 una acción judicial ante los Tribunales del Estado de Nueva York, Estados Unidos de Norteamérica, tendiente a oponer la prescripción de las Obligaciones Negociables referidas y, subsidiariamente, reclamar el cumplimiento del Acuerdo de Reestructuración y los daños y perjuicios por la intempestiva terminación de parte de AEI. La acción presentada por CIESA ante los Tribunales de Nueva York fue inicialmente desestimada en fecha 29 de julio de 2009, en razón de existir un pedido de quiebra ante los Tribunales de la República Argentina que se encontraba en trámite. Por su parte, el 4 de febrero de 2009 AEI solicitó la quiebra de CIESA ante los tribunales de la República Argentina, por la suma de US$ 127 millones, basado en un supuesto crédito originado en las Obligaciones Negociables. Dicho pedido de quiebra fue rechazado por la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Comercial el 9 de octubre de Contra dicha resolución, AEI interpuso un planteo de nulidad y remoción con causa de los jueces intervinientes, los que también fueron rechazados el 24 de noviembre y 28 de diciembre de 2009, respectivamente. En virtud del rechazo del pedido de quiebra decidido en la República Argentina, CIESA presentó ante los Tribunales de Nueva York el 13 de noviembre de 2009 una moción de renovación y reargumentación, mediante la cual solicitó: (i) permitir renovación y nuevo alegato de CIESA contra la moción de AEI para rechazar la demanda modificada de CIESA y (ii) revocar su sentencia del 29 de julio de 2009, mediante la cual admitió la moción de rechazo presentada por AEI contra la petición de CIESA. El 12 de abril de 2010, CIESA fue notificada de la resolución del Juez interviniente quien haciendo lugar al pedido de CIESA, declaró la competencia de los Tribunales de Nueva York para el tratamiento de las cuestiones de fondo planteadas contra AEI relativas al pedido de prescripción de las Obligaciones Negociables emitidas por CIESA en el año 1997, así como para aquellas cuestiones que se plantearon en subsidio. El día 13 de mayo de 2010 CIESA fue notificada de una presentación realizada por AEI por la que rechaza las pretensiones formuladas por CIESA en su demanda y reclama el pago de los títulos de deuda emitidos por la Sociedad que, a su entender, corresponde le sean pagados con más sus intereses. El 12 de octubre de 2010 CIESA presentó la contestación de la presentación en defensa de sus intereses. Por su parte, y ante la denegación que efectuara el Juez con relación al planteo formulado por AEI de rechazo de la acción intentada por CIESA, AEI interpuso un recurso de apelación el 19 de agosto de 2010, que fue contestado por CIESA el 17 de setiembre de CIESA ha preparado sus estados contables utilizando principios contables aplicables a una empresa en marcha y, por lo tanto, dichos estados contables no incluyen ningún ajuste que pudiera derivarse de la resolución de las incertidumbres vinculadas al conjunto de las acciones descriptas. Endeudamiento de TGS TGS mantiene un programa global de obligaciones negociables con una vigencia que se extiende hasta el 14 de mayo de 2017, por hasta un monto máximo de U$S 650 millones, el cual fue autorizado por la CNV con fecha 18 de enero de