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Tecpetrol Internacional S.L.U. Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas al 31 de diciembre de 2011

Informe de gestIón consolIdado al 31 de dIcIembre de 2011

mIembros del consejo de admInIstracIón

Informe de audItoría de cuentas anuales consolIdadas

cuentas anuales consolIdadas correspondIentes al ejercIcIo de nueve meses InIcIado el 1 de abrIl de 2011 y termInado el 31 de dIcIembre de 2011Balance consolidadoCuenta de resultados consolidadaEstado del resultado global consolidadoEstado consolidado de cambios en el patrimonio netoEstado consolidado de flujos efectivo

Memoria de las cuentas anuales consolidadas

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2627283032

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Contenido

Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 3

Informe de gestión consolidado al 31 de diciembre de 2011

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Informe de gestión consolidado al 31 de diciembre de 2011

IntroduccIónTECPETROL INTERNACIONAL, S.L.U es una sociedad inversora para los negocios de energía del Grupo Techint, que posee participaciones en empre-sas de producción, transporte y distri-bución de hidrocarburos en Argentina, Bolivia, Ecuador, México, Perú, Venezuela, Colombia y Estados Unidos de América. La Sociedad está constitui-da y domiciliada en España.La Sociedad por intermedio de sus dependientes, desarrolla, invierte y opera negocios en el mercado energé-tico, a través de la exploración y pro-ducción 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 desarrolladas 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 eco-nómica 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 2012, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP)


estima que la demanda mundial de crudo crecerá más lentamente debido a una frágil economía mundial y a la pro-fundización 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 desaceleración económica y los precios altos limitan el consumo.

resultado económIco y sItuacIón fInancIeraTECPETROL INTERNACIONAL S.L.U. y sus dependientes han pre-parado las cuentas anuales conso-lidadas de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) adoptadas para su utilización en la Unión Europea y aprobadas por los Reglamentos de la Comisión Europea y que están

El resultado del ejercicio arrojó una ganancia neta de euros 150,4 millones que representa el 22% sobre los ingre-sos por ventas, mientras que en el ejer-cicio finalizado el 31 de marzo de 2011

vigentes al 31 de diciembre de 2011.Con fecha 3 de octubre de 2011, el Socio Único de la Sociedad resolvió modificar la fecha de cierre de ejercicio del 31 de marzo al 31 de diciembre de cada año. En virtud del cambio mencionado en el párrafo anterior la información con-table incluida en las presentes cuentas anuales consolidadas correspondien-tes al ejercicio de nueve meses ini-ciado el 1 de abril de 2011 y finalizado el 31 de diciembre de 2011 no resulta comparativa con la del ejercicio anual iniciado el 1 de abril de 2010 y finaliza-do el 31 de marzo de 2011.Se exponen a continuación los princi-pales ratios e indicadores financieros de la Sociedad. El análisis se basa y debe ser leído en conjunto con las cuentas anuales consolidadas audita-das al 31 de diciembre de 2011.

el resultado del ejercicio representó un 15% sobre los ingresos por ventas.Los principales indicadores financieros son los siguientes:

Millones de euros

Ingresos por ventas netosGanancia brutaResultado operativoGanancia del ejercicioFlujo de fondos generado por las actividades operativasInversiones en Propiedades, plata y equipo

Al 31 de diciembre de 2011 (9 meses)

682,1

283,1

230,1

150,4

250,8

179,7

Al 31 de marzo de 2011 (12 meses)

546,1

208,0

132,1

81,2

202,3

162,4

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principales riesgos asociados a la actividadLa actividad de la Sociedad se desarrolla en un entorno en el que existen riesgos que pueden afectar a sus operaciones.Los beneficios de la Sociedad son ge-nerados por sus filiales. Las operacio-nes en Latinoamérica están expuestas a diferentes riesgos inherentes a la in-versión en la región. Entre los factores de riesgo se mencionan la importante influencia en la economía por parte de los gobiernos locales, la devaluación o depreciación de las divisas locales, cambios inesperados en los marcos regulatorios y tensiones sociales.La Sociedad dominante ha identifica-do, analizado y controlado los riesgos para tomar decisiones de inversión y operación y así cumplir con su misión de forma satisfactoria.

personal Desde el inicio, Tecpetrol tiene como prioridad consolidar su crecimiento mediante la formación de recursos humanos calificados, comprometidos y con amplia experiencia en los distin-tos negocios en los que opera. La fuer-te inversión en capacitación que distin-gue a la Sociedad y sus dependientes es una clara muestra de compromiso en este sentido.El personal ha participado en distintas actividades de capacitación durante el presente ejercicio, tanto en univer-sidades de prestigio como actividades internas, brindándoles la posibilidad de tomar cursos técnicos específicos y presenciar además eventos llevados a cabo en distintos países.El promedio de personal por categoría ha sido el siguiente:

Personal directivo y gerencial

Resto de plantilla

LiquidezSolvenciaInmovilización de capitalRentabilidad

Mujeres

3

120

123

Total

53

643

696

Hombres

50

526

576

Al 31 de diciembre de 2011

1,38

1,06

0,71

26%

Total

53

639

692

Hombres

50

519

569

Mujeres

3

117

120

Al 31 de marzo de 2011

1,29

1,05

0,73

17%


diciembre de 2011 Marzo de 2011

relacIones con la comunIdad, ambIente y segurIdad

desarrollo socialLa Sociedad, por intermedio de sus dependientes operativas, colabora ac-tivamente 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 desarrollo social en sectores rurales y urbanos de bajos recursos, comunidades y escuelas veci-nas a sus yacimientos, comprometien-do tanto a su personal como a la pobla-ción de la zona en el desarrollo de sus programas sociales. El Plan de Acción Comunitaria incluye principalmente diversos programas de alimentación, educación, salud, desarrollo sustenta-ble, capacitación laboral y cultural.

protección ambiental y seguridadTanto la Sociedad como sus depen-dientes, tienen como objetivo priori-tario conducir sus operaciones prote-giendo la integridad física del personal y de terceros, logrando al mismo tiempo una adecuada conservación del ambiente. Mediante dicho objetivo se integraron los conceptos de Seguridad, Ambiente y Salud (“SAS”) como valo-res centrales para la gestión.

ambienteEn la actualidad, las dependientes operativas desarrollan diversos pro-gramas para la conservación del am-biente, como la ejecución de estudios ambientales, monitoreos y planes de contingencia, mediante los cuales se analizan los potenciales impactos que puede tener un nuevo proyecto, de 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 dependiente 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 bioremediación 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 ambiental para la construcción de la

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vía, plataforma 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.

seguridadLos principales elementos para la implementación de la política de seguridad son el liderazgo y com-promiso, la seguridad integrada, audi-torías, programas de prevención, in-vestigación de accidentes e incidentes, administración de riesgos, planes de mejora e iniciativas de seguridad y manejo de los cambios.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 acciones en temas de seguridad y ambiente continuaban siendo efica-ces, habilitando a Tecpecuador a man-tener 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 volú-menes de petróleo y gas (expresados en m3 equivalentes de petróleo) que originan o están asociados a algún ingreso económico, en las áreas don-de las dependientes operan o tienen

participaciones (directas o indirectas) y sobre los cuales se poseen derechos para su explotación, incluyendo los volúmenes de hidrocarburos relaciona-dos con aquellos contratos de servicios en los cuales las sociedades no tienen propiedad 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:

Petróleomillones de metros cúbicos 13

Gas miles de millones de metros cúbicos 34

Las reservas expuestas precedente-mente están constituidas por las reservas probadas, susceptibles de ser extraídas, a las cuales no se le han deducido las regalías corres-pondientes y fueron preparadas por personal técnico de la Sociedad basándose en las condiciones tecnoló-gicas y económicas vigentes al 30 de junio de 2011, considerando la evalua-ción económica, dentro del período de vigencia de los respectivos contra-tos o concesiones.


proyectos y perspectIvas

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 recuperación tercia-ria mediante la inyección de polímeros. En instalaciones de producción, las principales inversiones se focalizarán en el plan de ataque a la corrosión, que incluye el revestimiento de oleoductos; en la compra y adecuación de equipos de bombeo y en tareas ambientales.En las áreas de la cuenca neuquina se continuará con la campaña de perfora-ción, que incluirá pozos exploratorios enmarcados en el programa Gas Plus. Por otro lado, se prevé también la cons-trucción de obras de infraestructura en Los Bastos y Agua Salada, entre ellas ductos y tanques de almacenamiento, para ampliar la capacidad de transporte y procesamiento de hidrocarburos.

GAs (en MM3/díA)

Transportadora de Gas del Norte S.A.

Litoral Gas S.A.

Transportadora de Gas del Mercosur S.A.

Porcentaje de utilización

97,4%

95,6%

-

Transporte diario en Mm3

53.005

7.587

-

Capacidad total de transporte diario en Mm3

54.400

7.936

2.800

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 continuarán con las tratativas con las provincias por las extensiones de las áreas El Tordillo y Aguaragüe.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 explo-ración y explotación del área, por el cual la dependiente Tecpetrol Lote 174 SAC, en caso de descubrimiento co-mercial, 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

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

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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 la vez repre-sentarán muchas oportunidades para seguir creciendo en presencia y expe-riencia 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.

méxicoDurante el año 2011 se desarrolló la campaña de inversiones en el área Bloque Misión con un equipo de perfo-ración. La estrategia planteada busca un equilibrio entre el desarrollo de los campos existentes y la búsqueda de nuevas reservas a través de los proyec-tos exploratorios, los cuales permiten reforzar la posibilidad de futuros de-sarrollos en el bloque. Adicionalmente se prevé continuar durante 2012 con la campaña de perforación con un equipo

y con la construcción de las instalacio-nes en los campos Santa Anita, Cali y Trapiche, así como la construcción de nuevas instalaciones en función al resultado de los pozos exploratorios. En cuanto a la producción, se logra-ron incrementos superiores al 250% de gas y al 900% de líquidos desde el inicio 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 dependiente 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 un nuevo contrato por un plazo más prolongado.Adicionalmente, durante 2011 finalizó con éxito la primera perforación y ter-minación de un pozo horizontal multi-fracturado, 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 reservo-rio, alcanzando a más de una forma-ción, mejorando así la relación entre inversión y producción. La técnica in-troducida por la dependiente 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 campaña de perfora-ción de otros pozos horizontales en el campo Coyotes. Uno de los principales objetivos -generar valor para PEP- se alcanza desde la introducción de mejo-res 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 conso-lidación de las operaciones en Estados Unidos. Dentro de este contexto, 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. 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 acuer-do para comenzar con los trabajos de sísmica 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 de-pendiente Tecpecuador S.A., mediante el cual se adoptó el modelo de presta-ción de servicios para exploración y ex-plotación de hidrocarburos, de confor-midad 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 fi-nanciamiento de Tecpetrol, para la ejecu-ción de actividades de optimización de la producción, recuperación mejorada, exploración y asesoramiento en la opti-mización de costos operativos 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.

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Con estas adjudicaciones y con-templando el contrato existente por Bermejo, Tecpetrol participará a través de sus servicios, de aproximadamente el 15% de la producción total de hidro-carburos de Ecuador.

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

Tecpetrol continuará examinando 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.

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

HecHos posterIoresCon posterioridad al 31 de diciembre de 2011, no se han producido hechos, situaciones o circunstancias que no sean los de público conocimiento a los mencionadas en la Nota 36 de las cuentas anuales consolidadas que afecten o puedan afectar significativa-mente la situación patrimonial, econó-mica o financiera de la Sociedad.

otra InformacIónLa Sociedad no posee participaciones propias.La Sociedad no ha incurrido en Gastos de Investigación y Desarrollo durante el ejercicio.Los principales riesgos financieros y los procedimientos para su gestión se desglosan en la Nota 4 de la memo-ria adjunta.Las políticas de medioambiente son mencionadas en la Nota 2.20 de la memoria adjunta.


Miembros del Consejo de Administración

presIdenteEduardo A. Ottino

secretarIoJohn Edward Kiddell

consejeroMauro Leone Adolfo Rezzonico

consejeroGonzalo De Benito Fernández


INFORME DE AUDITORÍA DE CUENTAS ANUALES CONSOLIDADAS

Al Socio Único de Tecpetrol Internacional, S.L. (Sociedad Unipersonal)

Hemos auditado las cuentas anuales consolidadas de Tecpetrol Internacional, S.L. (Sociedad Unipersonal) (la Sociedad dominante) y sociedades dependientes (el Grupo) que comprenden el balance consolidado al 31 de diciembre de 2011, la cuenta de resultados consolidada, el estado de resultados global consolidado, el estado consolidado de cambios en el patrimonio neto, el estado consolidado de flujos de efectivo y la memoria consolidada correspondientes al ejercicio de nueve meses terminado en dicha fecha. Como se indica en la nota 2.1 de la memoria consolidada adjunta, los Administradores son responsables de la formulación de las cuentas anuales consolidadas del Grupo, de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera, adoptadas por la Unión Europea, y demás disposiciones del marco normativo de información financiera aplicable al Grupo. Nuestra responsabilidad es expresar una opinión sobre las citadas cuentas anuales consolidadas en su conjunto, basada en el trabajo realizado de acuerdo con la normativa reguladora de la actividad de auditoría de cuentas vigente en España, que requiere el examen, mediante la realización de pruebas selectivas, de la evidencia justificativa de las cuentas anuales consolidadas y la evaluación de si su presentación, los principios y criterios contables utilizados y las estimaciones realizadas están de acuerdo con el marco normativo de información financiera que resulta de aplicación.

En nuestra opinión, las cuentas anuales consolidadas del ejercicio 2011 adjuntas expresan, en todos los aspectos significativos, la imagen fiel del patrimonio consolidado y de la situación financiera consolidada de Tecpetrol Internacional, S.L. (Sociedad Unipersonal) y sociedades dependientes al 31 de diciembre de 2011 así como de los resultados consolidados de sus operaciones y de los flujos de efectivo consolidados correspondientes al ejercicio de nueve meses terminado en dicha fecha de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera, adoptadas por la Unión Europea, y demás disposiciones del marco normativo de información financiera que resultan de aplicación.

El informe de gestión consolidado adjunto del ejercicio 2011 contiene las explicaciones que los Administradores de Tecpetrol Internacional, S.L. (Sociedad Unipersonal) consideran oportunas sobre la situación del Grupo, la evolución de sus negocios y sobre otros asuntos y no forma parte integrante de las cuentas anuales consolidadas. Hemos verificado que la información contable que contiene el citado informe de gestión consolidado concuerda con la de las cuentas anuales consolidadas del ejercicio 2011. Nuestro trabajo como auditores se limita a la verificación del informe de gestión consolidado con el alcance mencionado en este mismo párrafo y no incluye la revisión de información distinta de la obtenida a partir de los registros contables de Tecpetrol Internacional, S.L. (Sociedad Unipersonal) y sociedades dependientes.

PricewaterhouseCoopers Auditores, S.L.

Fernando ChamosaSocio - Auditor de Cuentas

17 de abril de 2012

PricewaterhouseCoopers Auditores, S.L., Torre PwC, Pº de la Castellana 259 B, 28046 Madrid, España Tel.: +34 915 684 400 / +34 902 021 111, Fax: +34 913 083 566, www.pwc.com/es

R. M. Madrid, hoja 87.250-1, folio 75, tomo 9.267, libro 8.054, sección 3ª Inscrita en el R.O.A.C. con el número S0242 - CIF: B-79 031290

Cuentas anuales consolidadas correspondientes al ejercicio de nueve meses iniciado el 1 de abril de 2011 y terminado el 31 de diciembre de 2011

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Contenido

balance consolidadocuenta de resultados consolidadaestado del resultado global consolidadoestado consolidado de cambios en el patrimonio netoestado consolidado de flujos de efectivo

memoria de las cuentas anuales consolidadas1. Información general2. resumen de las principales políticas contables2.1. Bases de preparación2.2. Principios de consolidación 2.3. Conversión de transacciones en moneda extranjera 2.4. Inmovilizado material 2.5. Activos intangibles2.6. Existencias2.7. Clientes y otros créditos2.8. Efectivo y equivalentes de efectivo2.9. Patrimonio neto2.10. Deudas bancarias y financieras2.11. Impuesto sobre los beneficios2.12. Planes de beneficio al personal2.13. Participación de los trabajadores en las utilidades establecidas por ley2.14. Provisiones2.15. Proveedores y otras deudas2.16. Reconocimiento de ingresos2.17. Coste de venta 2.18. Instrumentos financieros2.19. Instrumentos financieros derivados y contabilidad de cobertura2.20. Seguridad, medio ambiente y salud ocupacional3. nuevas normas contables4. gestión del riesgo financiero4.1. Factores de riesgo financiero 4.2. Instrumentos financieros por categoría4.3. Estimación del valor razonable5. estimaciones y criterios contables críticos6. costes operativos7. gastos de comercialización8. gastos de administración 9. costes laborales10. otros resultados operativos11. Ingresos y gastos financieros12. Impuesto sobre los beneficios13. Inmovilizado material14. activos intangibles15. Inversiones en compañías asociadas

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16. deterioro de activos de largo plazo – inmovilizado material17. activos financieros disponibles para la venta18. existencias 19. otras cuentas por cobrar y anticipos20. clientes 21. efectivo y equivalentes de efectivo22. otras reservas atribuibles a los socios23. deudas bancarias y financieras 24. planes de beneficios al personal25. provisiones26. proveedores y otras deudas27. Impuestos sobre los beneficios diferidos28. Instrumentos financieros derivados29. contingencias30. situación en 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 dependientes, entidades bajo control conjunto y negocios conjuntos 34. Honorarios de auditoría35. remuneración de los miembros del consejo de administración36. Hechos posteriores


ACTiVoActivo no corrienteInmovilizado materialActivos intangiblesInversiones en compañías asociadasActivos financieros disponibles para la venta Activo por impuesto diferidoOtros activos financieros a valor razonable con cambios en resultadosInstrumentos financieros derivadosOtros cuentas por cobrar y anticiposClientesTotal del activo no corriente

Activo corrienteExistenciasOtros cuentas por cobrar y anticiposCrédito por Impuesto a las gananciasClientesInstrumentos financieros derivadosEfectivo y equivalentes de efectivoTotal del activo corrienteTotal del activo

PAsiVoPATriMonio neToCapital y reservas atribuibles a los sociosCapital socialPrima de emisiónReserva legalDiferencia de conversión acumulada y reserva de revalorizaciónResultados acumulados, reservas voluntarias y otras reservasTotal del patrimonio neto atribuible a los socios de la sociedadParticipación no controlantesTotal del patrimonio neto

Pasivo no corrienteDeudas bancarias y financierasPasivo por impuesto diferidoPlanes de beneficio por retiro y otrosProvisiones Proveedores y otras deudasTotal del pasivo no corriente

Pasivo corrienteDeudas bancarias y financierasProvisiones Deuda corriente por impuesto a las gananciasProveedores y otras deudasTotal del pasivo corrienteTotal del pasivoTotal del patrimonio neto y del pasivo

31 de

diciembre

de 2011

698.109.097

9.546.830

28.240.947

48.767.386

12.936.046

8.228.841

5.893.343

13.261.155

34.761.163

859.744.808

31.166.783

36.648.998

4.055.041

94.774.044

3.916.208

174.269.250

344.830.324

1.204.575.132

12.770.000

233.831.372

2.554.000

(53.880.546)

419.466.431

614.741.257

5.794.716

620.535.973

212.547.654

56.732.943

13.404.239

41.550.777

9.515.723

333.751.336

85.851.998

9.041.880

26.673.513

128.720.432

250.287.823

584.039.159

1.204.575.132

notas

13

14

15

17

27

28

19

20

18

19

20

28

21

2.9

2.9

2.9

23

27

24

25

26

23

25

26

31 de

marzo

de 2011

591.599.711

9.244.606

29.204.340

47.370.339

8.826.251

7.098.093

1.393.498

6.517.402

32.865.418

734.119.658

15.247.068

40.035.740

300.571

97.919.962

926.222

123.817.390

278.246.953

1.012.366.611

12.770.000

233.831.372

2.554.000

(78.852.862)

340.501.812

510.804.322

7.303.598

518.107.920

174.806.171

53.196.569

10.565.854

32.313.135

7.866.786

278.748.515

71.854.030

7.686.351

20.971.276

114.998.519

215.510.176

494.258.691

1.012.366.611

(Valores expresados en euros, salvo indicación en contrario)

Balance consolidado

Las notas 1 a 36 que se acompañan forman parte integrante de estas cuentas anuales consolidadas.

26

Ingresos por ventas netosCostes operativosGanancia brutaGastos de comercializaciónGastos de administraciónCostes de exploraciónOtros ingresos operativosOtros egresos operativosresultado operativoIntereses ganados Intereses perdidosOtros resultados financieros, netosResultado de inversiones en sociedades asociadasresultado antes del impuesto a los beneficiosImpuesto sobre los beneficiosGanancia del ejercicio

Atribuible a:Socios de la SociedadParticipación no controlante

31 de

diciembre

de 2011

(9 meses) (*)

682.105.701

(398.989.675)

283.116.026

(9.961.725)

(40.145.790)

(2.167.355)

4.747.740

(5.509.604)

230.079.292

3.080.838

(10.834.586)

(5.340.957)

615.884

217.600.471

(67.210.915)

150.389.556

149.944.619

444.937

notas

6

7

8

10

10

11

11

11

15

12

31 de

marzo

de 2011

(12 meses)

546.067.785

(338.067.300)

208.000.485

(7.073.758)

(41.229.262)

(20.874.377)

848.293

(7.582.779)

132.088.602

2.975.210

(10.245.927)

1.150.719

2.036.678

128.005.282

(46.773.915)

81.231.367

81.175.591

55.776


(*) Ver Nota 1.


Cuenta de resultados consolidada


Ganancia del ejerciciootros resultados integrales:Diferencias por conversión monetariaVariación en el valor razonable de activos financieros disponibles para la venta

Cambios en los valores razonables de los derivados mantenidos como flujos de cobertura

Impuesto sobre los beneficios relativo a componente de otros resultados integrales (**)

otros resultados integrales neto de impuestoTotal de resultados integrales del ejercicio

Atribuible a:Socios de la SociedadParticipación no controlante

31 de

diciembre

de 2011

(9 meses) (*)

150.389.556

18.171.343

(163.291)

7.320.996

17.983

25.347.031

175.736.587

174.916.935

819.652

notas

17

31 de

marzo

de 2011

(12 meses)

81.231.367

947.396

1.467.040

2.089.569

1.344

4.505.349

85.736.716

86.725.946

(989.230)


(*) Ver Nota 1.

(**) Relacionados con la variación en el valor razonable de los activos financieros disponibles para la venta.


estado del resultado global consolidado

28

reserva

legal

2.554.000

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2.554.000

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2.554.000

Prima

de emisión

233.831.372

-

-

-

-

-

-

-

-

-

233.831.372

-

-

-

-

-

-

-

-

-

233.831.372

Capital

social

12.770.000

-

-

-

-

-

-

-

-

-

12.770.000

-

-

-

-

-

-

-

-

-

12.770.000

saldos al 31 de marzo de 2010

resultados integralesGanancia del ejercicio

otros resultados integralesDiferencias por conversión monetaria (Nota 17)Valor razonable de activos financieros disponibles para la venta (Nota 17)

Valores razonables de los derivados mantenidos como flujos de cobertura (Nota 17)

Impuesto sobre los beneficios relativo a componentes de otros resultados integrales

otros resultados integrales totalTotal resultados integrales del ejercicio

Transacciones con propietariosDistribución del resultado (Nota 18)Dividendos pagados en efectivo (Nota 18)Total transacciones con propietarios








saldos al 31 de diciembre de 2011

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


estado consolidado de cambios en el patrimonio neto

30

reservas

voluntarias

522.567

-

-

-

-

-

-

12.257.996

-

12.257.996

12.780.563

-

-

-

-

-

-

58.721.284

(70.980.000)

(12.258.716)

521.847

Atribuible a los accionistas de la sociedad















saldos al 31 de diciembre de 2011

Total

patrimonio

neto

433.348.369

81.231.367

947.396

1.467.040

2.089.569

1.344

4.505.349

85.736.716

-

(977.165)

(977.165)

518.107.920

150.389.556

18.171.343

(163.291)

7.320.996

17.983

25.347.031

175.736.587

-

(73.308.534)

(73.308.534)

620.535.973

Participación

no

controlante

9.269.993

55.776

(1.045.006)

-

-

-

(1.045.006)

(989.230)

-

(977.165)

(977.165)

7.303.598

444.937

374.715

-

-

-

374.715

819.652

(2.328.534)

(2.328.534)

5.794.716

resultados

acumulados

281.969.354

81.175.591

-

-

-

-

81.175.591

(37.986.892)

-

(37.986.892)

325.158.053

149.944.619

-

-

-

-

149.944.619

(58.721.284)

-

(58.721.284)

416.381.388

dividendos

a cuenta

(25.728.896)

-

-

-

-

-

-

25.728.896

-

25.728.896

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

otras

reservas

2.563.196

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2.563.196

-

-

-

-

-

-

-

-

2.563.196

reserva

de

revalori zación

16.110.444

-

-

1.467.040

2.089.569

1.344

3.557.953

3.557.953

-

-

-

19.668.397

-

-

(163.291)

7.320.996

17.983

7.175.688

7.175.688

-

-

26.844.085

diferencias

de

conversión

acumuladas

(100.513.661)

-

1.992.402

-

-

1.992.402

1.992.402

-

-

-

(98.521.259)

-

17.796.628

-

-

17.796.628

17.796.628

-

-

(80.724.631)


ACTiVidAdes de eXPloTACiÓnGanancia del ejercicioAjustes por:Depreciación y desvalorización de inmovilizado materialImpuesto sobre los beneficios corriente y diferidoResultado de venta de inmovilizado materialProvisiones Resultado por inversiones en sociedades asociadasResultado de planes de beneficio por retiro y otrosResultado de instrumentos financieros derivadosPrevision para créditos incobrables

Variación en activos y pasivos operativos:Variación de clientes y otras cuentas a cobrarVariación de existenciasVariación de proveedores y otras deudasVariaciónde activos financieros disponibles para la ventaVariación activos con cambios en resultadosVariación de instrumentos financieros derivadosVariación de planes de beneficio por retiroVariación de deuda corriente por impuesto a las gananciasOtras - incluyendo diferencias por conversión monetariaPago de impuesto sobre los beneficiosefectivo generado por actividades de explotación

ACTiVidAdes de inVersiÓnAumento de inmovilizado materialDisposiciones de inmovilizado materialVariación de otros activosIngreso por venta de inmovilizado materialDividendos cobradosefectivo aplicado a actividades de inversión

ACTiVidAdes de FinAnCiACiÓnToma de préstamosCancelación de préstamosPago de dividendos a participación no controlantePago de dividendos a socios de la Sociedadefectivo aplicado a actividades de financiación

Aumento en el efectivo y equivalentes de efectivo

Variación en el efectivo y equivalentes de efectivoEfectivo y equivalentes de efectivo menos descubiertos al inicio del ejercicioDiferencia de conversión monetariaAumento en el efectivo y equivalentes de efectivo

Efectivo y equivalentes de efectivo menos descubiertos al cierre del ejercicio

31 de

diciembre

de 2011

(9 meses) (*)

150.389.556

89.876.871

67.210.915

(832.655)

7.372.613

(615.884)

2.843.654

(138.922)

4.392.850

(4.310.695)

(15.158.426)

11.104.749

(344.749)

(887.902)

161.794

(439.878)

(17.090.416)

4.317.713

(47.008.499)

250.842.689

(179.667.360)

3.364.987

-

(769.438)

1.690.122

(175.381.689)

120.924.188

(73.577.778)

(2.328.534)

(70.980.000)

(25.962.124)

49.498.876

117.864.782

4.810.318

49.498.876

172.173.976

notas

13

12

15

24

13

21

21

31 de

marzo

de 2011

(12 meses)

81.231.367

71.791.558

46.773.915

(89.619)

718.041

(2.036.678)

4.038.618

(230.151)

-

(12.043.408)

2.588.345

50.175.379

(683.575)

(1.381.351)

(408.795)

(416.494)

2.562.879

39.804

(40.334.429)

202.295.406

(162.398.456)

17.541.706

150.775

(870.884)

2.427.427

(143.149.432)

107.713.467

(117.211.866)

(977.165)

-

(10.475.564)

48.670.410

70.547.954

(1.353.582)

48.670.410

117.864.782


(*) Ver Nota 1. Las notas 1 a 36 que se acompañan forman parte integrante de estas cuentas anuales consolidadas.

estado consolidado de flujos de efectivo

32

1. InformacIón generalTecpetrol Internacional, S.L.U. (“la Sociedad”) y sus sociedades dependien-tes, se dedican principalmente a la explo-ración, desarrollo, producción, transporte y venta de hidrocarburos en diversos paí-ses de América. La referencia en las cuen-tas anuales consolidadas a “Tecpetrol”, incluye a Tecpetrol Internacional, S.L.U. y sus sociedades dependientes.Tecpetrol Internacional S.L.U. está constituida y domiciliada en España. Su domicilio legal es Calle García de Paredes 94, 1°A, 28010, Madrid, España. Se encuentra inscripta en el Registro Mercantil de Madrid, en la hoja M-362494, folio 31 sección 8 del tomo 20.485 de Sociedades. Los principios aplicados en la elabo-ración de las cuentas anuales conso-lidadas de la Sociedad, así como el perímetro de consolidación se detallan en la Nota 2.1 y 2.2. Con fecha 3 de octubre de 2011, el Socio Único de la Sociedad resolvió modificar la fecha de cierre de ejercicio del 31 de marzo al 31 de diciembre de cada año. En virtud del cambio mencionado en el párrafo anterior la información contable incluida en las presentes cuentas anuales consolidadas corres-pondientes al ejercicio de nueve meses iniciado el 1 de abril de 2011 y fina-lizado el 31 de diciembre de 2011 no resulta comparativa con la del ejercicio anual iniciado el 1 de abril de 2010 y finalizado el 31 de marzo de 2011.La Sociedad es controlada por Tecpetrol International S.A., constituida en Uruguay, que posee el 100% de las parti-cipaciones de la Sociedad (ver Nota 32).

2. resumen de las prIncIpales polítIcas contablesA continuación se detallan las principa-les políticas contables utilizadas para la

preparación de estas cuentas anuales consolidadas. Estas políticas se han aplicado uniformemente a todos los ejercicios que se presentan.

2.1. bases de preparaciónLas cuentas anuales consolidadas de la Sociedad al 31 de diciembre de 2011 se han preparado de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera adoptadas para su utilización en la Unión Europea (NIIF-UE) y aprobadas por los Reglamentos de la Comisión Europea, que están vigentes al 31 de diciembre de 2011. Estas cuentas anuales consolidadas han sido formuladas por el Consejo de Administración el 15 de marzo de 2012. Los administradores presentarán estas cuentas anuales consolidadas ante el Socio Único y se espera que las mis-mas sean aprobadas sin cambios. Las cuentas anuales consolidadas se han preparado bajo el enfoque del coste histórico, modificado en aque-llos casos establecidos por las propias NIIF-UE por la revaluación de activos y pasivos financieros a valor razonable, por la valuación de los inventarios y los planes de beneficios al personal.Ciertas reclasificaciones en los com-parativos han sido efectuadas con el objeto de uniformar la presentación con la del presente ejercicio.La preparación de cuentas anuales consolidadas con arreglo a las NIIF-UE exige el uso de ciertas estimaciones contables críticas. También exige a la Dirección que ejerza su juicio en el proceso de aplicar las políticas conta-bles de Tecpetrol. En la Nota 5 se reve-lan las áreas que implican un mayor grado de juicio o complejidad, o las áreas donde las hipótesis y estimacio-nes son significativas para las cuentas anuales consolidadas.

Memoria de las cuentas anuales consolidadas


2.2. principios de consolidación(a) dependientesDependientes son todas las entidades sobre las cuales Tecpetrol posee control, como consecuencia de su facultad para determinar las políticas contables y operativas, que general-mente se acompañan con una tenencia superior a mitad de los derechos de voto. Las dependientes se consolidan a partir de la fecha en la cual Tecpetrol adquiere control y se dejan de consoli-dar a partir de la fecha en que el control cesa. Tecpetrol utiliza el método de la com-pra para registrar las adquisiciones de dependientes. El coste de la adqui-sición es determinado como el valor razonable de los activos adquiridos, instrumentos de capital emitidos y deudas asumidas a la fecha de la adquisición. Los costes 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 adquisi-ción o al valor proporcional sobre la participación de los activos netos ad-quiridos. El exceso del costo de adqui-sición y el monto de la participación no controlante en la adquirida sobre la participación de la Sociedad sobre los activos netos identificables se registra como fondo de comercio. Si este valor es menor al valor razona-ble de los activos adquiridos netos, la diferencia se reconoce en la cuenta de resultados consolidada.Las transacciones intercompañías, los saldos y los resultados no realizados por transacciones entre entidades de

Tecpetrol se eliminan. Dado que la moneda funcional de algunas depen-dientes es su moneda local, se generan ganancias o pérdidas por diferencias de cambio derivadas de las operacio-nes entre las sociedades del grupo. Las mismas se incluyen dentro de “Otros resultados financieros” en la cuenta de resultados consolidada. Las políticas contables de las dependien-tes fueron modificadas en la medida en que se ha considerado necesario para asegurar la consistencia con las políticas contables adoptadas por Tecpetrol.

(b) asociadasLas compañías asociadas son todas las entidades en las cuales Tecpetrol posee influencia significativa, que ge-neralmente se acompaña de una par-ticipación de entre el 20% y el 50% de los derechos de voto. Las inversiones en compañías asociadas se registran inicialmente al coste y posteriormente se valúan de acuerdo al método de participación. Los resultados no realizados por tran-sacciones entre Tecpetrol y las compa-ñías asociadas se eliminan en propor-ción a la participación de Tecpetrol en dichas sociedades. Las políticas contables de las compa-ñías asociadas fueron modificadas en la medida en que se ha considerado necesario para asegurar la consistencia con las políticas contables adoptadas por Tecpetrol. Tecpetrol incorpora, de ser significativas, las operaciones sub-secuentes cuando se utilizan para el cálculo del valor patrimonial proporcio-nal cuentas anuales a diferentes fechas.La valuación de las inversiones en compañías asociadas, cada una de las cuales se considera una unidad generadora de efectivo (UGE), se analiza por desvalorización cuando hechos o cambios en las circunstancias

34

indican que el valor de libros podría no ser recuperable y, de corres-ponder, se registra 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 cuando las decisiones financieras y operativas estratégicas relativas a las actividades requieren el consenti-miento unánime de los participantes. Una entidad bajo 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 forma con-junta con los participantes. Los activos y pasivos de una entidad controlada en forma conjunta se incorporan en las cuentas anuales consolidadas por el método de consolidación propor-cional. Las políticas contables fueron modificadas en los casos en que se ha considerado necesario para asegurar 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 presentaciónLas partidas incluidas en las cuentas anuales de cada una de las sociedades incluidas en el perímetro de consoli-dación se registran en la moneda del entorno económico principal en que el cual opera la entidad. La moneda fun-cional de la Sociedad es el dólar esta-dounidense. Las cuentas anuales con-solidadas se presentan en euros (€), que es la moneda de presentación de

la Sociedad de acuerdo a la legislación española. La conversión de moneda funcional de la Sociedad a moneda de presentación se realizó siguiendo el procedimiento mencionado en (c) a continuación.La moneda funcional de las sociedades dependientes es su moneda local o el dólar estadounidense para el caso de que las principales transacciones eco-nómicas y financieras sean perfeccio-nadas 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 la cuenta de resultados consolidada, excepto cuando se difieren en el estado del resultado global consolidado como coberturas de flujo de efectivo. Las diferencias de conversión de partidas no monetarias, tales como los instru-mentos de patrimonio mantenidos a valor razonable con cambios en resul-tados, se presentan en la cuenta de resultados consolidada como parte de la ganancia o pérdida por cambios en el valor razonable. Las diferencias de conversión de activos y pasivos finan-cieros no monetarios, tales como las inversiones clasificadas como activos financieros disponibles para la venta se presentan en el estado del resultado global consolidado. El Capital social 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 afectación por parte de los accionistas.

(c) conversión de cuentas anualesLas cuentas anuales de todas las de-pendientes de Tecpetrol cuya moneda funcional es diferente a la moneda de presentación se convierten a la moneda de presentación del siguiente modo:(i) los activos y pasivos se convierten

al tipo de cambio de cierre a la fecha de las cuentas anuales y los resultados se convierten al tipo de cambio promedio del ejercicio;

(ii) las diferencias de conversión resul-tantes se reconocen en el estado del resultado global consolidado como diferencias por conversión monetaria. En el caso de venta o disolución de alguna de las depen-dientes, las diferencias de conver-sión acumuladas se reconocen como resultado en el momento de la venta o disolución.

2.4. Inmovilizado materialLos costes 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 coste de adquisi-ción de derechos y concesiones relacio-nados con reservas probadas se activan.Los costes exploratorios y el coste de adquisición de derechos y concesiones relacionados con reservas probables y posibles se activan inicialmente y, posteriormente, si al momento de finalización y evaluación, se determina que los resultados no son exitosos, se imputan a resultados en el período en el que la inexistencia de reservas es confirmada definitivamente por los estudios, informes técnicos o perfo-raciones adicionales que se realicen.

Durante la fase de exploración y eva-luación los activos no son depreciados. Los costes de desarrollo de las áreas se activan como Propiedades, planta y equipos. Dichos costes incluyen la adquisición e instalación de plantas de producción, costes de perforación en de-sarrollo y el diseño relativo al proyecto. Tecpetrol considera pozos de desa-rrollo a aquellos que se perforan en áreas productivas y cuyo objetivo sea el desarrollo de reservas probadas. Tecpetrol considera como explorato-rios a aquellos pozos que no sean de desarrollo o de servicio. Las intervenciones realizadas en pozos que desarrollan reservas y/o incrementan la producción se activan y se deprecian en función de la vida útil promedio de las mismas. Los costes de mantenimiento se cargan a resultados cuando se incurren. El coste de taponamiento y abandono de pozos se calcula según lineamien-tos detallados en la Nota 2.14.Tecpetrol reevalúa periódicamente las vidas útiles remanentes de sus activos, el valor residual y el método de depreciación.La depreciación de los pozos, maqui-narias, equipos e instalaciones es cal-culada por el método del agotamiento sobre el total de las reservas probadas desarrolladas, consideradas en cada área a partir del mes de puesta en pro-ducción o terminación (en el caso de pozos de desarrollo e instalaciones).La depreciación de derechos de ex-ploración y explotación y del coste 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

36

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 la cuenta de resultados consolidada.El valor registrado de los activos, incluyendo los activos de las áreas en producción y desarrollo, es evaluado en caso de que eventos o cambios en las circunstancias indiquen que el va-lor registrado pueda ser no recupera-ble. Se reconoce una pérdida por dete-rioro cuando el valor registrado de los activos supera su valor recuperable. El valor recuperable es el mayor entre su valor razonable menos los gastos di-rectos 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 anali-zan a la fecha de cada balance a los fines de identificar si se revirtieron las condicio-nes que dieron lugar a la desvalorización.

2.5. activos intangiblesfondo de comercioEl fondo de comercio representa el exceso del coste de adquisición sobre el valor razonable de los activos netos adquiridos en una combinación de negocios. El fondo de comercio tiene una vida útil indefinida y está sujeto a un análisis de recuperabilidad anual. En el caso de que se reconozca una des-valorización en el fondo de comercio, esta no puede ser reversada en periodos

posteriores. A los fines de la evaluación de recuperabilidad, el fondo de comer-cio se asigna a las unidades generado-ras de efectivo que se espera se benefi-cien de la combinación de negocios.

2.6. existenciasLas existencias de hidrocarburos se valúan a su valor neto de realización al cierre del ejercicio. Los insumos y repuestos se valúan principalmente al coste, utilizando la fórmula de coste promedio ponderado. Al cierre de ejercicio se realiza un aná-lisis de recuperabilidad y se registra, de corresponder, una provisión por desvalorización en la cuenta de resul-tados consolidada.

2.7. clientes y otros créditosLos clientes se reconocen inicialmente a su valor razonable y se valúan poste-riormente a su coste amortizado, utili-zando el método del interés efectivo, neto de la provisión por desvaloriza-ción, en caso de corresponder.Se constituye una provisión por des-valorización de clientes por ventas cuando existe evidencia objetiva de que Tecpetrol no podrá recuperar los mis-mos de acuerdo con los vencimientos estipulados. Se consideran indicadores de desvalorización de los clientes por ventas las dificultades financieras sig-nificativas 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 provisión es ajus-tada periódicamente en base a la anti-cuación de las cuentas a cobrar. El valor del activo se expone neto de la provisión por desvalorización de corresponder. El cargo por la provisión se reconoce en el resultado del ejercicio, y se expone en la cuenta de resultados consolidada en “Gastos de comercialización”.


2.8. efectivo y equivalentes de efectivoA efectos del estado consolidado de flujos de efectivo, el efectivo y equiva-lentes de efectivo incluye caja, depó-sitos a la vista en bancos, inversiones altamente líquidas cuyo vencimiento original es menor a tres meses, y ade-lantos en cuenta corriente. En el balan-ce consolidado los adelantos en cuenta corriente se exponen dentro del rubro “Deudas bancarias y financieras” en el pasivo corriente.

2.9. patrimonio neto(1) componentes del patrimonio netoEl estado consolidado de cambios en el patrimonio neto incluye el capital

social, la prima de emisión, la reserva legal, reservas voluntarias, las dife-rencias de conversión acumuladas, la reserva de revaloración y otras reservas, dividendos a cuenta, los resultados acu-mulados y la participación no controlan-te calculados de acuerdo con las NIIF.

(2) capital social y prima de emisiónAl 31 de diciembre y 31 de marzo de 2011 la cantidad de participaciones sociales emitidas es 1.277.000.000 con un valor nominal de 0,01 euros por participación. Todas las participaciones emitidas han sido integradas.El epígrafe se compone de la siguiente manera:

Saldo al 31 de diciembre de 2011 y 31 de marzo de 2011

Capital suscripto

12.770.000

Cantidad de participaciones

1.277.000.000

Prima de emisión

233.831.372

Total

246.601.372

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La Sociedad está controlada por Tecpetrol International S.A., que posee el 100% de las acciones. De acuerdo con el Real Decreto Legislativo 1/2010 de 2 de junio, que aprueba la Ley de Sociedades de Capital, la Sociedad se inscribió en el Registro Mercantil como sociedad unipersonal.

(3) reserva legalLa reserva legal, que asciende a 2.554.000 euros al 31 de diciembre y 31 de marzo de 2011 ha sido dotada de conformidad con el Artículo 274 de la Ley de Sociedades de Capital, que establece que, en todo caso, una cifra igual al 10% del beneficio del ejer-cicio se destinará hasta que alcance, al menos, el 20% del capital social.La reserva legal no puede ser distribui-da y si es usada para compensar pérdidas, en el caso de que no existan otras reservas disponibles suficientes para tal fin, debe ser repuesta con beneficios futuros.

(4) dividendos distribuidos por la sociedad a los accionistasLos dividendos que Tecpetrol Internacional S.L.U. puede pagar al socio único se basan en sus cuentas anuales individuales y no en sus cuen-tas anuales consolidadas. La distribución de dividendos al so-cio único de la Sociedad se reconoce como un pasivo en las cuentas anuales consolidadas en el período en el cual los dividendos son aprobados por el socio único de la Sociedad.

2.10. deudas bancarias y financierasLas deudas bancarias y financieras se contabilizan inicialmente a su valor razonable, neto de los costes de transacción incurridos, y posterior-mente se valúan al coste amortizado.

Las deudas bancarias y financieras se clasifican como pasivo corriente salvo que Tecpetrol tenga el derecho incondicional de diferir el pago del pasivo durante al menos 12 meses posteriores a la fecha de las cuentas anuales consolidadas.

2.11. Impuesto sobre los beneficios El cargo por impuestos sobre los bene-ficios del período comprende el im-puesto corriente y diferido. El impuesto es reconocido en la cuenta resultados consolidada, excepto en los casos que se relaciona con ítems reconocidos en el estado del resultado global consoli-dado. En este último caso, el impuesto es reconocido directamente en el esta-do del resultado global consolidado.El cargo por impuesto sobre los benefi-cios corrientes se calcula sobre la base de las leyes impositivas vigentes en los países en los cuales operan la Sociedad y sus dependientes y generan ganancia imponible. La Sociedad y sus depen-dientes evalúan en forma periódica las posiciones tomadas en las declaracio-nes juradas de impuestos con relación a las situaciones en las cuáles la legis-lación impositiva está sujeta a alguna interpretación y registra provisiones cuando lo considera apropiado.El impuesto sobre los beneficios dife-rido se reconoce aplicando el método del pasivo sobre las diferencias tem-porarias, 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 propie-dades, plantas y equipo, la valuación de existencias y las provisiones. Los activos y pasivos diferidos son medi-dos a la tasa impositiva que se espera esté vigente en el período en el que el activo sea realizado o el pasivo sea cancelado, basado en las alícuotas


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 futuras imponibles permitan recuperar los activos diferidos.Los activos y pasivos por impuesto diferido se compensan cuando existe un derecho legalmente exigible de compensar los activos y pasivos impo-sitivos corrientes y cuando el impuesto sobre los beneficios diferido está aso-ciado a la misma autoridad fiscal.

2.12. planes de beneficios al personal(a) planes de beneficios por retiro y otrosCiertas sociedades dependientes tienen vigentes programas de beneficios bajo la modalidad de “beneficios definidos no fondeados” y “otros beneficios de largo plazo” que, bajo ciertas condiciones es-tablecidas, se otorgan durante el período laboral y con posterioridad al retiro.El pasivo correspondiente a estos planes de beneficios definidos se en-cuentra registrado al valor presente de los flujos de fondos futuros, 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 reconocimiento de cada beneficio. Dicho pasivo es calcu-lado por actuarios independientes, al menos una vez al año, utilizando el mé-todo 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 aho-rro en dólares estadounidenses inver-tido en el exterior, que podrá ser utili-zado como cobertura parcial o total de estos beneficios. Estas inversiones no están asignadas a ningún plan en par-ticular ni están segregadas de los otros activos de Tecpetrol. Debido a esto, el plan se clasifica como “no fondeado” de acuerdo 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, Tecpetrol International S.A. (socio único) adoptó un programa de retención e incentivos a largo plazo para ciertos empleados de algunas dependientes. Conforme a este progra-ma, los beneficiarios recibirán un nú-mero de unidades valuadas al valor de libros del patrimonio neto por acción de Tecpetrol International S.A. (exclu-yendo la Participación no Controlante). Las unidades serán devengadas en un período de cuatro años y las dependien-tes 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 sea desvinculado de la dependiente paga-dora, al último valor de libros del patrimonio neto publicado por acción atribuible a los accionistas de Tecpetrol International S.A. al momento del pago. Los beneficiarios recibirán también importes en efectivo equiva-lentes al dividendo pagado por acción, cada vez que Tecpetrol International S.A.

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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 sociedades dependientes, se debe pagar un be-neficio anual a sus empleados que se calcula usando una base similar a la utilizada para el cálculo del impuesto sobre los beneficios. El pasivo genera-do por la participación de los trabaja-dores en las utilidades es reconocido de acuerdo a la NIC 19 – ‘Beneficios a empleados’ y es registrado en “Proveedores y otras deudas” en el balance consolidado. El resultado devengado es registrado dentro de los “Costes laborales” en la cuenta de resultados consolidada.

2.14. provisionesLas provisiones se reconocen cuando Tecpetrol: 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 provisiones se valúan al valor presente de las erogaciones que se prevé serán necesarias para cancelar las obligaciones, utilizando una tasa de descuento apropiada. La provisión por abandono de pozo se calcula estableciendo para cada área el valor presente de los costes futuros relacionados con el abandono de los pozos. Cuando el pasivo se registra inicialmente, Tecpetrol activa dichos costes aumentando el valor de libros del activo relacionado. Con el trans-curso del tiempo, el pasivo es acrecen-tado hasta alcanzar su valor presente

durante cada período, y el coste activado inicialmente se amortiza a lo largo de la vida útil estimada del activo relacionado. En base a los cambios tecnológicos y las variaciones en los costes de recuperación ne-cesarios para proteger el ambiente, Tecpetrol ha considerado conveniente reevaluar periódicamente los costes futuros de abandono de pozos. Los efectos de este nuevo cálculo se incluyen en las cuentas anuales en las cuales se determinan y se exponen como un ajuste a la provisión, y a “Propiedades, planta y equipos. Activos de exploración, evaluación y desarrollo”.

2.15. proveedores y otras deudasEl saldo de proveedores y otras deudas se reconocen inicialmente a su valor razonable y posteriormente se valúan al coste 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, reten-ciones y descuentos. Los ingresos por ventas de hidrocarburos y otros acti-vos se reconocen al momento de la transferencia al comprador de todos los riesgos y beneficios significati-vos 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. coste de ventas El coste de ventas se reconoce en la cuenta de resultados consolidada de acuerdo con el criterio de lo de-vengado y se clasifica como “Costes operativos”.

2.18. Instrumentos financierosTecpetrol clasifica a los instrumentos fi-nancieros distintos a los derivados en las siguientes categorías: 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 ins-trumentos financieros. Tecpetrol determi-na la clasificación de sus instrumentos financieros al momento de la contabili-zación inicial y reevalúa su designación a cada fecha de presentación de las cuen-tas anuales consolidadas.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 princi-palmente para la venta a corto plazo o si son así designados por la Gerencia inicialmente. Dentro de esta categoría se incluye el efectivo y equivalentes de efectivo y las inversiones en certi-ficados de deuda mantenidos para su negociación.

(b) préstamos y otros créditosLos préstamos y otros créditos son activos financieros no derivados con pagos fijos o determinables y que no cotizan en un mercado activo. Dentro de esta categoría se incluyen los clien-tes y los otros créditos. En general se clasifican como activos corrientes, excepto aquellos cuyo vencimiento es

mayor a 12 meses desde la fecha de las cuentas anuales consolidadas.

(c) activos financieros disponibles para la venta Los activos financieros disponibles para la venta son instrumentos financieros no derivados que se designan dentro de esta categoría o no se clasifican en ninguna de las otras categorías. Se cla-sifican como no corrientes salvo que la Gerencia tenga previsto vender la inver-sión en un plazo de 12 meses desde la fecha de las cuentas anuales consolida-das. Los activos financieros disponibles para la venta se valúan al valor razona-ble y las variaciones se reconocen en el estado del resultado global.Tecpetrol determina a cada fecha de cierre de las cuentas anuales consoli-dadas si existen indicadores de desva-lorización. En el caso de instrumentos de capital clasificados como disponi-bles para la venta se consideran indi-cadores de desvalorización una dismi-nución significativa o prolongada en el valor razonable de los activos finan-cieros por debajo de su coste. Si existe tal evidencia, la pérdida acumulada en Otros resultados globales se reclasifica a la cuenta de resultados y no puede ser revertida.

(d) otros pasivos financieros Dentro de esta categoría se incluyen las deudas bancarias y financieras y los proveedores 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 analiza-das para verificar su consistencia

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periódicamente. Para todas las opera-ciones 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 subyacen-te. El valor razonable de los instrumen-tos financieros 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 reconocen inmediatamente en la cuen-ta de resultados consolidada. 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, Tecpetrol documenta al inicio de la transacción la relación entre el instru-mento de cobertura y el ítem cubierto, así como también los objetivos y la estrategia de administración de riesgo de la Gerencia para asumir diversas transacciones de cobertura. Asimismo, Tecpetrol evalúa, tanto al inicio de la cobertura como en forma continua, si los instrumentos financieros derivados designados como cobertura son alta-mente 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 efecti-vo y cumplen las condiciones para serlo, se registran en el estado del resultado global consolidado. La ganancia o pérdi-da relacionada con la porción no efectiva se reconoce inmediatamente en la cuen-ta de resultados consolidada, dentro de “Otros resultados financieros, netos”.Al vencimiento o venta de un instru-mento de cobertura, o al momento en que la cobertura deja de cumplir los criterios para ser contabilizada como tal, cualquier ganancia o pérdida acu-mulada registrada en el estado del resultado global hasta dicho momento permanece en el estado del resultado global y se reclasifica a la cuenta de resultados consolidada en el mo-mento en que ocurre la transacción cubierta. Cuando se prevé que no se concretará la transacción cubierta proyectada, la ganancia o pérdida acu-mulada reconocida en el estado del resultado global consolidada se reclasifica inmediatamente a la cuenta de resultados consolidada.

2.20. seguridad, medio ambiente y salud ocupacional Tecpetrol tiene como objetivo priori-tario conducir sus operaciones prote-giendo la integridad física de su perso-nal y la de terceros, logrando al mismo tiempo una adecuada conservación del medio ambiente.Esta determinación está sustentada por el compromiso de su Dirección y en el convencimiento de que las le-siones y enfermedades ocupacionales pueden prevenirse, como así también los incidentes que impacten sobre el medio ambiente; las prácticas seguras son responsabilidad de todos y cada


uno de los integrantes del personal de la empresa; el entrenamiento y la capacitación son la base para mejorar en forma continua las operaciones, la seguridad de las mismas y su relación con el medio ambiente.Tecpetrol aplica las mejores prácticas de seguridad y medio ambiente para beneficio de la comunidad, los emplea-dos de la empresa, y como factor que contribuye al éxito en los negocios. Asimismo, confía en la actitud ética y responsable de todos sus empleados al llevar a cabo sus tareas.

3. nuevas normas contables(a) nuevas normas, interpretaciones y modificaciones con fecha de entrada en vigor en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2011: • NIIF 3 (revisada en enero 2008),

“Combinaciones de Negocios” En enero de 2008, el CNIC emitió la NIIF 3 (revisada en enero de 2008), “Combinaciones de Negocios” (“NIIF 3 - revisada”). La NIIF 3 revisa-da incluye modificaciones que bus-can proveer una guía en la aplicación del método de adquisición. La NIIF 3 revisada reemplaza la NIIF 3 (emitida en 2004) y entra en vigencia para las combinaciones de negocios cuya fecha de adquisición sea en o a partir del comienzo del primer período anual reportable co-menzado en o a partir del 1 de enero de 2011. Esta norma no impacta en los presentes estados financieros y su futuro impacto dependerá de la exis-tencia de combinaciones de negocios.

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

En noviembre de 2009, el CNIC emi-tió la NIIF 9 “Instrumentos financie-ros” 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 2013. La Gerencia de la Sociedad no ha estimado aún el potencial impacto que tendrá la aplicación de la NIIF 9 en las cuentas anuales consolidadas.

• NIIF 10, “Estados contables consoli-dados” En mayo de 2011, el CNIC emitió la NIIF 10 “Estados contables conso-lidados” 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 estimado aún el impacto potencial que la aplicación de la NIIF 10 tendrá en las cuentas anuales consolidadas.

• NIIF 11, “Negocios conjuntos” En mayo de 2011, el CNIC emitió la NIIF 11 “Negocios conjuntos”, la que establece los principios para la pre-sentación y preparación de estados contables para los integrantes de un negocio conjunto. La NIIF 11 reem-plaza a la NIC 31, “Participaciones en negocios conjuntos” y a la SIC 13, “Entidades controladas

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conjuntamente – 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 estimado aún el impacto potencial que la aplicación de la NIIF 11 tendrá en las cuentas anuales consolidadas.

• NIIF 12, “Exposición de participacio-nes en otras entidades” En mayo de 2011, el CNIC emitió la NIIF 12 “Exposición de participaciones en otras entidades” que aplica a las sociedades que tienen participaciones en dependientes, compañías asocia-das, negocios conjuntos u otras for-mas de inversión. La NIIF 12 requiere que la sociedad revele información que permita a los usuarios de los es-tados contables evaluar la naturaleza y riesgo asociado con las participacio-nes en otras entidades y el efecto en su posición financiera. La misma es efectiva para períodos anuales inicia-dos a partir del 1 de enero de 2013. La Gerencia de la Sociedad no ha estimado aún el impacto potencial que la aplicación de la NIIF 12 tendrá en las cuentas anuales consolidadas.

• NIIF 13 “ Valor razonable” En mayo de 2011, el CNIC emitió la NIIF 13, “Valor razonable”, que es-tablece cómo determinar el valor razonable y los requisitos de expo-sición cuando la valuación a valor razonable es requerida por alguna norma. La norma aplica tanto a los instrumentos financieros como no financieros valuados a valor razona-ble. 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 consolidados”, la NIC 27 fue modifi-cada en mayo de 2011 por el CNIC, a efectos de que solo incluya reque-rimientos relacionados con los esta-dos contables individuales. La NIC 27, que antes de esta modificación se denominaba estados contables con-solidados e individuales, pasó a llamarse “Estados contables indivi-duales”. 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 estimado aún el impacto potencial que la aplicación de la NIC 28 tendrá en las cuentas anuales consolidadas.

• 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 globales. Las entidades deberán aplicar estas


modificaciones por los períodos anuales iniciados desde el o con pos-terioridad al 1 de julio de 2012. La Gerencia de la Sociedad no ha estimado aún el impacto potencial que la aplicación de estas modifica-ciones tendrá en las cuentas anuales consolidadas.

• NIC 19, “Beneficios a los empleados” El 16 de junio de 2011, la CNIC pu-blicó las modificaciones a la NIC 19 “Beneficios a los empleados”. Las modificaciones incluyen principal-mente 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 poten-cial que la aplicación de estas mo-dificaciones tendrá en las cuentas anuales consolidadas.

La Gerencia evaluó la relevancia de otras nuevas normas, modificaciones e interpretaciones aún no efectivas y concluyó que las mismas no son rele-vantes para la Sociedad.

4. gestIón del rIesgo fInancIero

4.1. factores de riesgo financieroLas actividades de Tecpetrol la expo-nen a una variedad de riesgos financie-ros, principalmente relacionados con riesgos de mercado (incluyendo los efectos de la fluctuación de los tipos de cambios, las tasas de interés y los

precios de mercado), la concentración del riesgo crediticio, el riesgo de liqui-dez y el riesgo de capital.El programa de administración de riesgos de Tecpetrol se centra en lo impredecible de los mercados finan-cieros y trata de minimizar los poten-ciales efectos adversos en su perfor-mance financiera.

(i) riesgo de tipo de cambio de la moneda extranjeraLa Sociedad y sus dependientes están expuestas al riesgo de fluctuación del tipo de cambio por las transacciones en moneda distinta a la moneda funcional. Dado que la moneda funcional de la Sociedad es el dólar estadounidense, el objetivo del programa de coberturas de tipos de cambio de Tecpetrol es prin-cipalmente reducir el riesgo asociado con fluctuaciones cambiarias de otras monedas contra su moneda funcional.La exposición de Tecpetrol a las fluctuaciones del tipo de cambio se revisa periódicamente. Tecpetrol intenta neutralizar potenciales impac-tos adversos provenientes de las fluc-tuaciones en el valor de otras monedas respecto de su moneda funcional, utilizando instrumentos financieros derivados, de ser necesario. La siguiente tabla detalla la exposición a las distintas monedas al 31 de di-ciembre de 2011.

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eXPosiCiÓn en MonedA eXTrAnjerA

U$SEURPENMXN

Tecpetrol estima que el impacto de una variación favorable o desfavo-rable en los tipos de cambio de un 1% resultaría en una ganancia de euros 0,65 millones al 31 de diciembre de 2011 y euros 0,27 millones al 31 de marzo de 2011.

(ii) riesgo de tasa de interésTecpetrol está expuesta al riesgo de volatilidad de la tasa de interés princi-palmente relacionado con las inversio-nes a corto plazo y las deudas banca-rias y financieras. La siguiente tabla detalla las proporcio-nes de deuda a tasa de interés variable y fija a cada cierre de ejercicio.

Ars

(24.333)

-

-

-

CoP

(52.919)

-

-

-

BoB

(3.053)

-

-

-

VeF

274

-

-

-

MXn

27

-

-

N/A

dKK

13

-

-

-

us$

N/A

23

12.500

9.206

Moneda Funcional


Tasa fijaTasa variable

Monto en euros

30.574.698

216.085.503

Porcentaje

12%

88%

Porcentaje

4%

96%

Monto en euros

11.169.995

288.264.809

31 de diciembre de 2011 31 de marzo de 2011

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 mante-nidas constantes, el resultado neto por el ejercicio finalizado al 31 de diciem-bre de 2011, hubiera sido de euros 0,8 millones menor (euros 1 millón menor 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 de la tasa de interés promedio de 50 puntos básicos resultaría en un incremento del resulta-do neto de euros 0,49 millones al 31 de diciembre de 2011 (euros 0,62 millones al 31 de mazo de 2011).

(iii) concentración del riesgo crediticioLos activos financieros de Tecpetrol potencialmente expuestos a concen-traciones de riesgo crediticio consisten principalmente en depósitos en entida-des financieras y clientes. Respecto a los depósitos en entidades financieras, Tecpetrol 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 clientes, Tecpetrol po-see 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 61% de los saldos con clientes que mantiene Tecpetrol son con PEMEX (64% al 31 de marzo de 2011), y el 12% con Esso Petrolera Argentina S.R.L. (11% al 31 de marzo de 2011).

(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 Tecpetrol de acuerdo a los vencimientos contractuales:

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Tecpetrol mantiene una línea de crédito no dispuesta por euros 19,4 millones al 31 de diciembre de 2011, con venci-miento en diciembre de 2012 y de euros 14,4 millones al 31 de marzo de 2011.

(v) riesgo de precioLa política de Tecpetrol consiste en evaluar periódicamente la volatilidad del precio del petróleo crudo y celebrar contratos de cobertura, de ser necesa-rio. Al 31 de diciembre y 31 de marzo de

2011 Tecpetrol 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 resulta-do de Tecpetrol de euros 14 millones y euros 39 millones al 31 de diciembre y 31 de marzo de 2011, respectivamente.Al igual que en el ejercicio anterior, para las dependientes argentinas un aumento del 10% en los precios del crudo no implicaría un efecto

Al 31 de diciembre de 2011Deudas bancarias y financierasProveedores y otras deudasIntereses no devengados a pagar estimados

Total

Al 31 de marzo de 2011Deudas bancarias y financierasProveedores y otras deudasIntereses no devengados a pagar estimados

Total

Menos de un año

85.851.998

128.720.432

6.773.714

221.346.144

Menos de un año

71.854.030

114.998.519

7.399.806

194.252.355

entre 1 y 2 años

134.749.728

-

787.225

135.536.953

entre 1 y 2 años

30.592.935

-

5.943.410

36.536.345

entre 2 y 5 años

77.797.926

9.515.723

109.491

87.423.140

entre 2 y 5 años

144.213.236

7.686.351

5.335.890

157.235.477


significativo en el resultado neto ya que dichas sociedades realizan sus ventas al mercado local de acuerdo al régimen regulatorio vigente.

(vi) riesgo de capitalTecpetrol busca mantener un adecua-do nivel de endeudamiento sobre el total del patrimonio neto consideran-do 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 financie-ros y el patrimonio neto) es 0,33 al 31 de diciembre de 2011 en comparación con 0,32 al 31 de marzo de 2011. La Sociedad no tiene que cumplir con requerimientos regulatorios de manteni-miento de capital.

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

Al 31 de diciembre de 2011Activos ClientesOtras cuentas a cobrar y anticiposActivos financieros disponibles para la venta

Otros activos financieros a valor razonable con cambio en resultados

Instrumentos financieros derivadosEfectivo y equivalentes de efectivoTotal

Activos financieros al valor razonable con cambio en resultados

-

-

-

8.228.841

9.809.551

174.269.250

192.307.642

Préstamos y cuentas por cobrar

129.535.207

31.035.751

-

-

-

-

160.570.958

Activos financieros disponibles para la venta

-

-

48.767.386

-

-

-

48.767.386

50

Al 31 de marzo de 2011 Activos ClientesOtras cuentas a cobrar y anticiposActivos financieros disponibles para la venta

Otros activos financieros a valor razonable con cambio en resultados


Activos financieros al valor razonable con cambio en resultados

-

-

7.098.093

2.319.720

123.817.390

133.235.203

Préstamos y cuentas por cobrar

130.785.380

25.468.812

-

-

-

-

156.254.192

Activos financieros disponibles para la venta

-

-

47.370.339

-

-

-

47.370.339

Al 31 de diciembre de 2011 Pasivos Deudas bancarias y financierasProveedores y otras deudasTotal

otras

deudas

financieras

298.399.652

138.236.155

436.635.807

Al 31 de marzo de 2011 PasivosDeudas bancarias y financierasProveedores y otras deudasTotal

otras

deudas

financieras

246.660.201

122.865.305

369.525.506


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 va-luación estándar. Tecpetrol utiliza una variedad de métodos y premisas ba-sadas en las condiciones de mercado existentes a la fecha de presentación de las cuentas anuales consolidadas. Para fines de estimar el valor razonable del efectivo y equivalentes de efectivo y otras inversiones cuyo vencimiento es menor a 90 días, Tecpetrol utiliza usualmente el coste histórico ya que este se aproxima a su valor razonable.El valor razonable de todos los ins-trumentos financieros derivados se determina de acuerdo a lo detallado en la Nota 2.19. A los fines de exposición, se asume que el valor nominal de los clientes y otros créditos y de los proveedores

y otras deudas, menos la provisión por desvalorización, de corresponder, se aproxima a su valor razonable.

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:

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

Otros activos financieros a valor razonable con cambios en resultados


nivel 1

-

8.228.841

174.269.250

182.498.091

nivel 2

-

-

9.809.551

-

9.809.551

nivel 3

48.767.386

-

-

-

48.767.386

52

5. estImacIones y crIterIos contables crítIcosLas estimaciones y criterios se evalúan continuamente 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.Tecpetrol realiza estimaciones y adopta premisas relativas al futuro en la pre-paración de las cuentas anuales conso-lidadas. Los resultados futuros reales pueden diferir de dichas estimaciones. A continuación se detallan las estima-ciones y premisas más significativas:

(a) reservas de hidrocarburosPor reservas se entiende a los volú-menes de petróleo y gas (expresado en m3 equivalentes de petróleo) que originan o están asociados a algún ingreso económico, en las áreas donde Tecpetrol opera o tiene participación (directa o indirecta) y sobre los cuales se poseen derechos para su explota-ción, incluyendo los volúmenes de hidrocarburos relacionados con aque-llos contratos de servicios en los cua-les 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 per-files de producción futura, costes de desarrollo y precios, incluyendo diver-sos factores que escapan al control del productor. 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 incer-tidumbre. 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:

Petróleomillones de metros cúbicos 13

Gas miles de millones de metros cúbicos 34

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

Otros activos financieros a valor razonable con cambios en resultados


nivel 1

-

7.098.093

-

123.817.390

130.915.483

nivel 2

-

-

2.319.720

-

2.319.720

nivel 3

47.370.339

-

-

-

47.370.339


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 económicas vigentes al 30 de junio de 2011, considerando la evaluación económica, 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) provisión para abandono de pozosLas obligaciones relacionadas con el abandono de pozos una vez finaliza-das las operaciones implican que la Gerencia realice estimaciones respecto de los costes de abandono a largo pla-zo y del tiempo restante hasta el aban-dono. Cabe destacar que la tecnología, los costes y las consideraciones de política, ambiente, seguridad y relacio-nes públicas cambian continuamente, lo que puede resultar en diferencias entre los costes 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. Tecpetrol analiza el estado de cada contingencia

y evalúa la potencial exposición finan-ciera. Si la pérdida potencial derivada de la contingencia se considera pro-bable y el monto puede ser estimado en forma razonable, se registra una provisión. La Gerencia estima el monto de dicha provisión en base a la infor-mación disponible y a las premisas y métodos considerados apropiados. Dichas estimaciones se elaboran prin-cipalmente con la asistencia de los asesores legales. Las estimaciones son revisadas y ajustadas periódicamente, a medida que Tecpetrol obtiene infor-mación adicional.

(d) valores recuperables de activos no corrientes A los efectos de evaluar la recuperabi-lidad de los activos no financieros, los activos se agrupan en los menores niveles para los cuales existen flujos de fondos identificables individual-mente (unidades generadoras de efectivo). A tal efecto, las estimaciones utilizadas por la Sociedad para evaluar la recuperabilidad de los activos finan-cieros se detallan en la Nota 2.2 y 2.5, mientras que las estimaciones utilizadas para evaluar la recuperabi-lidad de los activos no financieros se detallan en la Nota 16.

54

6. costes operatIvos

Honorarios y serviciosCostes laborales Depreciación de inmovilizado materialGastos de mantenimientoAcondicionamiento, almacenaje y embarqueImpuestosOtros

31 de diciembre de 2011 (9 meses)

4.817.949

25.323.876

88.961.535

115.527.068

18.807.720

122.458.026

23.093.501

398.989.675

31 de marzo de 2011 (12 meses)

14.721.245

20.903.358

71.423.634

113.954.477

6.804.796

88.057.847

22.201.943

338.067.300

7. gastos de comercIalIzacIón

Acondicionamiento, almacenaje y embarqueProvisión para créditos incobrablesImpuestos


1.631.413

4.110.414

4.219.898

9.961.725


2.133.707

-

4.940.051

7.073.758


8. gastos de admInIstracIón

Honorarios y serviciosCostes laborales Depreciación de inmovilizado materialImpuestosRecupero de gastos y otros


10.814.799

26.599.305

915.336

228.353

1.587.997

40.145.790


10.094.157

34.507.226

367.924

57.234

(3.797.279)

41.229.262

9. costes laborales

Costes operativos Gastos de administración

Sueldos, jornales y otrosCargas socialesOtros beneficios al personal (Nota 24)


25.323.876

26.599.305

51.923.181

42.720.945

6.358.582

2.843.654

51.923.181


20.903.358

34.507.226

55.410.584

45.689.952

5.578.500

4.142.132

55.410.584

56

DirectivoResto de plantilla

31 de diciembre de 2011

53

643

696

31 de marzo de 2011

49

592

641

El número promedio de empleados de la Sociedad el siguiente:

El número de empleados de Tecpetrol al cierre del ejercicio por categoría y por sexo ha sido el siguiente:

Personal directivo y gerencial

Resto de plantilla

Mujeres

3

120

123

Total

54

647

701

Hombres

51

532

583

Total

53

639

692

Hombres

50

519

569

Mujeres

3

115

118

diciembre de 2011 Marzo de 2011


10. otros resultados operatIvos

otros ingresos operativosDividendos cobradosIngresos netos por otras ventasOtros

otros egresos operativosImpuesto al débito y crédito bancarioProvisión para juicios y contingenciasOtros


3.514.292

832.655

400.793

4.747.740

3.275.741

1.263.040

970.823

5.509.604


683.520

139.194

25.579

848.293

3.959.411

2.640.742

982.626

7.582.779

11. Ingresos y gastos fInancIeros

Intereses ganadosIntereses perdidosintereses netos

Ganancia (pérdida) por diferencia de cambio y cambios en el valor razonable de los instrumentos derivados

Otros ingresos/gastos financieros netosotros resultados financieros netos


3.080.838

(10.834.586)

(7.753.748)

138.922

(5.479.879)

(5.340.957)


2.975.210

(10.245.927)

(7.270.717)

-

1.150.719

1.150.719

58

12. Impuesto sobre los benefIcIos

El impuesto sobre el resultado an-tes de impuesto de Tecpetrol difiere del monto teórico que se obtendría

La tasa impositiva efectiva media ponde-rada aplicada fue del 30,9% (2011: 36,5%).

ejercicios abiertos a Inspección• Argentina: 2006 a 31 de

diciembre de 2011• Perú: 2004 a 2011• Venezuela: 2005 a 2011• Ecuador: 2008 a 2011• México: 2007 a 2011• España: 2008 a 2011

Impuesto corrienteImpuesto diferido – ganancia (Nota 27)

Resultado antes del impuesto sobre los beneficiosResultados no sujetos a impuestoBase imponible netaImpuesto calculado a la tasa de cada paísGanancias exentas Quebranto no registrado como activo diferidoGastos no deducibles y otrosCargo por impuesto


69.028.356

(1.817.439)

67.210.915


217.600.471

(2.134.499)

215.465.972

65.694.509

(485.246)

3.239.575

(1.237.923)

67.210.915


47.847.417

(1.073.502)

46.773.915


128.005.282

985.230

128.990.512

38.890.065

(663.288)

3.961.188

4.585.950

46.773.915

utilizando la alícuota impositiva vigente en cada país, como se expone a continuación:

Como consecuencia, entre otras, de di-ferentes posibles interpretaciones de la legislación fiscal vigente, podrían surgir pasivos adicionales como resultado de una inspección. En todo caso, los ad-ministradores de Tecpetrol consideran que dichos pasivos, en caso de produ-cirse, no afectarían significativamente a las cuentas anuales.


13. InmovIlIzado materIal

(1) Incluye la desvalorización de activos de desarro-llo de la dependiente Tecpetrol SA por euros 7,5 millones (ver Nota 16).

CosteSaldo al inicio del ejercicioDiferencias de conversiónAltasTraspasosBajassaldo 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

288.558.384

9.985.151

89.237

10.143.803

(1.510.041)

307.266.534

143.331.855

5.217.472

16.223.731

(1.507.432)

163.265.626

144.000.908

Activos de desarrollo/ producción

650.168.599

23.674.735

-

96.364.729

(4.173.182)

766.034.881

450.232.195

17.330.574

58.106.118

(3.708.858)

521.960.029

244.074.852

60

CosteSaldo al inicio del ejercicioDiferencias de conversiónAltasTraspasosBajassaldo 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

Total

1.200.940.364

41.523.343

179.667.360

-

(7.578.923)

1.414.552.144

609.340.653

23.041.552

89.876.871

(5.816.029)

716.443.047

698.109.097

otros

21.989.206

689.715

6.389.914

(1.107.469)

(183.064)

27.778.302

7.486.900

261.568

2.038.302

(132.760)

9.654.010

18.124.292

obras en curso

35.815.903

601.600

154.809.543

(120.107.783)

(1.245.657)

69.873.606

-

-

-

-

-

69.873.606

reservas adquiridas

138.677.994

4.510.393

-

3.776.648

-

146.965.035

-

(74.960)

12.176.834

-

12.101.874

134.863.161

exploración y evaluación

55.048.269

1.531.149

9.988.197

10.930.072

-

77.497.687

-

-

-

-

-

77.497.687

Abandono de pozos

10.682.009

530.600

8.390.469

-

(466.979)

19.136.099

8.289.703

306.898

1.331.886

(466.979)

9.461.508

9.674.591


Coste Saldo al inicio del ejercicioDiferencias de conversiónAltasTraspasosBajassaldo al cierre del ejercicio

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

278.710.562

(7.276.472)

1.147.673

16.038.070

(61.449)

288.558.384

138.310.572

(10.934.463)

15.898.329

57.417

143.331.855

145.226.529

Activos de desarrollo / producción

608.674.882

(46.176.508)

18.649.607

81.702.238

(12.681.620)

650.168.599

433.269.211

(38.371.892)

55.334.876

-

450.232.195

199.936.404

(2) Incluye la reversión de la desvalorización de activos de desarrollo contabilizada en la sociedad dependiente Tecpecuador SA por euros 3 millones (ver Nota 16).

13. InmovIlIzado materIal (cont.)

62

Coste Saldo al inicio del ejercicioDiferencias de conversiónAltasTraspasosBajassaldo al cierre del ejercicio

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

1.102.956.130

(47.959.279)

162.398.456

-

(16.454.943)

1.200.940.364

587.865.863

(50.443.028)

71.791.558

126.260

609.340.653

591.599.711

otros

13.543.173

(718.411)

10.113.336

-

(948.892)

21.989.206

6.901.989

(416.572 )

932.640

68.843

7.486.900

14.502.306

obras en curso

35.101.491

(361.619)

103.474.193

(102.398.162)

-

35.815.903

-

-

-

-

-

35.815.903

reservas adquiridas

128.628.027

10.049.967

-

-

-

138.677.994

-

-

-

-

-

138.677.994

exploración y evaluación

25.488.294

(2.637.618)

28.108.806

4.657.854

(569.067)

55.048.269

-

-

-

-

-

55.048.269

Abandono de pozos

12.809.701

(838.618)

904.841

-

(2.193.915)

10.682.009

9.384.091

(720.101)

(374.287)

-

8.289.703

2.392.306


segurosLa Sociedad tiene contratadas varias pólizas de seguro para cubrir los ries-gos a los que están sujetos los ele-mentos del inmovilizado material. La cobertura de estas pólizas se considera suficiente.

14. actIvos IntangIbles El 25 de marzo de 2010 la sociedad de-pendiente 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 de fondo de comercio de euros 8.574.651. La variación del saldo al 31 de diciembre de 2011 y 31 de marzo de 2011 corresponde únicamente a las diferencias de conversión generadas en el ejercicio.

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 directamente atribuibles a la adquisi-ción, de acuerdo a la NIIF 3 vigente a dicha fecha.Tecpetrol calcula el valor de uso a tra-vés de un flujo de fondos descontado a los efectos de evaluar la recuperabilidad del fondo de comercio. Entre las princi-pales premisas utilizadas se encuentran la estimación de los precios de venta, los costos y niveles de producción, y una tasa de descuento (expresada en dólares estadounidenses) de 15,0% al 31 de diciembre de 2011 (12,4% al 31 de marzo de 2011). Al 31 de diciembre de 2011 y al 31 de marzo de 2011 no se re-gistró ningún cargo por desvalorización en el fondo de comercio.

Al inicio del ejercicioDiferencia de conversiónResultado de inversiones en sociedades asociadasDividendos cobradosAl cierre del ejercicio


29.204.340

(233.904)

615.884

(1.345.373)

28.240.947

31 de marzo de 2011

27.444.310

1.467.259

2.036.678

(1.743.907)

29.204.340

15. InversIones en compañías asocIadas

64

Las compañías asociadas son las siguientes:

(*) Constituidas en Argentina

(1) 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.

(2) A través de Gasinvest S.A., la Sociedad posee una participación indirecta del 15,35% en Transporta-dora de Gas del Norte S.A. (TGN) , quien cotiza en la Bolsa de Buenos Aires (Argentina), siendo su valor de cotización al 31 de diciembre de 2011 de ARS 0,81 por acción (equivalentes a 0,15 euros por acción) y ARS 1,51 al 31 de marzo de 2011 (equivalentes a 0,25 euros por acción).

soCiedAd (*)

TIBSA Inversora S.A. (1)

Gasinvest S.A.Transportadora de Gas del Mercosur S.A. (3)

Energy Consulting Services S.A.

Transportadora de Gas del Norte S.A. (2) y (3)

Total

saldo al 31 de diciembre de 2011

12.430.710

7.987.392

6.182.858

1.625.620

14.367

28.240.947

% al 31 de diciembre de 2011

30,00

27,24

21,79

29,17

0,03

saldo al 31 de marzo de 2011

13.748.302

7.747.133

5.987.128

1.708.481

13.296

29.204.340

% al 31 de marzo de 2011

30,00

27,24

21,79

29,17

0,03

(3) La Sociedad realizó la evaluación de recuperabi-lidad de las inversiones en Gasinvest, Transpor-tadora de Gas del Mercosur S.A. (TGM) y TGN y registró una desvalorización en el ejercicio finali-zado el 31 de marzo de 2009.


A continuación se expone la informa-ción contable seleccionada de las compañías asociadas:

soCiedAd

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

Energy Consulting Services S.A


soCiedAd

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

Energy Consulting Services S.A


resultados

3.868

(9)

(3.856)

2.503

(12.560)

resultados

3.787

(9)

(3.875)

2.788

23.852

Pasivos

22.456 35

15.527

17.866

431.485

Pasivos

20.585

34

3.053

17.866

414.469

Activos

67.730

662

53.567

23.459

614.517

Activos

68.420

641

34.528

24.344

618.054

ingresos por ventas

53.762

-

3

61.995

54.501

ingresos por ventas

47.261

-

-

51.694

94.473

31.03.11 (en miles de euros)

31.12.11 (en miles de euros)

66

16. deterIoro de actIvos de largo plazo. InmovIlIzado materIalTecpetrol analiza la recuperabilidad de sus activos de largo plazo perió-dicamente o cuando existen eventos o cambios en las circunstancias que indiquen un potencial indicio de desva-lorización. 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, costes 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. Las tasas de descuento utilizadas fueron de aproximadamente un 15% al 31 de diciembre de 2011 y 31 de marzo de 2011.En el presente ejercicio se reconoció un cargo por desvalorización de euros 7,5 millones en las operaciones de Argentina, como consecuencia de los cambios en las condiciones económi-cas en dicho país, el cual se expone dentro de “Costes operativos” en la cuenta de resultados consolidada. Como consecuencia de los análisis de recuperabilidad realizados al 31 de marzo de 2011, se reversó el cargo por deterioro de las operaciones en Ecuador en euros 3 millones, la cual fue imputada en la cuenta de resulta-dos al 31 de marzo de 2011 dentro del rubro Costes operativos.

no corrientesInversiones sin cotización


48.767.386

48.767.386

31 de marzo de 2011

47.370.339

47.370.339

17. actIvos fInancIeros dIsponIbles para la venta


La evolución de los activos financieros es la siguiente:

Los activos financieros disponibles para la venta incluyen las participa-ciones en las sociedades: Baripetrol S.A., Oleoductos del Valle S.A., Terminales Marítimas Patagónicas S.A., Compañía Operadora de Gas del Amazonas S.A.C. y Euroamerica Hardwods Technology S.A.Durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre y 31 de marzo de 2011 se han declarado dividendos por importe de 3.514.292 euros y 683.520 euros, respectivamente. Los mismos se reconocen en la cuenta de resultados en “Otros ingresos operativos”.

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


47.370.339

1.560.338

-

(163.291)

48.767.386

31 de marzo de 2011

42.533.467

3.369.777

55

1.467.040

47.370.339

El valor razonable de dichas inversio-nes se calculó en función de un flujo de fondos descontado a una tasa del 13,2% al 31 de diciembre de 2011 y del 10% 31 de marzo de 2011. De las mencionadas inversiones, el 95% co-rresponde a activos financieros man-tenidos en dólares estadounidenses mientras que el 3% restante son en pesos argentinos. Al 31 de diciem-bre de 2011 y 31 de marzo de 2011 no se han registrado desvalorizacio-nes de dichos activos.

HidrocarburosInsumos y repuestos


16.122.158

15.044.625

31.166.783

31 de marzo de 2011

1.880.935

13.366.133

15.247.068

18. eXIstencIas

68

19. otros crédItos y antIcIpos

no corrientesFiscalesAnticipos y préstamos al personalAnticipos a proveedoresOtros créditos

Provisión para créditos incobrables

CorrientesCréditos comunesGastos a devengarCréditos de partes relacionadas (Nota 32)FiscalesAnticipos y préstamos al personalAnticipos a proveedoresOtros créditos



9.165.015

1.010.156

1.141.240

2.049.452

13.365.863

(104.708)

13.261.155

10.453.960

1.738.987

2.360.454

12.581.232

1.361.800

2.497.345

6.383.412

37.377.190

(728.192)

36.648.998

31 de marzo de 2011

3.505.767

1.121.310

-

1.890.325

6.517.402

-

6.517.402

19.841.607

5.247.874

1.161.895

10.440.364

496.116

-

2.847.884

40.035.740

-

40.035.740


20. clIentes

no corrientesClientes comunesProvisión para créditos incobrables

CorrientesClientes Clientes de partes relacionadas (Nota 32)


Total


35.202.037

(440.874)

34.761.163

95.995.147

3.973.083

99.968.230

(5.194.186)

94.774.044

129.535.207

31 de marzo de 2011

32.865.418

-

32.865.418

97.958.635

2.074.696

100.033.331

(2.113.369)

97.919.962

130.785.380

La siguiente tabla detalla la antigüe-dad de los clientes:

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

Valor neto

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

Valor neto

1 - 180 días

3.829.641

(831.437)

2.998.204

1.900.287

(997.401)

902.886

no

vencidos

126.702.568

(165.565)

126.537.003

129.882.494

-

129.882.494

Total

135.170.267

(5.635.060)

129.535.207

132.898.749

(2.113.369)

130.785.380

> 180 días

4.638.058

(4.638.058)

-

1.115.968

(1.115.968)

-

Vencidos

70

21. efectIvo y equIvalentes de efectIvo

Caja y bancosColocaciones a corto plazoColocaciones a corto plazo en sociedades relacionadas (Nota 32)


64.503.074

15.462.709

94.303.467

174.269.250

31 de marzo de 2011

36.505.227

17.093.596

70.218.567

123.817.390

La tasa de interés efectiva promedio sobre colocaciones a corto plazo fue de 0,5% para ambos ejercicios; estos depósitos tie-nen un vencimiento promedio de 30 días.

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


174.269.250

(2.095.274)

172.173.976

31 de marzo de 2011

123.817.390

(5.952.608)

117.864.782

El efectivo y los equivalentes de efecti-vo y los descubiertos bancarios inclu-yen los siguientes epígrafes a los fines del estado de flujo de efectivo:


Base de repartoResultado del ejercicio

distribuciónReserva Voluntaria


139.424.339

139.424.339

139.424.339

139.424.339

31 de marzo de 2011

58.721.284

58.721.284

58.721.284

58.721.284

dividendos por participación socialLa Sociedad ha distribuido dividendos durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2011 por un total de euros 70.980.000. Durante el ejercicio finaliza-do el 31 de marzo de 2011 la Sociedad ha aprobado un dividendo por euros 25.728.896 el cual había sido distribuido

en el ejercicio finalizado el 31 de marzo de 2010 como dividendo a cuenta.

dividendos a cuentaLa Sociedad no ha distribuido durante el ejercicio finalizado el 31 de diciem-bre de 2011 y 31 de marzo de 2011 dividendos a cuenta.

22. otras reservas atrIbuIbles a los socIos

disponibilidad y restricciones sobre las reservas y ganancias acumuladasLa propuesta de distribución del resultado de las cuentas anuales

individuales al 31 de diciembre de 2011 y otras reservas de la Sociedad a presentar al Socio Único, así como la distribución del resultado al 31 de marzo de 2011 aprobada es la siguiente:

72

no CorrientesPréstamos bancariosPréstamos con partes relacionadas (Nota 32)

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


123.596.099

88.951.555

212.547.654

2.095.274

79.888.285

3.868.439

85.851.998

31 de marzo de 2011

113.509.139

61.297.032

174.806.171

5.952.608

62.397.190

3.504.232

71.854.030

El total de deudas bancarias y financie-ras al 31 de diciembre y 31 de marzo de 2011 incluye deudas con garantía de la Sociedad dominante por un total de euros 11,4 millones y euros 15,5 millones, respectivamente.

A continuación se detallan los princi-pales préstamos bancarios y con par-tes relacionadas:

23. deudas bancarIas y fInancIeras


74

préstamos bancarios

soCiedAd

no corrientesTecpetrol Corporation

Tecpetrol del Perú S.A.C. / Tecpetrol Bloque 56 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

Tecpetrol del Perú S.A.C. / Tecpetrol Bloque 56 S.A.C

Servicios Múltiples de Burgos SA de CV.

Tecpetrol S.A.

Tecpetrol del Perú S.A.C.


76.111.162

36.151.344

6.884.954

4.448.639

20.589.158

20.910.071

19.158.970

7.016.906

5.501.802

-

Prestamista

Credit Agricole Corporateand Investment bank

Scotiabank Perú

Banco de Crédito del Perú

Bancomer S.A.

BBVA NY

Credit Agricole Corporateand Investment bank

Scotiabank Perú

Bancomer S.A.

Banco Ciudad

BBVA Banco Continental

Tasa de interés

LIBO + 3,50%

LIBO + spread entre 3,4% y 4,5%

LIBO + 4,5%

LIBO + spread entre 1,5% y 3%

LIBO + 0,92%

LIBO + 0,85%

LIBO + spread entre 3,4% y 4,5%

LIBO + spreadentre 1,5% y 3%

16%

LIBO + 1,75%

31 de marzo de 2011

73.194.930

19.275.523

9.636.316

6. 093.584

19.907.096

14.219.354

6.113.498

8.483.374

-

4.968.250

Moneda

US$

US$

US$

US$

US$

US$

US$

US$

ARS

US$


préstamos de partes relacionadas

El valor razonable de las deudas bancarias y financieras corrientes y no corrientes no difiere significativa-mente de su valor de libros al 31 de diciembre y 31 de marzo de 2011.

soCiedAd

no corrientes Norpower S.A. de C.V.

Tecpetrol de Bolivia S.A.

Tecpetrol Corporation

CorrientesTecpetrol de Bolivia S.A.


2.508.908

32.342.639

54.100.008

3.868.439

Prestamista

Techint S.A. de C.V.

Tecpetrol

International S.A.

Tecpetrol

International S.A.

Tecpetrol

International S.A.

Tasa de interés

LIBO +3%

LIBO 12m + 3%

LIBO + 2,7%

LIBO 12m + 3%

31 de marzo de 2011

202.753

18.395.019

-

3.457.186

Moneda

US$

US$

US$

US$

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

Planes de beneficios por retiro y otros Programas de retención e incentivo a largo plazoTotal incluido en Costes laborales (nota 9)


12.291.878

826.891

285.470

13.404.239


2.458.148

385.506

2.843.654

31 de marzo de 2011

9.853.590

487.298

224.966

10.565.854


3.551.320

590.812

4.142.132

24. planes de benefIcIos al personal El pasivo reconocido en el balance consolidado y los importes expuestos en la cuenta de resultados consolidada se componen de la siguiente manera:

El pasivo reconocido por tales be-neficios se expone dentro del rubro “Planes de beneficios por retiro y otros” del pasivo no corriente, no existiendo deuda exigible al cierre del ejercicio.

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

76

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

Pérdidas/ganancias actuariales no reconocidasPasivo neto reconocido

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

Total


17.491.760

(288.245)

(4.911.637)

12.291.878


735.829

1.607.586

114.733

2.458.148

31 de marzo de 2011

14.073.009

(121.316)

(4.098.103)

9.853.590


904.342

1.903.458

743.520

3.551.320

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

Los importes expuestos en la cuenta de resultados consolidada son los siguientes:

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 períodos. El detalle del pasivo reconocido en el balance consolidado es el siguiente:


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

Abandono de pozosFiscalesOtrosTotal no corrienteProvisión para otras contingencias Total corrienteTotal


9.853.590

434.609

2.742.833

(739.154)

12.291.878


36.283.910

-

5.266.867

41.550.777

9.041.880

9.041.880

50.592.657

31 de marzo de 2011

7.518.107

(988.730)

3.740.707

(416.494)

9.853.590

31 de marzo de 2011

24.367.582

1.392.454

6.553.099

32.313.135

7.686.351

7.686.351

39.999.486

La evolución del pasivo expuesto en el balance consolidado se indica a continuación:

25. provIsIones

(*) El gasto total incluye diferencias de cambio por euros 284.685 al 31 de diciembre de 2011 y euros 189.387 al 31 de marzo de 2011 que se exponen dentro de “Otros resultados financieros, netos” en la cuenta de resultados consolidada.

78

Saldo al inicio del ejercicioDiferencias de conversiónAltasBajassaldo al cierre del ejercicio


39.999.486

2.267.868

11.649.681

(3.324.378)

50.592.657

31 de marzo de 2011

39.701.227

(194.816)

1.628.169

(1.135.094)

39.999.486

La variación de provisiones ocurrida en el ejercicio es la que se indica a continuación:

La provisión relacionada con el aban-dono de pozos se contabiliza utili-zando una tasa de inflación esperada

promedio de 4,5% y una tasa de des-cuento de 8,5% al 31 de diciembre y 31 de marzo de 2011.


26. proveedores y otras deudas

Información sobre los aplazamientos de pago efectuados a proveedores de la sociedadDe acuerdo con la Ley 15/2010 del 5 de julio, se establece un plazo máximo de pago de 60 días por parte de las empre-sas para el pago a los proveedores. A este efecto se establece un calendario de pago transitorio que culminará el 1 de enero de 2013. De acuerdo con la disposición transitoria segunda de la

no corrientesProveedores

CorrientesProveedoresDeudas con partes relacionadas (Nota 32)Deuda sociales y otros impuestosGastos devengados


9.515.723

9.515.723

96.910.586

4.959.632

16.160.787

10.689.427

128.720.432

31 de marzo de 2011

7.866.786

7.866.786

92.328.734

8.296.797

13.464.063

898.925

114.988.519

mencionada Ley, desde la fecha de en-trada en vigor y hasta el 31 de diciembre de 2011 de pago el plazo será de 85 días.Al 31 de diciembre de 2011, no existen saldos pendientes de pago a los pro-veedores que acumulen un aplazamien-to superior al plazo legal de pago en virtud de lo dispuesto en la Ley 3/2004. Adicionalmente, y en cumplimiento de lo establecido por la Ley 15/2010 se suministra la siguiente información a 31 de diciembre de 2011:

Dentro del plazo máximo legal Total pagos del ejercicio

euros

145.133

145.133

%

100,00

100,00

Pagos realizados por la sociedad

2011

80

27. Impuestos sobre los benefIcIos dIferIdosLa evolución del epígrafe es la siguiente:

El movimiento en los activos y pasivos por impuesto diferido durante el ejerci-cio se detalla a continuación:

saldo al inicio del ejercicio

Diferencias temporarias Resultado gananciaCargo directo a otros resultados globalesDiferencia de conversiónsaldo al cierre del ejercicio


44.370.318

(1.817.439)

(17.983)

1.262.001

43.796.897

31 de marzo de 2011

40.907.234

(1.073.502)

(1.344)

4.537.930

44.370.318

PAsiVo iMPuesTo diFerido

Saldos al 31 de marzo de 2010

Resultado pérdida/ (ganancia)

Otros resultados globalesDiferencias de conversiónsaldos al 31 de marzo de 2011

Resultado pérdida/ (ganancia)

Diferencias de conversiónsaldos al 31 de diciembre de 2011

otros

3.876.207

1.726.685

(1.344) (177.771)

5.423.777

4.060.730

135.342

9.619.849

Provisiones

22.467.978

(5.452.172)

-

1.827.940

18.843.746

(1.863.965)

627.512

17.607.293

inmovilizado material

41.765.907

3.674.650

-

2.947.406

48.387.963

9.418.800

1.646.040

59.452.803

Total

68.110.092

(50.837)

(1.344)

4.597.575

72.655.486

11.615.565

2.408.894

86.679.945


ACTiVo iMPuesTo diFerido

Saldos al 31 de marzo de 2010Resultado pérdida/(ganancia)Diferencias de conversiónsaldos al 31 de marzo de 2011

Resultado pérdida/(ganancia)Otros resultados integralesDiferencias de conversiónsaldos al 31 de diciembre de 2011

otros

(61.345)

(209.246)

(15.727)

(286.318)

(415.888)

(17.983)

(49.616)

61.971

Provisiones

(16.123.455)

224.594

803.148

(15.095.713)

(2.882.339)

-

(742.960)

(18.721.012)

Quebrantos impositivos

(11.018.375)

(1.037.666)

(847.095)

(12.903.136)

(9.714.804)

-

(362.023)

(22.979.963)

inmovilizado material

317

(347)

29

(1)

(1.251.749)

-

7.706

(1.244.044)

Total

(27.202.858)

(1.022.665)

(59.645)

(28.285.168)

(13.433.004)

(17.983)

(1.146.893)

(42.883.048)

Los siguientes montos, determina-dos después de ser compensados

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

adecuadamente, se exponen en el balance consolidado:

Activo impositivo diferidoPasivo impositivo diferido

Activo por impuesto diferido a recuperar después de 12 meses

Pasivo por impuesto diferido a recuperar después de 12 meses

Activo por impuesto diferido a recuperar antes de 12 meses

Pasivo por impuesto diferido a recuperar antes de 12 meses


(12.936.046)

56.732.943

43.796.897


(24.224.006)

59.452.803

(18.659.042)

27.227.142

31 de marzo de 2011

(8.826.251)

53.196.569

44.370.318

31 de marzo de 2011

(12.903.136)

48.387.963

(15.382.032)

24.267.523

82

PAís

BoliviaEstados Unidos

España

Monto en miles de euros

54.616

147.467

155

Base imponible negativa

496.513.107

191.514.993

155.000

Moneda

de origen

bolivianos

dólares estadounidenses

euros

sociedad


Erskine EnergyProduction Company

Tecpetrol Internacional S.L.U.

Prescripción

5 años

Entre 3y 20 años

15 años

Los activos por bases imponibles negativas pendiente de compensación se reconocen en la medida en que es probable la realización del corres-pondiente beneficio fiscal a través de beneficios fiscales futuros.A la fecha de las presentes cuentas anuales consolidadas, los quebrantos pendientes de utilización no reconoci-dos como activos diferidos ascienden a euros 40,2 millones, de los cuales, euros 27,6 millones provienen de Tecpetrol Corporation, cuyo plazo de prescripción se encuentra entre 3 y 20 años, y euros 12,6 millones de otras dependientes, cuyo plazo de prescripción es de 5 años.Las pérdidas impositivas generadas en España vencen a partir de 2022.

28. Instrumentos fInancIeros derIvadosTecpetrol Corporation (sociedad de-pendiente) ha firmado contratos swap para reducir su exposición al riesgo de variación en los precios del mer-cado spot del petróleo, gas natural y NGLs (propano). La contraparte es Tecpetrol Internacional S.A. (socio único). Los contratos swap se liquidan

mensualmente y representan un in-tercambio de fondos en función a la diferencia entre el precio pactado y el precio spot. Estos contratos están programados según los pronósticos de i) la producción mensual de gas equivalente a volúmenes en millo-nes de unidades térmicas británicas (MMbtu) por mes, ii) la producción mensual de petróleo equivalente a volúmenes en barriles (bbl.) por mes y iii) la producción mensual de NGLs equivalente a volúmenes en galones (gal) por mes. Tecpetrol Corporation ha designado a estos contratos vigentes derivados como instrumentos de cobertura de flujos de efectivo.El siguiente es un resumen de los con-tratos al 31 de diciembre de 2011:

bases imponibles negativasEl siguiente es el detalle de las bases imponibles negativas de Tecpetrol al 31 de diciembre de 2011:


TiPo de ConTrATo

Swaps de Gas

Swaps de Petróleo

Swaps de Propano

Total

TiPo de ConTrATo

Swaps de Gas

Total

Vencimiento

2012-2016

2012-2016

2012-2016

Vencimiento

2011-2014

Valor razonable al 31 de diciembre de 2011

8.104.363

1.188.054

517.134

9.809.551

Valor razonable al 31 de marzo de 2011

2.319.720

2.319.720

Precios

entre 5,01 y 5,94 U$S/MMbtu

entre 103,08 y 103,99

U$$/bbl.

entre 121 y 143 U$S/gal

Precios

entre 5,14 y 6,10 U$S/MMbtu

Volumen remanente

6.780 MMBtu

234 bbl.

14.532 gal

Volumen remanente

6.780 MMBtu

29. contIngencIas Tecpetrol posee pasivos contingentes con respecto a los reclamos imposi-tivos que surgen en el curso normal de sus operaciones. Asimismo existen algunas interpretaciones de ciertas normas por parte de entidades regulatorias referidas a la forma de cálculo y liquidación de ciertos tributos que difieren del criterio sustentado por Tecpetrol. En base a la evaluación de la Gerencia y al asesoramiento de sus abogados, no se prevé incurrir en gastos sig-nificativos derivados de pasivos

contingentes que no se encuentren provisionados en las presentes cuen-tas anuales consolidadas.

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 euros 1,8 millones, más intereses y multas, bajo el argumento de un

84

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 correspondiente a los rubros que le resultaran adversos en virtud de la sentencia (euros 0,1 millones aproxi-madamente en concepto de impuesto más intereses), sin perjuicio de lo cual la Sociedad ha interpuesto recurso de apelación ante la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal.

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 fines de 1992 y desde entonces desarrolló 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 millones 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 congelamien-to de las tarifas domésticas combina-do con una caída en los ingresos por transporte de exportación debido a la falta de saldos de gas y a un incremen-to generalizado de costos en pesos argentinos y dólares estadounidenses, genera incertidumbre respecto de la capacidad de TGN para continuar


atendiendo en el futuro los compromi-sos contables en las condiciones pac-tadas. 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 (euros 347,5 millones), de las cuales no ha cumpli-do con el pago de capital por US$344,9 millones (euros 265,6 millones), intere-ses por US$89,3 millones (euros 68,8 millones) y US$17,1 millones (euros 13,2 millones) de intereses punitorios.A pesar que la decisión de suspender los pagos de su deuda financiera fue adoptada con la finalidad explícita de privilegiar la prestación segura y con-fiable del servicio público de transpor-te de gas natural, preservar el principio de empresa en marcha y asegurar la igualdad de trato a todos sus acree-dores, el 29 de diciembre de 2008 el ENARGAS dispuso la intervención de TGN por 120 días. La intervención dispuesta fue sucesivamente prorroga-da estando actualmente vigente. Cabe aclarar que TGN continuó prestando el servicio público a su cargo con total normalidad y sin 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 conta-bles, que fue posteriormente mejorada 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 las presentes cuentas anuales consolidadas, no se ha producido una modificación en el cuadro tarifario, sin perjuicio que TGN espera alcanzar un entendimiento pleno con el gobierno de la República Argentina y en tal sentido, continúa trabajando con las autoridades nacio-nales, 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

86

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, ma-terializarse. En estas circunstancias, la valoración de dichas inversiones (netas de provisiones por desvalori-zación registradas en años anterio-res) registra la mejor estimación de Sociedad sobre la recuperabilidad de estos activos.

31. prIncIpales compromIsos, garantías y restrIccIonesA la fecha de las presentes cuentas anuales consolidadas la Sociedad y sus dependientes mantienen los si-guientes compromisos y/o garantías:

a) principales garantías corporativas


concepto

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.


Beneficiario

Bancomer

PEP

Perupetro S.A.

Millones

de us$

15

14

-

observaciones

Ejecutable solo si el incum-plimiento se debe a una causa relacionada con la per-formance de SMB.

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

Sin monto definido.

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.




Tecpetrol S.A.

Beneficiario

Estado ecuatoriano

ANH

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB)

Millones

de us$

-

-

-

observaciones

Sin monto definido.

Sin monto definido.

Sin monto definido.

88

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

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 Argentina de Seguros S.A.


Tecpetrol Colombia S.A.S.

Tecpetrol Colombia S.A.S.

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)

Millones de us$

7

4

8

4

5

observaciones

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

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

-


90

concepto

Cumplimiento de inversiones Orán.

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

Garantía por vicios ocultos.

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 Argentina de Seguros S.A.

HSBC México S.A.

Afianzadora Sofimex S.A./ Afianzadora Aserta S. A. de C.V

Banco Santander


Tecpetrol S.A.

SMB

SMB


Beneficiario

Secretaría de Energía de la provincia de Salta, Argentina

PEP

PEP

APHC

Millones de us$

2

16

17

5

observaciones

-

-

-

Compañía General de Combustible emitió una indemnidad a favor de Tecpetrol Internacional S.L.U. hasta un monto de US$2,34 millones.

(*) PEP: Pemex Exploración y Producción

(**) ANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos

c) otros compromisosRestricciones a la transferencia de ac-ciones y distribución de ganancias

(i) TGNEl pliego y el contrato de transferen-cia imponen ciertas restricciones a la transferencia de las acciones de TGN en poder de Gasinvest y a la transfe-rencia de las acciones de esta última en poder de sus accionistas.De acuerdo con dichas restricciones, Gasinvest no podrá reducir su par-ticipación 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 participa-ción de los accionistas originales de Gasinvest en el capital de dicha socie-dad por debajo del 51%, incluyendo cualquier defecto de suscripción por parte de dichos 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 celebrados, TGN no podrá realizar pagos de divi-dendos si ha incurrido en un incum-plimiento o causal de incumplimiento o en un período de hecho adverso (definido contractualmente) o si dicho pago excede en cada período de cálcu-lo al monto canasta disponible, deter-minado como el efectivo disponible 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 mayori-taria de los activos transferidos por Gas del Estado (“GdE”) a TGN, princi-palmente los incluidos en los rubros gasoductos, ramales de alta presión, plantas compresoras y estaciones de regulación y/o medición de presión, ha sido definida por la Licencia como “esencial para la prestación del servi-cio 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 exclusi-vo de explotar los dos gasoductos de su propiedad en las regiones Norte y Centro-Oeste de la Argentina, TGN debe reparar y mantener los activos esencia-les, junto con sus mejoras y ampliacio-nes, de acuerdo con ciertos estándares definidos en la misma. TGN no puede disponer bajo ningún título de los acti-vos esenciales, gravarlos, arrendarlos o darlos en comodato, ni afectarlos a otro destino que no sea la prestación del servicio de transporte, 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 paquete mayoritario de Litoral Gas si con ello no reduce su participación en el capital y votos de la sociedad licenciataria a me-nos del 51%. La transferencia de dicho porcentaje, así como todo acto que dis-minuya la tenencia de TIBSA por debajo de la participación mencionada, deberá contar, en todos los casos, con la previa autorización de la entidad regulatoria.

32. saldos y operacIones con partes relacIonadasLa dominante de la Sociedad es San Faustin S.A, a través de sus depen-dientes, una compañía radicada en Luxemburgo.Rocca & Partners Stichting Administratiekantoor Aandelen San Faustin (“RP STAK”), una fundación privada holandesa (“Stichting”), po-see una cantidad suficiente de accio-nes para controlar San Faustin S.A. Ninguna persona o grupo de personas controla a RP STAK.

Otras sociedades relacionadas:Ventas de productos y serviciosCompra de productosHonorarios y serviciosIntereses ganadosIntereses perdidosResultado de instrumentos financieros derivadosOtros ingresos y egresos


33.572.372

(14.436.304)

(3.759.695)

326.360

(3.331.976)

138.922

-


13.830.731

9.291.771

(298.207)

1.030.239

(2.440.749)

231.151

(49.969)

a) las principales operaciones con partes relacionadas fueron las siguientes:

92

Colocaciones en partes relacionadas (Nota 21)Otras sociedades relacionadas

Clientes de partes relacionadas (Nota 20):Otras sociedades relacionadas

Créditos de partes relacionadas (Nota 19):Otras sociedades relacionadas

Instrumentos financieros derivados (Nota 28):Instrumentos financieros derivados con socio único

Deudas con partes relacionadas (Nota 26):Otras sociedades relacionadas

Préstamos (Nota 23)No corrientes – Sociedades relacionadasCorriente – Sociedades relacionadasAl cierre del ejercicio


94.303.467

3.973.083

2.360.454

9.809.551

4.959.632

88.951.555

3.868.439

92.819.994

31 de marzo de 2011

70.218.567

2.074.696

1.161.895

2.319.720

8.296.797

61.297.032

3.504.232

64.801.264

b) saldos al cierre del ejercicio derivados de ventas/compras de bienes o servicios:

remuneración de directivosLa remuneración total de los miembros directivos devengada ascendió a euros 2,89 millones al 31 de diciembre de 2011 y de euros 4,53 millones al 31 de marzo de 2011.

transacciones con socio únicoNo existen contratos ni se han produ-cido transacciones entre la Sociedad dominante y el socio único Tecpetrol International S.A. (Uruguay).


94

dependIentes

Tecpetrol S.A.

Tecpetrol de México S.A. de C.V.

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

Tecpecuador S.A.

Tecpetrol del Perú S.A.C.

Tecpetrol Bloque 56 S.A.C.

Techenergy Services S.A. de C.V.


Tecpetrol Lote 174 S.A.C.

Dapetrol S.A.

33. prIncIpales dependIentes, entIdades bajo control conjunto y negocIos conjuntos

Actividad principal

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

Argentina

México

México

Ecuador

Perú

Perú

México

Bolivia

Perú

Argentina

% dic-2011

95,98

99,92

99,92

100

99,92

99,92

100

94,12

99,92

96,08

% Mar-2011

95,98

99,92

99,92

100

99,92

99,92

100

94,12

-

96,08


dependIentes

Tecpetrol Colombia S.A.S. (*)

Tecpetrol Corporation

Norpower S.A. de C.V.

Actividad principal

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

Exploración, explotación y producción de petróleo y gas

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

País

Colombia

México

México

% dic-2011

98,87

100

100

% Mar-2011

98,87

100

100

(*) Con fecha 30 de noviembre de 2011 la dependien-te Tecpecol S.A. cambió su denominación social a Tecpetrol Colombia S.A.S.

96

noMBre

Agua Salada

Atuel Norte

El Tordillo

Caracol Norte (d)

Tres Nidos (e)

Aguaragüe

La Tapera-Puesto Quiroga

Río Atuel

Fecha de asignación

Septiembrede 1990

Septiembre de 1990

Junio de 1991

Julio de 1992

Julio de 1992

Noviembre de 1992

Julio de 1994

Diciembrede 2008

% al 31 de diciembre de 2011

70,00

33,34

52,13

-

65,00

23,00

52,13

33,33

ubicación

Río Negro

Mendoza

Chubut

Río Negro

Salta

Chubut

Mendoza

duración (años)

25

25

25

25

25

25 (a)

25 (b)

(c)

% al 31 de marzo de 2011

70,00

33,34

52,13

65,00

65,00

23,00

52,13

33,33

negocios conjuntos - argentina

Áreas 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.


Todos los negocios conjuntos han sido conso-lidados en proporción a la participación de la Sociedad.

(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 dependiente Tecpecuador S.A., mediante el cual se adoptó el modelo de presta-ción de servicios para la exploración y explota-ción de hidrocarburos. Dicho contrato fue inscrip-to en el registro de la Secretaria de Hidrocarburos 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 obligacio-

nes 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

Tecpetrol de

Venezuela S.A.

Suizum Serviços

de Consultadoría

Lda.

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

Ipati 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

ArgentinaAgua SaladaTordilloTres Nidos - El Caracol Norte

AguaragüeRamosLa Tapera – Puesto Quiroga

Atuel NorteRío Atuel

VenezuelaColón

MéxicoMisión

PerúBloque 88Bloque 56

ecuadorBermejo

BoliviaAquíoIpati


7.172.857

29.276.871

6.643

3.967.651

9.712.186

479.175

277.155

277.863

235.227

36.135.702

10.750.432

9.629.298

9.090.601

1.671.789

1.041.795

31 de marzo de 2011

11.947.466

119.360.979

29.079

1.137.929

28.771.517

2.399.273

941.894

4.633.038

447.023

92.475.330

115.999.125

70.504.292

29.908.273

15.853.525

11.371.363


10.238.769

115.539.922

5.508

729.888

14.053.013

2.325.859

733.676

5.017.236

541.551

88.103.130

138.564.135

86.985.809

28.536.136

26.271.757

15.738.966

31 de marzo de 2011

8.802.238

25.645.864

543.398

3.875.649

8.563.657

447.787

472.932

565.320

241.884

42.944.645

14.673.734

5.342.118

8.911.552

2.131.165

813.797

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

PasivoActivo


(valores en millones de euros)

Total activo corrienteTotal activo no corriente

Total pasivo corrienteTotal pasivo no corriente

Ingresos Gastos

diciembre de 2011

82,4

451,1

73,1

46,6

645,9

286,3

marzo de 2011

119,7

407,3

83,5

40,3

469,9

264,9

negocios conjuntos y utes

No hay pasivos contingentes que sean de conocimiento de la Dirección de la Sociedad dominante correspondientes a la participación de la Sociedad en los negocios conjuntos, salvo aquellos mencionados en las notas de las pre-sentes cuentas anuales consolidadas.

34. HonorarIos de audItoríaLos honorarios devengados durante el ejercicio por PricewaterhouseCoopers (PwC) por los servicios de audito-ría prestados a Tecpetrol ascienden aproximadamente a euros 781 mil (marzo de 2011: 450 mil euros), de los cuales 19.600 euros (marzo de 2011: 19.000 euros) corresponden a la firma PricewaterhouseCoopers Auditores, S.L. (España) y los honorarios por otros servicios prestados a la Sociedad que utilizan la marca PwC, ascienden a euros 185 mil euros (marzo de 2011: euros 64 mil).

35. remuneracIón de los mIembros del consejo de admInIstracIónDurante el presente ejercicio la Sociedad no ha devengado cargos a favor de los miembros de su Consejo de Administración en concepto de sueldos, dietas o remuneraciones de cualquier clase. La Sociedad no tiene concedido a los miembros de su Consejo ningún tipo de préstamo, ni ha asumido obligación alguna por cuenta de ellos a titulo de garantía.Asimismo, no existe obligación con-traída por parte de la Sociedad en materia de pensiones o de pago de primas de seguro de vida, respecto de los miembros antiguos y actuales del órgano de administración.

100

36. 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.a) 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 estatal de pe-tróleos del Ecuador EP PETROECUADOR para la provisión de servicios específi-cos integrados con financiamiento de Tecpetrol, para la ejecución de activida-des de optimización de la producción, recuperación mejorada, exploración y asesoramiento en la optimización de costos operativos 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 emiti-do garantías anuales a favor de EP PETROECUADOR, al porcentaje de participación de ambos contratos, por las obligaciones que se tornen exigibles y ejecutables conforme a los términos dichos contratos. Dichas garantías ascienden a US$21 millo-nes 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.b) Con fecha enero de 2012 la Sociedad conjuntamente con la sociedad depen-diente Tecpetrol S.A. ha constituido la sociedad TERCPESERVICES S.A. con sede en la República del Ecuador.

El Consejo de Administración de la sociedad Tecpetrol Internacional S.L.U. en fecha 23 de marzo de 2012 y en cumplimiento de los requisitos esta-blecidos en el artículo 253 de la Ley de Sociedades de Capital y del artículo 37 de Código de Comercio, procede a formular las Cuentas anuales consoli-dadas y el Informe de gestión conso-lidado del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2011, los cuales vienen constituidos por los documentos ane-xos que preceden a este escrito.

Eduardo A. Ottinopresidente

John E. Kiddellsecretario

Mauro Leone Adolfo Rezzonicoconsejero

Gonzalo De Benito Fernándezconsejero

102

Formulación de las cuentas anuales consolidadas e informe de gestión correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2011

tecpetrol.com

tecpetrol internacional s.l.u. informe de gestión y ... · pdf filedurante el...

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