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PETROBRAS ARGENTINA S.A.

Memoria y Estados Financieros

al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013

MEMORIA y ESTADOS FINANCIEROS AL 31 de diciembre de 2015 MEMORIA 1. Carta a los accionistas 2. Reseña Macroeconómica 3. La Conducción de los Negocios durante 2015 4. Una Empresa detrás de los Negocios (CSMS, Valoración Humana, RSE, Comunicaciones) 5. Gobierno Corporativo 6. Política de Dividendos 7. Análisis de los Resultados Consolidados 8. Síntesis de la Estructura Patrimonial y de Resultados 9. Datos Estadísticos 10. Cotización de la Acción de la Sociedad 11. Propuesta del Directorio Anexo I: Informe sobre el Código de Gobierno Societario (RG 606/12 CNV) ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS Estados de Resultados Estados de Resultados integrales Estados de Situación Financiera Estados de Cambios en el Patrimonio Estados de Flujo de Efectivo Notas a los Estados Financieros INFORME DE LOS AUDITORES SOBRE ESTADOS FINANCIEROS ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES Estados de Resultados Estados de Resultados integrales Estados de Situación Financiera Estados de Cambios en el Patrimonio Estados de Flujo de Efectivo Notas a los Estados Financieros Información adicional a las Notas a los Estados Financieros Art. N° 68 del reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y Art. N° 12 - Título IV - Capítulo III del régimen informativo periódico de la Comisión Nacional de Valores INFORME DE LOS AUDITORES SOBRE ESTADOS FINANCIEROS INFORME DE LA COMISIÓN FISCALIZADORA GLOSARIO

Memoria

1. Carta a los accionistas 1

2. Reseña Macroeconómica 4

3. La Conducción de los Negocios durante 2015 6

3.1. Exploración y Producción de Petróleo y Gas 6

3.2. Refinación y Distribución 11

3.3. Petroquímica 14

3.4. Gas y Energía 16

4. Una Empresa detrás de los Negocios 19

4.1. Organización y Gestión 19

4.2. Seguridad, Medio Ambiente y Salud Ocupacional 20

4.3. Valoración Humana 23

4.4. Responsabilidad Social 26

4.5. Comunicaciones 28

5. Gobierno Corporativo 30

6. Política de Dividendos 35

7. Análisis de los Resultados Consolidados 36

8. Síntesis de la Estructura Patrimonial y de Resultados 60

9. Datos Estadísticos 61

10. Cotización de la Acción de la Sociedad 62

11. Propuesta del Directorio 63

Anexo I: Código de Gobierno Societario 64

PETROBRAS ARGENTINA S.A. | Memoria

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1. Carta a los Accionistas

Señores Accionistas: Sometemos a vuestra consideración la Memoria y los Estados Financieros de Petrobras Argentina que reflejan la gestión y los resultados durante el ejercicio económico N° 70 finalizado el 31 de diciembre de 2015. La marcha de nuestros negocios Somos una empresa líder que gestiona sus negocios con responsabilidad social y ambiental, concretamos nuestros programas de inversiones haciendo foco en la eficiencia de la gestión, en la optimización de los recursos y en el orden financiero, que le permiten mejorar su calidad de gestión en forma continua. En el ejercicio económico 2015 desarrollamos nuestros negocios en un entorno macroeconómico complejo, tanto a nivel global como local, que representó un importante desafío para mantener nuestra estrategia de crecimiento sustentable. Con el compromiso de optimizar costos y mejorar nuestros procesos, impulsamos una mayor eficiencia en la forma de gestionar los activos de la Compañía, conformando equipos de trabajo interdisciplinarios para encontrar sinergias operativas y de gestión. En este sentido, hemos identificado, evaluado e implementado oportunidades de optimización, incluyendo, entre otras, cuestiones relacionadas con la eficiencia energética, costos de transporte, operación y mantenimiento. En términos financieros, 2015 fue un año sin vencimientos importantes de deuda para la Sociedad, en el cual nuestro accionar ordenado permitió que las operaciones generen los fondos requeridos para llevar adelante nuestro programa de inversiones. Somos una empresa sólida, sin endeudamiento significativo, hecho que nos permitió transitar un contexto global volátil sin grandes contratiempos. Nuestras inversiones Nuestro plan de inversiones está orientado a la sustentabilidad de la empresa, focalizándonos en el desarrollo de las actividades de exploración y producción de petróleo y gas, y en el sostenimiento de las actividades de los negocios de Refinación y Distribución, Petroquímica y Gas y Energía. En 2015 efectivizamos inversiones por aproximadamente 5.474 millones, valores que exteriorizan la magnitud de nuestras inversiones y el alto grado de compromiso de la empresa con los intereses y el futuro del País. En este sentido, destinamos más del 90% de nuestras inversiones a las actividades de exploración y producción de petróleo y gas, cuyo objetivo prioritario se focalizó en inversiones exploratorias y de desarrollo en Argentina, básicamente en la Cuenca Neuquina. En 2015 concretamos la perforación de 42 pozos productores e inyectores y la reparación de 23 pozos, actividades que se concentraron principalmente en las áreas Medanito, El Mangrullo, Sierra Chata, Jagüel de los Machos y Río Neuquén. La aplicación de nuevas tecnologías, juntamente con los conocimientos, la experiencia y la dedicación de nuestro personal, nos permitieron mantener el record de producción de 2 millones de metros cúbicos día en el área El Mangrullo y aumentar la producción en el área Río Neuquén, que con la perforación de diez pozos incrementó la producción promedio de gas superando los 2,1 millones de metros cúbicos por día en el último trimestre. Considerando a la exploración como el vehículo prioritario para la reposición de reservas, parte de nuestras inversiones se canalizaron en la perforación de 4 pozos exploratorios onshore, dos de Shale Gas en el área de Parva Negra Este, otro en el área El Mangrullo y el último en Medanito. El objetivo principal de los pozos de Parva Negra Este es obtener datos y evaluar la productividad de la Formación Vaca Muerta como parte del programa de exploración de recursos No Convencionales iniciado en 2013. La perforación del pozo en el área El Mangrullo forma parte del trabajo de delimitación del descubrimiento realizado en 2013 en la Formación Agrio, con la terminación y posterior ensayo de dos pozos, uno perforado en 2014 y el restante en 2015. Concretamos inversiones por 191 millones en el negocio de Refinación y Distribución, tanto en la Refinería Bahía Blanca como en las Plantas de Dock Sud y Caleta Paula, principalmente destinadas a obras relacionadas a seguridad, medio ambiente, conformidades legales, logística, almacenamiento, optimización y modernización de las operaciones.


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En el negocio de Petroquímica invertimos 119 millones, destinado principalmente a paradas por mantenimiento programado en el complejo de Puerto General San Martín y en la unidad de caucho, que adicionalmente permitieron la realización de mejoras relacionadas con la eficiencia y la flexibilización operativa de las plantas. En el negocio de Gas y Energía invertimos 65 millones, que se corresponden básicamente con la realización exitosa del mantenimiento mayor de la Central Genelba. Las inversiones realizadas en este segmento nos permiten mantener altos factores de confiabilidad y disponibilidad operativas en todas nuestras plantas generadoras. Las inversiones concretadas en los últimos años nos permitieron obtener logros a nivel operativo, destacándose la obtención de mejoras de la eficiencia energética y operacional que nos permitieron reciclar productos, aumentar la producción, ahorrar en el consumo de combustibles y reducir las emisiones. Evaluamos permanentemente nuestro portafolio de negocios y activos y consideramos que los cambios en ellos forman parte de la dinámica normal de los negocios. En este sentido, en marzo de 2015 vendimos a Compañía General de Combustibles S.A. la totalidad de nuestras participaciones en la Cuenca Austral en Argentina por un monto de 101 millones de USD, fondos que aplicamos íntegramente en el desarrollo de nuestro plan de inversiones. Comprometidos con nuestra gente y con la sociedad Llevamos a cabo nuestros negocios y actividades a través de una gestión integrada, ética y transparente, manteniendo relaciones con los públicos de interés, desarrollando, entre otras, actividades tendientes a promover los derechos humanos y la ciudadanía, respetar la diversidad humana y cultural, contribuyendo al desarrollo sostenible y a la reducción de la desigualdad social. La Compañía continúa desarrollando sus programas de promoción y protección de la salud con foco en la prevención y generando un espacio de trabajo saludable. En este sentido, se continuó con el programa de Cardioprotección, se mantuvo la certificación como empresa libre de humo de tabaco y se implementaron campañas de donación voluntaria de sangre. Afianzamos nuestros vínculos con la comunidad, contribuyendo a su desarrollo a través de programas de inversión para mejorar la calidad de vida de las comunidades en las cuales vivimos y trabajamos. En este sentido, iniciamos la etapa de financiamiento y asistencia técnica a los proyectos seleccionados en la quinta edición del Proyecto Petrobras Socioambiental, apoyando proyectos de mayor escala e impacto social, potenciando los beneficios sociales de dichas iniciativas. Adicionalmente, avanzamos en el desarrollo de la gestión local de la responsabilidad social, a través de los comités de responsabilidad y la implementación del Programa Agenda Local. En materia de calidad, seguridad, medio ambiente y salud, nuestra política es cuidar el entorno, valor imprescindible para asegurar la sustentabilidad de nuestras operaciones, optimizando el uso de los recursos naturales y de la energía. La Sociedad aplica políticas y directrices en estas materias que forman parte integral de su sistema de gestión, llevando adelante programas, capacitaciones y evaluaciones que le permiten ser una empresa segura y ecoeficiente, que optimiza sus recursos y trabaja por la calidad de vida de sus empleados y por el bienestar de la comunidad. La Compañía continúa trabajando y desarrollando acciones tendientes a disminuir los riesgos de derrames accidentales, fundamentalmente con programas de integridad de ductos y de tanques. En este sentido, se continuó con la implementación del programa Derrame Cero, que ahora forma parte del Programa de Mejora Continua. En relación a los patrocinios, los mismos se focalizaron en encuentros técnicos vinculados a las actividades que realiza la Compañía y eventos locales en las ciudades en las que está presente. Además sigue con el compromiso de apoyar la cultura, la tecnología, la innovación, la música y el deporte. En la industria somos líderes en la rendición de cuentas sistematizada y periódica de la gestión de la responsabilidad social y sustentabilidad. Presentamos nuestro Informe Social y Ambiental desde 2010, siguiendo orientaciones de Petrobras y distintos lineamientos internacionales para la elaboración de memorias de sustentabilidad. Certificaciones y reconocimientos recibidos La Compañía ha completado exitosamente el Programa de Certificaciones según normas ISO 9001, ISO 14001, OHSAS 18001, ISO 50001, los requisitos de calidad del Instituto de Auditores Internos, de Empresa Cardioprotegida y de Lugar de trabajo Saludable. El Programa Anual de Certificaciones comprende auditorías internas y externas de mantenimiento y re-certificación del sistema de gestión, así como la implementación de nuevos certificados.


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En el presente ejercicio, Petrobras Argentina obtuvo importantes reconocimientos, destacándose el Premio Anual de Seguridad IAPG 2015 en la Categoría Empresas Productoras; que corresponde a la Gestión en Seguridad realizada en las operaciones en la Dirección de E&P, y por sexto año consecutivo estamos en el ranking de las 10 empresas líderes en la categoría Gestión Empresaria Orientada a la Sustentabilidad del premio otorgado por la Cámara Americana (AMCHAM). Perspectivas 2016 Nuestro principal objetivo para el año 2016 es afianzar a Petrobras Argentina como una compañía robusta, flexible, eficiente y rentable, que nos permita superar los desafíos del contexto, identificando nuevas oportunidades de negocios. En este sentido, la Compañía se propone intensificar el desarrollo de sus recursos potenciales de modo de sustituir con equilibrio la producción proveniente de reservorios maduros para luego crecer en forma sostenida con solidez y eficiencia. La empresa en materia de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, se propone el desarrollo de sus recursos no convencionales, intensificando el de tight gas y aprovechando el mayor expertise alcanzado en la materia y las mejores condiciones de precios de gas que se presentan. Al mismo tiempo, la compañía se propone seguir con las campañas de exploración de shale de modo de sentar las bases de futuros desarrollos de estos recursos no convencionales. En cuanto a la actividad de Refinación y Distribución, en el 2016 espera dar respuesta desde la eficiencia de costos y gestión al desafío que representa la baja de los precios internacionales de los derivados y de los márgenes locales de combustibles. En el negocio Petroquímico, en el año 2016 la atención continuará centrada en asegurar la disponibilidad de las materias primas básicas a precios que deberán estar en línea con los precios de nuestros productos y garantizar la operatividad de las plantas a costos que se ubiquen en niveles acordes al logro de un estándar de competitividad. En el negocio de Gas y Energía se espera seguir con la alta performance operativa que distingue a nuestros activos en el sector de generación eléctrica. Desafíos Focalizamos y desarrollamos nuestros negocios centrales en Argentina, en un entorno basado en la seguridad, la responsabilidad social, el respeto por el medio ambiente, la calidad, la competitividad y la rentabilidad para nuestros accionistas. Desarrollamos nuestro portafolio de activos con una visión de largo plazo, de sustentabilidad y de rentabilidad, optimizando nuestros esfuerzos en las actividades productivas que definimos como prioritarias y cuya disponibilidad operativa nos permita aprovechar al máximo las sinergias y las oportunidades de crecimiento. Las inversiones concretadas, las negociaciones relacionadas con la extensión de nuestras concesiones de explotación de petróleo y gas y nuestros planes de inversión para el futuro demuestran nuestro compromiso con el desarrollo del país. Nos encontramos en condiciones de jugar un papel importante en el proceso de reconfiguración y expansión del sector energético en Argentina, Agradecimiento Finalmente, agradecemos a nuestros empleados, accionistas, clientes y proveedores por su esfuerzo y compromiso que hacen posible que logremos las metas propuestas, mejoremos nuestro desempeño y sigamos contribuyendo al desarrollo del País.

Marcos Benício Pompa Antunes Director Representante


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2. Reseña Macroeconómica – Año 2015 Contexto Internacional Durante el año 2015 se afianzaron las tendencias ya presentes en el año anterior. La desaceleración de la economía China, la apreciación del dólar, la demora en la respuesta de la economías europeas a los estímulos del Banco Central Europeo y el severo descenso de la actividad en los países emergentes tras la profundización de la caída en el precio de las commodities, hacen tomar conciencia de estar dentro de un nuevo ciclo en la economía mundial con mucha más entidad que una simple corrección dentro de un mismo ciclo. Las características que configuran este nuevo ciclo se derivan de la fatiga del modelo asiático exportador liderado en estos últimos veinte años por China y que fuera previamente iniciado y agotado como en una carrera de postas por Corea del Sur y Japón. En el mejor de los pronósticos China para pasar de ser un país exportador a ser un país consumidor, necesariamente deberá pagar el costo de la desaceleración. La tasa de crecimiento del producto en los Estados Unidos de América se ubicaría para este año 2015 en 2,4%, en apariencia igual ritmo que el del año anterior pero trimestre a trimestre mostrando desaceleración. Por su parte Japón tras su primer trimestre negativo de 1,1%, logró romper a partir del segundo trimestre de este año la racha de cuatro trimestres consecutivos negativos y aspirar cerrar el año en positivo entre 0,5% y 0,7%, siendo la evolución positiva de los precios el mejor indicio de que Japón parece estar saliendo de la trampa de la deflación. En lo que refiere a la Euro Zona, la tasa de crecimiento alcanzaría al 1,1% con señales de empezar a ver en precios y en actividad las respuestas esperadas de las políticas monetarias expansivas. En el mundo emergente, a la caída de los precios de las commodities que empezó en el segundo trimestre de 2011, le sobrevino la caída abrupta del precio de crudo a partir del último trimestre de 2014. Así, en este año a los países exportadores de minerales y metales, se le sumaron en su desgracia los países exportadores de petróleo. Las monedas de estos países aceleraron su depreciación frente al dólar y no tardó mucho en surgir dudas sobre la capacidad de pago de sus deudas. A la serie de depreciaciones de sus monedas se sumó la suba de su prima de riesgo país y la caída de la inversión extranjera directa. Petróleo En el primer trimestre del año continuó la gran caída de los precios del petróleo que comenzó en los inicios del mes de julio de 2014 y que en forma continua y abrupta llevó los precios de inicio desde niveles de 115 usd/bbl en la variedad Brent a 53 usd/bbl al fin del primer trimestre de 2015. La recuperación del precio a partir de ese momento finalmente no pudo sostenerse ni en ese intento recuperar la barrera de los 70 USD/bbl. Finalmente a partir de mediados de mayo se inicia un nuevo rally descendente que termina por ubicar los precios a fin de año en niveles de 35 usd/bbl. El comportamiento abrupto de la caída es comparable con el que provocó la crisis de la subprime, que en el segundo semestre de 2008 hizo caer el precio del crudo Brent desde 140 usd/bbl en julio de 2008 a 38 usd/bbl. en diciembre de ese año. Sin embargo la raíz de esas caídas es diferente. Mientras que la caída de 2008 tiene que ver con el desplome de la demanda en los países centrales, el actual derrumbe de los precios obedece a un exceso de la oferta. En 2015, la producción mundial de petróleo y líquidos asociados aumentó a un ritmo anual de 2.4% alcanzando según el informe de la EIA (U.S. Energy Information Administration) a 95,7 millones de barriles día. Esta mayor extracción no fue acompañada por la demanda que creció respecto al año anterior a un paso de 1,5% anual, llevando el nivel de consumo a 93,8 millones de barriles día. Semejante contraste entre la producción y el consumo materializa el problema de coordinación entre la oferta y la demanda. El mayor aporte a la oferta provino de los países fuera de la OPEP. Mientras estos países aportaron 1,32 millones de barriles día los países de la OPEP contribuyeron con una producción de 1,06 millones de barriles día. Sin embargo, en términos porcentuales esta producción aportada por los países OPEP representó una variación de 2,8% mientras que la de los países No OPEP, 2;4% respecto a la producción del año anterior.


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La oferta pareció en el 2015 no responder a las señales contundentes de precios bajos. Por parte de la oferta aportada por los países fuera de la OPEP, principalmente los EE.UU. se trata de un tema de velocidad del ajuste, mientras los rigs bajan a buen ritmo, la producción lo hace a un ritmo menor. La revolución del fracking ha generado una producción de base que aun permite mantener la producción alta sobre la cual comenzaría a verse su declinación ya entrado el año 2016 y en forma plena en el año 2017. Por el lado de los países OPEP, el aumento de la producción obedece a su resistencia en perder participación en el mercado tanto en el corto como en el mediano plazo. Sus necesidades fiscales, de deuda y dependencia de sus economías al ritmo de la actividad petrolera y gasífera tampoco le dan demasiado margen para liderar la baja de la producción. Argentina Durante el año 2015, la economía argentina habría logrado crecer en el orden de 1,0% y a costa de perder reservas pudo mantener estable nominalmente el tipo de cambio y evitar la aceleración de la tasa de inflación. El año 2015 se caracterizó por el incremento de los desbalances fiscales, monetarios y de la cuenta corriente externa. El déficit fiscal antes de servicios de intereses y sin considerar las remesas de utilidades del BCRA y de ANSES habría sido de 5,8% y de 8,0% del producto después de intereses, conforme lo manifestó el Ministro de Economía y Finanzas del nuevo gobierno. En este contexto fiscal extraordinariamente deficitario del año 2015, la expansión de la base monetaria medida en base año calendario alcanzó a 34,9%. Por su parte la balanza comercial cerró con un déficit de USD 3.0 mil millones según cifras del INDEC, luego de 15 años de saldo comercial positivo, consecuencia de una caída sustancial de las exportaciones del 17% respecto del año 2014. El saldo de la cuenta corriente hasta el primer semestre totalizaba un déficit de USD 5,8 mil millones, cuando para el mismo período del año anterior ese déficit ascendía a USD 3,4 mil millones. Como resultado de la brecha en cuenta corriente, los pagos de servicios de capital e intereses las reservas internacionales en el BCRA al 31 de diciembre de 2015 excluidas las asignaciones de DEGs del año 2009, totalizaron USD 25,6 mil millones, menores en USD 5,9 mil millones respecto a las del cierre de 2014. El tipo de cambio oficial mayorista BCRA Res. A3500, promedió el año en 9.26 Ar$/USD; fruto de ser sostenido por la autoridad monetaria a pesar de que el tipo de cambio implícito en la cotización de los bonos soberanos en dólares en el exterior mostrará respecto al tipo de cambio oficial una brecha que durante el año se mantuviera en un promedio de 40% y alcanzara picos de 56%. Las nuevas autoridades del BCRA nombradas por el nuevo gobierno asumido el 10 de diciembre de 2015, decidieron a partir del día 17 de diciembre, liberar las restricciones a la compra y venta de divisas, situación que de hecho significó la convergencia del tipo de cambio oficial con el tipo de cambio libre; de ese modo el tipo de cambio de cierre del año alcanzó a 13.04 Ar$/USD. La prima de riesgo país durante el año 2015 tuvo una sensible baja a pesar de la profundización del desequilibrio fiscal, monetario y en el sector externo. Con las expectativas puestas en que un cambio de gobierno iría a llevar adelante los ajustes macroeconómicos y sobre todo regularizar la situación con los holdouts, la prima de riesgo país medida por el índice EMBI+ elaborado por J.P. Morgan, que en diciembre de 2014 se ubicaba en 747 (bps) puntos básicos, termina en un promedio de diciembre 2015 de 478 bps. La producción de crudo de 2015 cayó respecto al año anterior 1,4%, mientras que la de gas logró crecer 1,5%. Por otro lado, tanto la importación de gas de Bolivia como de LNG, totalizarían 11,5 millones de metros cúbicos, evidenciando una merma del 3,89% con respecto al año anterior. Asimismo, la Importación de crudo, sufrió una merma del 12,2% en relación a igual período del 2014. Respecto a la demanda de combustibles, la demanda de gas oil se incrementó 2,0 % mientras que la de naftas en su totalidad subió 5,1% en comparación a la del año anterior. En el año 2015 se profundizó la tendencia de crecimiento de la demanda de combustibles premium en sustitución del resto. Así por ejemplo, la demanda de naftas de mayor octanaje creció a un ritmo de 24,8% mientras que la nafta de 85 octanos tuvo un decrecimiento de 1,0%. En lo que refiere al mercado eléctrico, el consumo del año presentó una variación del 4,4% con respecto al año anterior, al pasar de los 126.405 GWh de 2014 a los actuales 131.998 GWh.


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3. La Conducción de los Negocios durante 2015 3.1. Exploración y Producción de Petróleo y Gas El segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas es el núcleo del negocio de Petrobras Argentina: la excelencia de este sector es el primer paso para asegurarse la calidad en toda la gama de productos derivados que llegan a los clientes de la compañía. Petrobras Argentina es una de las grandes compañías de exploración y producción de hidrocarburos de la Argentina: actualmente está presente en las cuencas petroleras más importantes del país, de las que obtiene petróleo, gas natural y GLP, y tiene participaciones accionarias en PELSA y en Oleoductos del Valle. Además, mantiene una cartera de inversiones en otros países de América Latina, incluyendo activos en Bolivia y participación accionaria minoritaria en activos en Venezuela, a través de las Empresas Mixtas, y en Ecuador, a través de Oleoducto de Crudos Pesados.

En 2015, la Compañía

• Realizó inversiones exploratorias y de desarrollo en Argentina por Ps. 4.585 millones.

• Alcanzó en el mes de diciembre un nuevo record de producción diaria de Gas en Cuenca Neuquina, que superó la máxima producción de gas de los últimos 10 años, con una inyección al sistema de transporte nacional de 6,5 millones de metros cúbicos día de gas.

• Intensificó el desarrollo de reservas tight gas en la cuenca Neuquina. En este sentido se perforaron en el área Río Neuquén diez pozos de desarrollo con muy buenos resultados, así como también se extendió el desarrollo de reservas tight gas en las áreas de El Mangrullo y Sierra Chata. Continuó con el programa de delimitación del descubrimiento de la Formación Agrio realizado en 2013 en el área El Mangrullo, mediante la perforación y terminación del pozo M a-1048 y la terminación del pozo y el ensayo prolongado del pozo M a–1049, perforado en 2014.

• Avanzó con los estudios en la Cuenca Neuquina para shale oil y shale gas, con el objetivo de desarrollar reservas no convencionales. En este sentido, se continuó con el programa exploratorio en el área Parva Negra Este mediante el inicio de la perforación de los pozos PNE x-1004 y PNE x-1001 con el objetivo de testear la producción de gas en la Formación Vaca Muerta, y se continuó con la producción temprana de los pozos de petróleo Rincón de Aranda x-1 y de gas Sierra Chata x-97.

• Cedió el 50% de la participación en los permisos exploratorios de Chirete y Parva Negra Este a High Luck Group Limited y ExxonMobil Exploration Argentina S.A., respectivamente.

3.1.1. Producción e inversiones En 2015, la producción de petróleo y gas, incluyendo la correspondiente a sociedades vinculadas, alcanzó un volumen de 74.303 barriles de petróleo equivalente por día, que representa una disminución del 15% con respecto al 2014 y obedece principalmente a la venta de la participación de las áreas Santa Cruz I, Santa Cruz I Oeste y Santa Cruz II, en Cuenca Austral a partir de marzo, a la entrega del área Jagüel de los Machos en la Provincia de La Pampa a partir del mes de septiembre, y en menor medida, al declino natural que caracteriza a los campos maduros en Argentina; compensado por el incremento de la producción en las áreas de Río Neuquén y El Mangrullo. Argentina En nuestro país, la producción promedió los 68.164 barriles de petróleo equivalente por día. Este registro, que incluye la producción de sociedades vinculadas, resultó un 14% inferior al alcanzado en 2014. Esta disminución obedece principalmente a la venta de la participación en las áreas Santa Cruz I, Santa Cruz I Oeste y Santa Cruz II en marzo de 2015 y al declino natural de la producción en campos maduros. Con una fuerte presencia en la Cuenca Neuquina, durante 2015 el plan de inversiones de Petrobras Argentina incluyó la perforación de 42 pozos productores e inyectores, y la reparación de 23 pozos. Puntualmente, en la Cuenca Neuquina la Compañía concentró su actividad de perforación de petróleo en las áreas Medanito y Jagüel de los Machos y de gas natural en las áreas Río Neuquén, El Mangrullo y Sierra Chata. Llevó a cabo intervenciones en pozos de petróleo en las áreas Medanito y Jagüel de los Machos.


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En 2013 el área El Mangrullo alcanzó el récord de producción de 2 millones de metros cúbicos día de gas; manteniendo este plateau durante todo el 2014 y 2015. En 2015 se produjeron picos de 2,1 millones de metros cúbicos día de gas, lo que implicó un aumento del 3% en relación a la producción promedio diaria del año anterior. El gas producido es comercializado bajo el programa “Gas Plus” de incentivo de la producción. En el área Río Neuquén se intensificó la actividad, perforándose diez pozos, lo cual implicó un incremento del 71% de la producción promedio día de gas superando los 2,1 millones de metros cúbicos por día en el último trimestre. Esto es resultado de la aplicación de nuevas tecnologías, experiencia, conocimientos, esfuerzos y dedicación de los equipos técnicos y operativos de la compañía en la perforación y completación de pozos con objetivo a la Formación Punta Rosada. El gas producido en Río Neuquén es del tipo tight gas, comercializándose bajo el programa “Gas Plus”. Concesión de Explotación área Veta Escondida El 19 de diciembre de 2013, Petrobras Argentina, operador, y Total Austral con una participación del 55% y 45% de la concesión de explotación de Veta Escondida respectivamente, negociaron un acuerdo extrajudicial con la Provincia del Neuquén y GyP, para solucionar el conflicto derivado de la sanción del Decreto Provincial N° 563/12, que declaraba la caducidad de los derechos de las empresas concesionarias sobre esta concesión de explotación y que había llevado a Petrobras Argentina a iniciar acciones legales contra la Provincia del Neuquén. El 17 de marzo de 2015, mediante la sanción del Decreto N°565/2015, la Provincia del Neuquén aprobó un modelo de acuerdo con términos y condiciones similares al alcanzado en diciembre de 2013. A la fecha de los presentes estados financieros, las partes se encuentran negociando una solución al conflicto tomando en cuenta el modelo de acuerdo aprobado y el actual contexto de la industria y el mercado . Acuerdo de venta de los Activos de la Cuenca Austral El 30 de marzo de 2015, el Directorio de la Sociedad aprobó la venta a Compañía General de Combustibles S.A. (CGC) de la totalidad de sus participaciones en la Cuenca Austral en Argentina, que incluyó su interés en las concesiones abarcadas por las UTEs Santa Cruz I, Santa Cruz I Oeste, Glencross y Estancia Chiripá, en los activos asociados a Santa Cruz II, en la Terminal de Punta Loyola y en los oleoductos y gasoductos operados en dicha cuenca. Concesión de Jagüel de los Machos en la Provincia de La Pampa Con relación al área Jagüel de los Machos que se emplaza en la Provincia de La Pampa, se ha suscitado una controversia legal con dicha Provincia ya que ha desconocido los derechos de prórroga sobre el área adquiridos por la Sociedad a tenor de lo dispuesto por la Ley Nacional N° 17.319 modificada por la Ley N° 27.007 y en función de lo establecido en el Decreto Provincial N° 18/2015 de fecha 28 de enero de 2015. Como consecuencia de ello, sin perjuicio de que la Sociedad ha interpuesto los recursos administrativos correspondientes en defensa de sus derechos adquiridos, desde el 7 de septiembre de 2015 la Provincia de La Pampa ha tomado posesión del área y, en consecuencia, ha cesado desde esa fecha toda actividad de la Sociedad en la misma. Venezuela – Participación accionaria en las Empresas Mixtas En Venezuela, la producción de petróleo y gas correspondiente a la participación en las Empresas Mixtas promedió los 3.502 barriles de petróleo equivalente por día, que significó una disminución del 29% respecto a 2014 en los campos operados por las empresas Petroritupano S.A., Petrowayú S.A., Petroven-Bras S.A. y Petrokariña S.A.

Bolivia La producción en Bolivia fue de aproximadamente 2.637 barriles de petróleo equivalente diarios, volumen un 11% inferior a la producción de 2014. De este volumen, 12,2 millones de pies cúbicos diarios corresponden a la producción de gas (2.031 barriles por día equivalentes) y 606 barriles de petróleo por día a la producción de hidrocarburos líquidos, incluyendo GLP. Esta disminución obedece a la declinación natural de los campos maduros con alto grado de explotación, atenuada por la incorporación de producción de pozos como resultado de las inversiones efectuadas en el año.


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3.1.2. Exploración Para Petrobras Argentina la exploración es un vehículo prioritario en la reposición de reservas, por lo cual las inversiones exploratorias realizadas en 2015 se destinaron principalmente a la perforación de nuevos plays exploratorios no convencionales, reservorios profundos y someros no tradicionales, en las áreas que Petrobras Argentina opera. Durante 2015, Petrobras Argentina perforó dos pozos concluidos en el onshore en la Cuenca Neuquina, uno en el área de El Mangrullo, Mangrullo a-1048 y otro en Jagüel de los Machos, TA a-1149d. En el área de Parva Negra Este se perforó el PNE x-1004, que debió ser suspendido temporalmente por razones operativas, se estima completar la última etapa en el 2016. Actualmente se está perforando el PNE x-1001, que se estima finalizar en primer trimestre del 2016. El objetivo principal de los pozos de Parva Negra Este es obtener datos y evaluar la productividad de la Formación Vaca Muerta a una profundidad de 2.300 metros. Estos pozos son parte fundamental en el programa de exploración de recursos No Convencionales iniciado en 2013. La perforación del pozo en el área El Mangrullo forma parte del trabajo de delimitación del descubrimiento realizado en 2013 en la Formación Agrio con la perforación del pozo Mangrullo x-1015. En este mismo sentido se realizó la terminación y posterior ensayo de dos pozos, uno perforado en 2014 y el restante en 2015. El pozo TA a-1149d que tuvo como objetivo la delimitación hacia el sur del yacimiento Tapera Este en el área Jagüel de los Machos resultó productor de petróleo y actualmente se encuentra en producción. En el año 2015 se perforaron en áreas No Operadas en la Cuenca Neuquina los pozos AtO.x-1 en el área Río Atuel y el JCPS.x-1001 en Gobernador Ayala, provincia de Mendoza, y el PB.xp-226 en Entre Lomas en la provincia de Río Negro. El AtO.x-1 y el JCPS.x-1001 fueron descubridores de petróleo y el PB.xp-226, actualmente en evaluación, con buen pronóstico como productor de gas. Adicionalmente, se perforó en la Cuenca del Noroeste el pozo Los Blancos.x-1002 en el área Chirete que finalizó en los primeros de días de enero de 2016 y se completará durante el año con buen pronóstico de descubridor de petróleo. Cabe destacar que durante 2014 se inició la producción temprana del descubrimiento de petróleo no convencional del área Rincón de Aranda, realizado en 2013 en la Provincia del Neuquén con la perforación del pozo exploratorio Rincón de Aranda x-1, la cual continuó efectuándose durante el 2015. En igual sentido continúa en ensayo prolongado y producción de gas el pozo SCh.x-97 perforado en el 2013 y terminado en el 2014 el cual resultó descubridor de gas No Convencional en la Formación Vaca Muerta. 3.1.3. Reservas estimadas de petróleo y gas natural Proceso de estimación de reservas Petrobras Argentina estima sus reservas al menos una vez al año. Las reservas probadas son estimadas por los ingenieros de reservorio de la Compañía. La ingeniería de reservas es un proceso subjetivo de estimación de acumulación de hidrocarburos que no pueden ser medidos de una manera exacta y que depende de la calidad de la información disponible y de la interpretación y juicio de los ingenieros y geólogos. Por lo tanto, las estimaciones de reservas, así como los perfiles de producción futuros, son a menudo diferentes de las cantidades de hidrocarburos que finalmente se recuperan. La validez de tales estimaciones depende en gran medida de los supuestos sobre las cuales se basan. Petrobras Argentina considera que las estimaciones de volúmenes de reservas recuperables de petróleo y gas son en su conjunto razonables. Dichas estimaciones de reservas fueron preparadas de acuerdo con las normas de Modernización de Presentación de Informes sobre Petróleo y Gas de la SEC, emitidas a finales de 2008. DeGolyer and MacNaughton, consultores técnicos internacionales, han llevado a cabo una evaluación independiente de nuestras reservas, verificaron aproximadamente el 81% del total de reservas estimadas de la Sociedad y el 100% de las reservas estimadas en áreas operadas por la Sociedad. Dichos consultores concluyeron que los volúmenes de reservas de petróleo y gas natural sujetos a su evaluación técnica independiente son razonables.


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La Evolución de las reservas en 2015

La producción del ejercicio acumuló un total de 27,12 millones de barriles de petróleo equivalente, que incluyen 0,96 millones de barriles correspondientes al campo Colpa Caranda en Bolivia. Durante el 2015, en Argentina se obtuvo un aumento de las reservas de 2,5 millones de barriles de petróleo equivalente. Este incremento se debe fundamentalmente a la recategorización de reservas probables y posibles a reservas probadas, por la actividades realizadas en los proyectos que corresponden principalmente a las áreas de gas Río Neuquén, El Mangrullo, y en menor medida a las áreas de Sierra Chata y 25 de Mayo – Medanito, operadas por PESA. Dentro de las áreas no operadas se destacan el aporte de las áreas Entre Lomas y Bajada del Palo, operadas por PELSA. Estos incrementos suman un total de 22,0 millones de barriles de petróleo equivalente, que se compensa por la venta de la participación en las áreas de la Cuenca Austral Santa Cruz I, Santa Cruz I Oeste y Santa Cruz II por un total de 19,5 millones de barriles de petróleo equivalente. En tanto, en el exterior se verificó una revisión negativa de 3,9 millones de barriles de petróleo equivalente, principalmente por un comportamiento menor al esperado de los campos operados por las Empresas Mixtas de Venezuela. Al 31 de diciembre de 2015, las reservas probadas de hidrocarburos líquidos y de gas natural de Petrobras Argentina totalizan 183,1 millones de barriles de petróleo equivalente: 66,8 millones de barriles de petróleo y 697,4 miles de millones de pies cúbicos de gas. Al 31 de diciembre de 2015, el total de reservas probadas de petróleo (incluye petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural) y gas natural de Petrobras Argentina representa, a los niveles de producción de 2015, un horizonte de 7 años. El siguiente cuadro refleja, por área geográfica, las reservas probadas estimadas de petróleo y gas natural al 31 de diciembre de 2015. Del total de reservas probadas, el 37% corresponde a hidrocarburos líquidos y el 63% a gas natural. Asimismo, el 90,5% de las reservas probadas totales se localiza en Argentina.

Las reservas estimadas en la República Argentina se muestran antes del pago de regalías, debido a que éstas poseen atributos similares a los de un impuesto a la producción y, por lo tanto, se tratan como costos operativos. En Venezuela, las reservas estimadas fueron calculadas en base a la estructura contractual vigente, antes de regalías, y a partir de multiplicar nuestra participación en cada empresa mixta por el volumen de reservas probadas de cada empresa mixta. En relación a las reservas en Bolivia, a partir de 2009, por constituir una atribución exclusiva del Estado Boliviano, se prohibió la anotación y registro de reservas por parte de terceros y, como resultante, a partir de ese año se detrajeron los barriles de petróleo equivalente correspondientes a las reservas en Bolivia, sin que esto implique cambios a las condiciones económicas de los activos de Petrobras Argentina.


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3.1.4. Transporte de hidrocarburos Oleoductos del Valle S.A. – Oldelval Al 31 de diciembre de 2015, Petrobras Argentina mantiene una participación directa de 23,10% en Oleoductos del Valle S.A. Oldelval lleva a cabo tareas de explotación de oleoductos troncales de acceso a Allen, en el área del Comahue, y el oleoducto Allen – Puerto Rosales, que posibilitan la evacuación del petróleo producido en la Cuenca Neuquina hasta Puerto Rosales (puerto de la Ciudad de Bahía Blanca), aprovisionando a las destilerías que se encuentran en la zona de influencia de su recorrido. Durante el presente ejercicio el transporte de petróleo desde Allen a Puerto Rosales alcanzó los 20.230 metros cúbicos por día promedio y el realizado a las refinerías ubicadas en la Provincia del Neuquén totalizó 2.242 metros cúbicos por día promedio, siendo el volumen total transportado de 22.472 metros cúbicos por día, totalizando en el 2015 un volumen de 51,6 millones de barriles transportados, volumen inferior al transportado durante el ejercicio anterior en aproximadamente un 2,87%. Durante el 2015, Oldelval ha logrado mantener el servicio de transporte sin interrupciones, garantizando la continuidad operativa y la confiabilidad del sistema de bombeo. Se alcanzaron los objetivos proyectados y en materia de seguridad, se continuó con el análisis de las zonas sensibles a lo largo del oleoducto. Oleoducto de Crudos Pesados - OCP Al 31 de diciembre de 2015, Petrobras Argentina mantiene una participación del 11,42% en OCP, un oleoducto en Ecuador que cuenta con una capacidad de transporte de 450.000 barriles por día. Al 31 de diciembre de 2015, OCP detenta un patrimonio neto negativo. Sin embargo, y conforme que Petrobras Argentina no ha asumido compromisos de aportes de capital ni de asistencia financiera a OCP, dicha tenencia accionaria ha sido valuada a cero.


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3.2. Refinación y Distribución A través del negocio de Refinación y Distribución, Petrobras Argentina integra sus operaciones de manera vertical. La Compañía conforma así una cadena de valor balanceada que comienza con la exploración y producción de hidrocarburos y finaliza con la oferta de productos diferenciados por su calidad en cada estación de servicio. En 2015, la Compañía:

• Mantuvo una alta utilización de la capacidad instalada de su refinería en lo que se refiere al procesamiento de crudo, del orden del 94,1%, manteniendo una alta confiabilidad operativa.

• Realizó inversiones en este segmento de negocios por Ps.229 millones. 3.2.1. División Refinación Refinería Bahía Blanca y Plantas de Despacho La Refinería Dr. Ricardo Eliçabe tiene una capacidad instalada de 30.500 barriles diarios de petróleo y está ubicada en Bahía Blanca, Provincia de Buenos Aires, lugar estratégico para la recepción de crudos de la Cuenca Neuquina y en una posición inmejorable para el abastecimiento vía marítima del petróleo proveniente del sur del país o del mercado internacional, tal como acontece desde finales de 2014. En 2015, la Refinería Bahía Blanca procesó 28.704 barriles de petróleo diarios, lo que representa un 94,1% de su capacidad instalada, siendo este volumen procesado un 6% superior al año anterior. Durante el año, junto con el procesamiento típico de crudos nacionales, se procesaron exitosamente diversos crudos importados de distintas calidades. Durante 2015, las inversiones en la refinería se destinaron principalmente a seguridad y medio ambiente, conformidades legales y optimización y modernización de los distintos sectores de la refinería. Entre ellas se destacan la adquisición de una Unidad Recuperadora de Vapores (VRU) dentro del plan modernización del sector de carga de despacho de camiones, limpieza de las piletas de tratamientos de efluentes líquidos, paradas programadas de unidades de proceso y adecuaciones en los sitios de cargas de barcazas en Puerto Galván. En lo que respecta a la Terminal Dock Sud y la Terminal Caleta Paula se continúa con la adecuación de todos los tanques con el objetivo de cumplir las normativas de Seguridad y Medio Ambiente vigentes. Durante el año se comenzó en Terminal Dock Sud con el proyecto de puesta en valor del parque de tanques anteriormente dedicado a la recepción y despacho de petróleo crudo, con el objetivo de incrementar la capacidad de almacenamiento de productos livianos. Plan de inversiones de Refinación En 2016, la refinería continuará realizando las inversiones necesarias en conformidad legal, sostenimiento y confiabilidad de la operación de la planta, entre las que se destaca la continua adecuación del parque de tanques a las normativas existentes, proyectos de mantenimiento de las instalaciones con el objeto de mantener la confiabilidad y optimizar la operación de las unidades, continuidad de la adecuación de los sitios de carga en Puerto Galván y paradas programadas en la unidades de visbreaking e hidroprocesos. Adicionalmente, se continúa avanzando con la etapa de Ingeniería Básica Extendida del Proyecto de una nueva unidad de hidrotratamiento de gas oil y la ampliación de la capacidad de procesamiento de crudo. En Dock Sud, las principales inversiones se destinarán para adecuar la sala de bombas, reservorio y ductos de la red de incendios, y se continuará con el plan de adecuación de tanques a las normativas vigentes y la puesta en valor del parque de tanques destinado a incrementar la capacidad almacenamiento de productos livianos. A su vez, en Caleta Paula se realizarán inversiones de sostenimiento y cumplimiento legal, necesarias para adecuar la operación, destacándose los trabajos de adecuación de tanques, cañerías y planta de ósmosis inversa.


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3.2.2. División Distribución El mercado argentino de combustibles líquidos El mercado local de combustibles líquidos —naftas y gasoil— experimentó un crecimiento de 3,3% en 2015 respecto de 2014, alcanzando los 21,7 millones de metros cúbicos. El mercado de naftas creció un 5,6% con un volumen de ventas de 8,5 millones de metros cúbicos. En cuanto al mercado de gasoil, también tuvo un crecimiento de 1,9%, alcanzando los a 13,2 millones de metros cúbicos. Tanto en naftas como en gasoil, el crecimiento de mercado estuvo centrado en los combustibles premium, es decir nafta y gasoil grado 3. Por su parte el mercado de GNC creció un 4,6% respecto de 2014, con un volumen de venta de 2,9 millones de metros cúbicos. Combustibles Petrobras Argentina En el 2015, las ventas de combustibles líquidos de Petrobras Argentina para el mercado interno alcanzaron un volumen de 1,3 millones de metros cúbicos, cifras que ubican a Petrobras Argentina en el cuarto lugar dentro del mercado argentino. De ese total, 0,84 millones de metros cúbicos corresponden a gasoil, y 0,45 millones de metros cúbicos a naftas, representando participaciones de mercado del 6,4% y del 5,2%, respectivamente. Las ventas de naftas premium, asimismo, alcanzaron los 92,1 mil metros cúbicos anuales, con un market share del 3,9%; en tanto las de gasoil premium crecieron un 65,5% respecto a 2014 hasta alcanzar los 78,0 mil metros cúbicos anuales, con un market share del 3,7%. Lubricantes Petrobras Argentina posee una planta de elaboración de lubricantes, laboratorio y centro de distribución de Lubrax en Argentina ubicados en Avellaneda, Provincia de Buenos Aires. En el 2015 las ventas de Lubrax en el mercado argentino totalizaron 15,5 mil metros cúbicos, lo que si bien representa una caída en términos volumétricos del 4,0% respecto de 2014, permitió incrementar la participación de mercado hasta el 5,5% en un mercado total que se contrajo un 6,7%. Otros programas desarrollados en estaciones de servicio Petrobras Argentina cuenta con una red de 265 estaciones de servicio, tres más que en 2014, de las cuales 24 son operadas por la compañía, 36 cuentan con Spacio 1, y 5 agros. En el 2015 se continuó con el programa de reemplazo de surtidores en la red de estaciones de servicio. Asimismo, se avanzó con el plan de renovación de imagen a lo largo de toda la red de estaciones de servicio, implementando en alguna de ellas la nueva imagen EcoPlus, la cual se adapta a criterios de avanzada en eficiencia energética y cuidado del medio ambiente. Por otro lado se continuó con el programa de renovación de Compresores de GNC de la Red Propia. Para el 2016 la compañía tiene previsto continuar con las inversiones de imagen EcoPlus y con el recambio de tanques de las estaciones de servicios de todo el país, instalaciones de equipos compresores de GNC y renovación en tiendas de conveniencia.


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Mercados de asfaltos y búnker En 2015 las ventas en el mercado de asfaltos disminuyeron un 6,1%, totalizando 350 mil toneladas, de las cuales 70 mil toneladas corresponden a ventas de Petrobras Argentina, lo que representa un market share del 17,4%. Por otra parte, en 2015 el mercado de IFO´s Bunker se contrajo un 47,6% hasta un volumen de 0,9 millones de metros cúbicos, de los cuales Petrobras Argentina comercializó aproximadamente 85 mil metros cúbicos de IFOs y 15 mil metros cúbicos de Gas Oil Bunker, con un market share de 9,5% y 10,2%, respectivamente. Refinor En 2015, el promedio diario de crudo procesado fue de 9.075 barriles, que representa un 34% de su capacidad instalada como consecuencia de haberse dejado de recibir y procesar el condensado de Bolivia. Durante el año sólo se recibieron 443 mil barriles de petróleo proveniente de Bolivia, lo que representa un 18% del volumen recibido el año anterior. La comercialización en el mercado local alcanzó los 515 mil metros cúbicos, volumen superior en un 16,3% respecto al ejercicio anterior. Por su parte, el procesamiento de gas alcanzó un promedio diario de 14,7 millones de metros cúbicos. La producción total de GLP proveniente de gas rico fue de 279 mil toneladas, volumen inferior en un 6,3% en comparación al 2014. Por su parte, las ventas alcanzaron las 302 mil toneladas, superiores en un 1,3% a las del 2014.


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3.3. Petroquímica En el segmento de Petroquímica, a partir de nafta virgen, propano, butano y otros insumos, Petrobras Argentina produce bases octánicas para naftas, solventes aromáticos, hexano y otros solventes parafínicos hidrogenados, propelente para industria cosmética, estireno monómero, caucho y polímeros para el mercado local y exterior. De este modo, participa en un segmento importante para la estrategia de integración vertical de sus operaciones. En 2015, la Compañía

• Priorizó el mercado interno de estireno, poliestireno y caucho, alcanzando en conjunto las 121 mil toneladas de ventas locales, de las cuales 53 mil toneladas corresponden a poliestireno, alcanzando un récord histórico.

• Realizó inversiones por un total de Ps. 127 millones, siendo la inversión de mayor magnitud la realizada en el complejo de Puerto General San Martín con la parada simultánea de las Plantas de Etileno, Etilbenceno y Estireno, en Usina y en la planta de tratamiento de efluentes. Adicionalmente, realizó inversiones en la unidad de Caucho, necesarias para la parada del Reforming de Naftas que se hará en 2016, y otras destinadas principalmente a mejoras en SMS y confiabilidad operativa en la planta de PGSM.

3.3.1. Reforming de naftas El volumen de ventas de bases octánicas y naphtha durante el 2015 fue de 277 mil de toneladas, de las cuales 73 mil fueron destinadas al mercado de exportación. Las ventas de hexano, solventes parafínicos y aromáticos durante el 2015 fue de 64 mil toneladas. El 69% de estas ventas se destinaron al mercado local, manteniéndose en porcentajes similares a los del año 2014. El volumen de ventas de propelente totalizó 12,2 mil toneladas en el 2015, representando una baja del 21% respecto al año 2014. Esta disminución está asociada a la contracción del mercado local. 3.3.2. Estirénicos Las ventas de 2015 para las cuatro líneas de productos –estireno, poliestireno, poliestireno biorientado y caucho– alcanzaron las 170 mil toneladas. Esta cifra representa un 1% superior respecto a 2014, asociado al incremento en las ventas locales compensado por la baja de las exportaciones con destino al mercado brasilero. Estireno El volumen de ventas de estireno monómero durante el 2015 fue de 55,7 mil toneladas, volumen similar al del año 2014, destacándose una reducción en las exportaciones destinadas a Chile y Brasil compensadas con mayores ventas en el mercado local respecto al año anterior. Poliestireno El volumen de ventas de poliestireno durante 2015 fue de 58,8 mil toneladas, un 19% mayor respecto al 2014, principalmente por mayores ventas locales. BOPS El volumen de ventas de BOPS durante 2015 fue de 7,7 mil toneladas, un 15% inferior respecto al 2014, con una reducción del 30% en las exportaciones y un incremento del 33% en las ventas locales.


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Caucho Petrobras Argentina vendió un total de 34,7 mil toneladas de caucho, de los cuales 22,8 mil toneladas corresponden al mercado local y 11,9 mil toneladas a exportaciones. El volumen vendido en 2015 fue un 13% inferior respecto al año anterior, principalmente por una disminución del 32% en las exportaciones, asociado a la menor demanda del mercado brasilero. Además, en el año 2015 la Compañía continuó avanzando en la producción de polímeros con bajo contenido de aromáticos de acuerdo a la regulación europea, acompañando la demanda de nuestros clientes. 3.3.3. Plan de inversiones Durante el año 2015, Petrobras Argentina realizó inversiones por un total de Ps. 127 millones, destinadas principalmente a trabajos relacionados a la parada general programada llevada a cabo en el complejo de Puerto General San Martín que involucró a las plantas de Estireno, Etilbenceno, Etileno PGSM y Etileno San Lorenzo, la Usina y la planta de tratamiento de efluentes. Adicionalmente se realizaron inversiones en la Unidad de Caucho, preliminares a la parada programada del Reforming de Naftas en 2016, y otras inversiones de SMS, sostenimiento y confiabilidad operativa en las plantas de Estireno, Poliestireno y Caucho. Entre los ítems más relevantes se encuentran el montaje del módulo de ósmosis inversa en Caucho, el pasaje de herramientas inteligentes en ductos, la adecuación de pasivos ambientales y proyectos de recuperación de energía en hornos de estireno. Para el año 2016 se seguirán con las inversiones de sostenimiento, confiabilidad y cumplimiento legal, y se realizará la parada programada para mantenimiento de la unidad Reformadora de Naftas en Puerto General San Martín.


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3.4. Gas y Energía El segmento de Gas y Energía conecta dos insumos fundamentales para el desarrollo industrial de nuestro país, como son el gas y la energía eléctrica. Al participar en ambos negocios, Petrobras Argentina maximiza la rentabilidad de su producción. En el negocio de Gas, la Compañía comercializa el gas de propia producción, provee servicios de brokering a empresas productoras que tercerizan su venta, gestiona compras a terceros de gas para atender a consumos propios y, a través de TGS, es licenciataria del transporte de gas natural en el sur del país. En el negocio de Electricidad, participa en la generación a través de la Central Termoeléctrica Genelba, la Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú y la Central EcoEnergía. La potencia instalada total de Petrobras Argentina es de 1.124 Mw. En 2015, la Compañía

• Logró un excelente nivel de confiabilidad de las plantas Genelba, Genelba Plus, Pichi Picún Leufú y EcoEnergía, alcanzando niveles de 99,5%, 100%, 100% y 96,8%, respectivamente.

• Se realizó exitosamente y en menor plazo al previsto el mantenimiento mayor del ciclo combinado de Genelba, correspondiente a la Turbina de Gas 11.

• Ingresó al Programa de Estímulo a la Inyección Excedente denominado Plan Gas II, aprobado por la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (la Comisión) con fecha 30 de enero del 2015, por medio del cual la compañía se asegura un piso de precios, siempre y cuando se cumplan las metas de inyección establecidas en el esquema normativo del referido plan.

• Renovó los contratos de venta de gas bajo el programa Gas Plus de los yacimientos “El Mangrullo” y “Río Neuquén”, acompañado con volúmenes crecientes de producción de gas no convencional.

3.4.1. Negocio de Gas y Transporte Comercialización En 2015 la compañía comercializó en la Argentina volúmenes de gas propio por 6,0 millones de metros cúbicos diarios. En tanto, bajo la modalidad brokerage, comercializó un volumen de gas de 1,6 millones de metros cúbicos diarios y se gestionó la compra a terceros de 1,1 millones de metros cúbicos diarios para atender la demanda interna. La distribución se realizó con trasporte propio y de terceros, a fin de abastecer a los clientes y asegurar el cumplimiento de los compromisos acordados. En el mes de enero, la Comisión aprobó el ingreso de PESA al Programa de Inyección Excedente Plan Gas II, lo cual significó un reconocimiento en resultados, de manera de continuar apuntalando los proyectos de incremento de producción de gas natural de la compañía. En el mes de julio se renovaron los contratos de venta de gas no convencional de las áreas El Mangrullo y Río Neuquén, los cuales se continúan comercializando con CAMMESA, bajo la modalidad de Gas Plus. Cabe mencionar que se logró un mejor precio promedio de venta de gas total, debido a los mayores volúmenes comercializados de gas no convencional y a una mejora en los precios del segmento industrial. TGS Al 31 de diciembre de 2015, Petrobras Argentina mantiene una participación indirecta del 25,5% en TGS a través de CIESA, con una participación del 51% de su capital social. Petrobras Argentina posee una participación directa e indirecta del 50% en CIESA. Durante 2015 aumentaron los ingresos generados por el servicio de transporte de gas debido principalmente al impacto de la adecuación tarifaria aprobada por la Resolución Nº 3.347/15 del ENARGAS, en un contexto donde se continuó trabajando para obtener mejoras en el cuadro tarifario. Adicionalmente, contribuyeron al incremento de ingresos, el mayor volumen de transporte interrumpible y los mayores servicios de transporte de gas natural a clientes con destino de exportación.


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Los ingresos generados por el negocio de líquidos disminuyeron como consecuencia de la caída de los precios promedio internacionales de referencia, que continuaron durante el ejercicio 2015 con su tendencia negativa. Dicho efecto pudo ser parcialmente compensado por el impacto positivo del aumento del tipo de cambio del peso argentino que tuvo sobre las ventas denominadas en dólares estadounidenses, y las mayores toneladas vendidas por cuenta propia con destino exportación. Por su parte los volúmenes totales vendidos registraron una leve disminución del 0,5% en el ejercicio 2015 respecto del ejercicio anterior. Es de destacar que durante el primer trimestre de 2015 el gobierno argentino introdujo modificaciones positivas al esquema de abastecimiento de GLP de garrafas y a la determinación del precio con paridad de exportación, ambas para la venta en el mercado local. Finalmente, respecto del segmento de negocio de otros servicios, sus ingresos por ventas disminuyeron levemente. La disminución corresponde fundamentalmente a menores ingresos generados por telecomunicaciones y servicios de compresión y tratamiento de gas natural. Dicho efecto fue parcialmente compensado por los mayores ingresos generados por el gerenciamiento de las obras de expansión del sistema de gasoductos llevadas adelante por el fideicomiso creado a tal fin en 2006 y de servicios de generación de vapor. Por otra parte, en 2015, se continuó avanzando con el desarrollo del plan de ejecución, bajo el programa de fideicomisos de gas, que posibilitará el transporte de un volumen adicional de 10,7 millones de metros cúbicos diarios, de los cuales se encuentran habilitados 8,7 millones de metros cúbicos diarios. Negocio de GLP En 2015, el volumen de GLP de fabricación propia y de terceros comercializado fue de 85,6 mil toneladas, un 1,5% menos que en el ejercicio comparativo. Durante este año no se realizaron operaciones de brokerage. Al igual que en el año anterior, en 2015, desde la Refinería Bahía Blanca, la Sociedad dio cumplimiento a las obligaciones de abastecimiento de butano al mercado interno dispuestas por la SE. A partir de abril cambió la política de precios locales tanto para los volúmenes obligados como para el de libre disponibilidad, lo que generó que mejore el margen de comercialización del butano. 3.4.2. Electricidad Panorama de la generación eléctrica en la Argentina La demanda de energía continuó creciendo en forma sostenida a lo largo de 2015, y su tasa de variación interanual se ubicó en el 4%. El principal impulsor del desarrollo positivo ha sido la demanda residencial, que a lo largo del año presentó una tasa de crecimiento en el orden del 8%. Por otro lado, el sector industrial mostró una variación interanual del 2%. La demanda fue cubierta en un 63% con una oferta de generación térmica, 30% de generación hidráulica y 5% de generación nuclear. Las temperaturas medias registradas fueron de 18,8°C a lo largo del año, siendo el valor 1,1°C por encima de su temperatura media histórica, cuestión que afecta significativamente la demanda residencial por su mayor consumo como refrigeración. El consumo de combustibles ubicó al gas natural con un valor medio utilizado de 39,6 millones de metros cúbicos diarios, el gas oil fue de 2,2 millones de metros cúbicos, el fuel oil alcanzó los 3,1 millones de toneladas y el carbón utilizado fue de casi 1 millón de toneladas.


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Central Termoeléctrica Genelba En 2015, la Central Termoeléctrica Genelba comercializó 5.913 GWh; un 3,7% superior al 2014; de esta cantidad, un 80% corresponde al Ciclo Combinado de Genelba en tanto que el 20% restante corresponde a Genelba Plus. Dicha generación de energía anual equivale a una participación del 4,4% en la generación total del país y del 6,8% en el sector de generación térmica. El aumento en la generación de Genelba es consecuencia de la realización de un mantenimiento mayor solamente en la TG11 lo que permitió seguir operando con medio Ciclo, en comparación con el año 2014 cuando se realizó el mantenimiento mayor de la TG12 y la TV10. La parada programada se realizó en un menor tiempo a lo planeado. Genelba Plus operó con un factor de confiabilidad de 100%, y en el caso del Ciclo Combinado fue de 99,5%. En cuanto al factor de disponibilidad operativa, fue de 98,7% para Genelba Plus, y de 92,7% para el Ciclo Combinado de Genelba. Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú A lo largo de 2015, los caudales de los ríos Limay y Collón Curá se ubicaron en valores por debajo de su nivel medio histórico, afectando la generación de la Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú, sin embargo estos valores fueron superiores a los del año 2014. La generación anual se situó en 962 GWh, un 15% por encima de 2014 y apenas un 1% por debajo de su generación media histórica. Con un factor de disponibilidad del 100% y un factor de confiabilidad del 100%, la hidroeléctrica obtuvo en 2015 una participación aproximada del 0,7% en la generación de energía total del país y del 2,3% en la generación de energía hidráulica anual. Central EcoEnergía Durante 2015, la generación anual se ubicó en 93 Gwh, 10% por debajo del valor del año 2014, siendo su factor de disponibilidad del 95,9% y el factor de confiabilidad del 96,8%.


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4. Una empresa detrás de los Negocios 4.1. Organización y Gestión Petrobras Argentina considera que el progreso económico es sustentable si el desempeño se alcanza a través de la implementación y mejora de un sistema de gestión comprometido con todos sus públicos de interés: los accionistas, los clientes, los empleados, la comunidad, los proveedores y los organismos de control. De acuerdo con esta visión, aplica políticas que forman parte integral de su sistema de gestión, el cual opera en todos los niveles de la organización, llevando adelante proyectos, planes, programas, capacitaciones y evaluaciones que le permiten mejorar su calidad de gestión en forma continua. Para fortalecer el sistema de gestión, a fines de 2013 se creó la Gerencia de Organización y Gestión con el fin de promover la mejora continua de la organización y brindar los servicios básicos de soporte y de seguridad empresarial, asegurando la conformidad corporativa y la sustentabilidad de los negocios. En 2015, la Compañía: Puso en marcha un procedimiento sistemático de evaluación de Reglas Corporativas Comunes de la sociedad controlante, con el objetivo de preservar la conformidad con los requisitos corporativos considerando el contexto local donde opera. Sistematizó los procesos internos para asegurar su adecuación a las nuevas exigencias de información de SEDRONAR/RENPRE en relación con la gestión de las sustancias consideradas precursores químicos, rediseñando procesos, roles y responsabilidades. Participó, por octavo año consecutivo, del benchmarking de indicadores de gestión del Instituto Profesional Argentino para la Calidad y la Excelencia (IPACE), posicionándose por encima del promedio de las empresas participantes del segmento de manufactura grande, empresas todas que son referentes de excelencia en sus ámbitos de actuación. Ha continuado con la iniciativa de Equipos de Mejora que contribuyen a la eficiencia de las operaciones y la mejora de los resultados, conformando 9 nuevos equipos de todos nuestros Negocios y Estructura Central, totalizando 33 equipos lanzados desde 2012 que abarcan aspectos de eficiencia, productividad, costos, calidad, seguridad y medio ambiente. Asimismo presentó 3 equipos de mejora en el 20° Encuentro Nacional de Mejora Continua organizado por la Sociedad Argentina pro Mejoramiento Continuo (SAMECO), con el fin de dar continuidad a la divulgación de experiencias exitosas y reconocer a los integrantes de los equipos. Una vez más ha completado exitosamente el Programa de Certificaciones según normas ISO 9001, ISO 14001, OHSAS 18001, ISO 50001, los requisitos de calidad del Instituto de Auditores Internos, de Empresa Cardioprotegida y de Lugar de trabajo Saludable, demostrando su compromiso con sus clientes, proveedores, accionistas, empleados y la comunidad en la que opera. El Programa Anual de Certificaciones comprende auditorías internas y externas de mantenimiento y re-certificación del sistema de gestión, así como la implementación de nuevos certificados. Las auditorías externas fueron conducidas por prestigiosos organismos, destacándose firmas como TÜV Rheinland, Instituto de Auditores Internos de Argentina y España, Medical Tech, y el Ministerio de Salud de la Nación. Las auditorías internas fueron llevadas adelante con gran efectividad por personal propio capacitado. Este programa constituye una actividad preventiva mediante la cual se identifican hallazgos que permiten sostener y mejorar la gestión para dar apoyo así a la implementación de las estrategias y objetivos de la organización. Logró la certificación ISO 9001 en la Gerencia de Contrataciones de Bienes y Servicios, una iniciativa inédita en el mercado que profundiza la orientación interna a clientes para contribuir a la calidad de gestión de las contrataciones y la Certificación ISO 50001 (Gestión de la Energía) en la Planta Lubricantes. Adicionalmente, puso en marcha un equipo corporativo para planificar la recertificación de acuerdo con las nuevas versiones 2015 de las normas ISO 9001 y 14001. Esta iniciativa profundizará la gestión de los riesgos y el enfoque de los sistemas de gestión para el logro de los resultados de los negocios. En materia de Seguridad Empresarial, con la implementación del Programa Petrobras de Prevención de la Corrupción (PPPC), se diseñó una nueva metodología para la investigación de fraude, corrupción, y lavado de dinero, alineado con las políticas corporativas.


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4.2. Seguridad, Medio Ambiente y Salud Ocupacional Petrobras Argentina considera que el progreso económico es sustentable si su desempeño está basado en la implementación y mejora de un modelo de gestión comprometido con la seguridad y la salud de las personas, el cuidado del medio ambiente y la eficiencia energética. De acuerdo a estas premisas, la Sociedad aplica políticas y directrices de Seguridad, Medio Ambiente, Salud e Higiene Ocupacional que forman parte integral de su sistema de gestión y operan en todos los niveles de la organización, llevando adelante programas, capacitaciones y evaluaciones que le permiten ser una empresa segura y ecoeficiente, que optimiza sus recursos y trabaja por la calidad de vida de sus empleados y por el bienestar de la comunidad. En 2015, la Compañía

• Alcanzó su mejor desempeño de la historia en accidentalidad personal, con una exposición de aproximadamente 14 millones de horas-hombre, obtuvo un índice de ocurrencias que considera el total de accidentes personales registrados de 4,36 en el año, representando un 22% de mejora respecto al límite admisible considerado.

• No registró accidentes vehiculares típicos durante el año, con una exposición vehicular de más de 37 millones de kilómetros acumulados de recorrido, siendo el mejor resultado de desempeño alcanzado en su historia.

• Alcanzó un indicador VAZO acumulado de 0,30 metros cúbicos siendo el límite admisible de 20 metros cúbicos. Este indicador mide los derrames de hidrocarburos mayores a un barril.

• Redujo el 63% sus residuos acumulados respecto al año anterior, principalmente por el tratamiento de residuos realizado en la cuenca neuquina.

• Recibió por parte del Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG) el Premio Anual de Seguridad IAPG 2015.

• Sostuvo el control en el aseguramiento de conformidad legal y profundizó la gestión de SMS en su cartera de proyectos con el objeto de promover la sustentabilidad ambiental y energética y la seguridad, tanto en sus operaciones actuales como en los nuevos emprendimientos.

4.2.1 Gestión SMS: Se consolidó la matriz de gerenciamiento de riesgos en SMS con el fin de medir el grado de gestión en la implementación de los procesos de Seguridad, Medio Ambiente y Salud en todos los activos y plantas de la Compañía. El alcance de esta herramienta consideró la evaluación de siete dimensiones en SMS, la cual tiene una apertura en 65 sub-ítems con foco en permisos y habilitaciones, integridad, confiabilidad, disciplina operacional, pasivos ambientales, contingencias, y salud ocupacional e higiene industrial. De esta manera, se facilita evaluar sistemáticamente el Gerenciamiento de los Riesgos en SMS de Petrobras Argentina y de cada uno de los activos, permitiendo focalizar prioridades en las acciones a desarrollar. Durante el 2015 se cumplieron 36 iniciativas del Programa de Mejora Continua en SMS establecidas para el segundo ciclo (julio 2015 – julio 2016). El programa involucra la gestión de implementación y seguimiento de acciones sistemáticas en Seguridad, Medio Ambiente, Contingencia y Salud. Por ejemplo: Seguridad de procesos, Plan de Reducción de Accidentes, Derrame Cero, Análisis de Alcance, Gestión de Recomendaciones de Evaluaciones de Riesgos y Auditorías de SMS, entre otros. Durante 2015, la Compañía continuó ejecutando su Cartera de Proyectos con el objetivo de disminuir los riesgos en SMS de sus instalaciones, y trabajando en la evaluación de los requisitos de SMS de los nuevos proyectos, en este caso los de Exploración y Producción (E&P), tanto para desarrollos convencionales como no convencionales de áreas operadas y no operadas. Como parte de este proceso se elaboran documentos entregables requeridos sistemáticamente para la aprobación de los mismos. Cada Estudio de Viabilidad Técnico y Económico (EVTE) evaluado cuenta con su respectivo capítulo de SMS. Durante el 2015 se realizaron dos Evaluaciones de Adhesión a las 15 Directrices de SMS desde Casa Matriz, las mismas fueron realizadas en Genelba y en Refinería Bahía Blanca, mostrando una muy buena alineación y cumplimiento de los estándares de gestión. Adicionalmente, se realizó la auto-evaluación en Estaciones de Servicio. Se implementaron las Reuniones de Análisis Crítico de SMS Alta Dirección (RAC). Desde el mes de agosto la Alta Dirección, todos los gerentes de activo, sus reportes gerenciales y la Gerencia de SMS Corporativo se reúnen mensualmente para analizar el desempeño de los distintos programas y acciones que se llevan adelante en SMS con el objetivo de asegurar una mejora continua. Al 31 de diciembre de 2015 se registraron en toda la Compañía 3.928 Auditorías de Comportamiento en el aplicativo Audicomp, demostrando a través del liderazgo de línea el compromiso en la prevención, minimización de desvíos y la promoción de comportamientos seguros.


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Con el objetivo de fortalecer la cultura de SMS, prevenir daños a las personas, las instalaciones y el medio ambiente, se llevó a cabo la Campaña de Movilización de Seguridad y el 28 de septiembre de 2015 la Dirección Ejecutiva de Petrobras aprobó la implementación de diez acciones prioritarias. Dentro de las mismas se establecieron las diez "Reglas de Oro” que refuerzan cuestiones básicas de SMS. En el mes de octubre y noviembre de 2015 todas las gerencias de PESA han estado divulgando las 10 Reglas de Oro con todo el personal propio y contratado, y a partir del mes de noviembre se inició una campaña de verificación en campo de cada una de ellas. Dentro del marco de la campaña de SMS 2015 en el mes de agosto se realizó una Jornada de buenas prácticas y lecciones aprendidas en SMS. Con el objetivo de contar con un espacio donde se aborde con mayor interactividad los temas de Seguridad, Medio Ambiente y Salud en todo PESA, la Gerencia Corporativa de SMS junto con la Gerencia de TIC desarrollaron en la Intranet el “Portal de Conocimiento Compartido en SMS” utilizando la herramienta de colaboración SharePoint. Dentro del marco de Seguridad de Procesos, se implementaron 7 Indicadores Corporativos para medir la gestión contribuyendo con la mejora de la Seguridad de los Procesos en cada activo. 4.2.2 Seguridad Bajo el Plan de Mejora de Seguridad Operacional se desarrollaron 18 iniciativas establecidas para atender aspectos que permiten implementar y reforzar acciones en Seguridad de Procesos. Se realizaron cinco Estudios de Riesgos de Procesos (APR/Hazop) con una consultora internacional, las evaluaciones se realizaron en la planta de Puerto General San Martín, y las áreas Medanito, Sierra Chata, Río Neuquén y Aguada de La Arena, lo que permite tener los procesos bajo control. En la Refinería Bahía Blanca, en Genelba y en la Planta de Zarate se desarrollaron tres Auditorías de Reaseguro Internacional, que mostraron una muy buena performance. A nivel de reconocimiento externo, Petrobras Argentina recibió por parte del IAPG el Premio Anual de Seguridad IAPG 2015, donde en esta oportunidad la Compañía ha sido acreedora del premio en el grupo de empresas evaluadas dentro de la categoría de Productoras que corresponde a la Gestión en Seguridad realizada en las operaciones en la Dirección de E&P. El reconocimiento considera la gestión y el desempeño alcanzado en seguridad en el período 2do. Semestre 2014 - 1er. Semestre 2015. 4.2.3 Medio ambiente La Compañía continúa trabajando y desarrollando acciones tendientes a disminuir permanentemente los riesgos de derrames accidentales, fundamentalmente con programas de integridad de ductos y de tanques, tanto aéreos como subterráneos. Adicionalmente se realizan monitoreos y estudios ambientales para conocer las distintas situaciones en sectores de interés. Se continuó con la implementación en el Sistema Petrobras del programa de Vazamento Zero (Derrame Cero), que ahora forma parte del Programa de Mejora Continua. El Programa tiene foco en tres ejes fundamentales: Sistema Gestión, Integridad de Instalaciones y Contingencia. En el 2015 se consolidó el Comité de Integridad de Ductos y Tanques de PESA, en el que participan referentes técnicos de todos los Negocios. Los objetivos del este Comité son realizar análisis crítico de los estándares de Gestión de Integridad de las Instalaciones, generar y monitorear indicadores comunes para todo la Compañía, coordinar y realizar auditorías a los ductos (internas y cruzadas) y compartir experiencias entre los Negocios (buenas prácticas/lecciones aprendidas). En Septiembre de 2015, se conformó un Sub Comité para evaluar internamente la seguridad operacional en las Terminales en las operaciones de carga y descarga de buques con producto, basado en procesos de mejora continua. Los objetivos del mismo son analizar la legislación aplicable a las terminales y evaluar su cumplimiento, revisar y adecuar los estándares existentes de PESA, generar y monitorear indicadores de gestión de terminales, y realizar evaluaciones a las terminales (internas y cruzadas).


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Aunque el foco de los programas de SMS es la prevención, la Compañía no descuida los programas de preparación para eventuales incidentes. En este sentido durante 2015 se destacaron dos jornadas de capacitación y entrenamiento con incidentes en el transporte de combustibles. Una de ellas fue un taller en Bahía Blanca declarado de interés municipal en el cual, además de las autoridades locales, estuvieron presentes fuerzas vivas y empresas del polo industrial. La otra actividad, en coordinación con Autopistas del Oeste, se desarrolló en dos días, el primero con la capacitación a fuerzas vivas de siete municipios y el segundo día con un simulacro de derrame de combustible donde se puso en práctica lo aprendido el primer día. Estas actividades con la comunidad favorecen la interacción de los distintos grupos de respuesta a la emergencia vial, fortaleciendo los vínculos para optimizar la coordinación y operatorias en la respuesta. Se ejecutaron dos Estudios de Sistemas Contra Incendio: en la planta de Etileno San Lorenzo y en el área El Mangrullo. Preocupados por la problemática energética global, la Compañía sigue apostando a inversiones relacionadas a disminuir emisiones de gases efectos invernaderos, a través del aumento de eficiencia energética en sus instalaciones. Este año se destaca el aumento de eficiencia en Hornos de Estireno, a través del aumento del área de convección de ambos hornos y el decocking de intercambiadores de calor en el Planta de Etileno San Lorenzo (primera vez en la historia de la planta) para aumentar su eficiencia de intercambio. El pasado 10 de diciembre, auditados por TÜV Rheinland Argentina, el equipo de Planta Lubricantes obtuvo la certificación de la norma internacional ISO 50001 (Gestión de la Energía) con alcance para "Desarrollo, Producción y Despacho de Lubricantes". De esta manera, afianzamos nuestro compromiso con la mejora continua y la calidad en la gestión, asegurando el uso eficiente de la energía en nuestras actividades. Durante el mes de diciembre las plantas PGSM y Etileno San Lorenzo han renovado con éxito las certificaciones de Cuidado Responsable del Medio Ambiente y el Plan de Contingencia Nacional. En el marco del Programa Cuidado Responsable del Medio Ambiente (PCRMA), de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica, recibimos en el mes de septiembre una auditoría por parte de IRAM cuya calificación fue sobresaliente. Dicha entidad auditora certificó que Petrobras Argentina ha establecido un sistema de gestión acorde a los criterios establecidos en el PCRMA. Debido a la muy buena calificación se renueva la certificación por un plazo mayor al habitual y la duración es de tres años. A esto se suma el resultado satisfactorio obtenido en la auditoría anual del Plan Nacional de Contingencia (PLANACON) que lleva adelante Prefectura Naval Argentina (PNA), resaltándose la actuación de la brigada interna en el simulacro desarrollado en el Muelle de Petrobras Argentina, el día 15 de diciembre. 4.2.4 Salud e Higiene Ocupacional En 2015, la compañía continúa desarrollando sus programas de promoción y protección de la salud con foco en la prevención primaria y secundaria y generando un espacio de trabajo saludable. En este contexto se desarrollan acciones tendientes a generar hábitos y conductas de vida saludables a través del Programa de Promoción y Protección de la Salud (PPS), con acciones de alimentación saludable e inocuidad alimentaria de acuerdo a la norma IRAM 14201, actividad física, prevención odontológica, deshabituación tabáquica y prevención de adicciones. Las acciones mencionadas son desarrolladas en función del diagnóstico anual de salud realizado mediante la implementación de un examen médico a todos los empleados que contempla los riegos ocupacionales y epidemiológicos, permitiendo la realización de un programa de salud específico realizado a medida según los grupos de riesgo relevados. En materia de prevención, la compañía continúa desarrollando los cursos de Resucitación Cardio-Pulmonar (RCP) y Primeros Auxilios, el plan de actividad física y las campañas de vacunación antigripal y antitetánica. Durante el 2015 se continuó desarrollando el programa de Cardioprotección, según estándares internacionales de American Heart

Association y se mantuvo la certificación como empresa libre de humo de tabaco a través del Ministerio de Salud de la Nación, así como el reconocimiento por dicho Ministerio como empresa amiga de la hemodonación por la implementación de campañas de donación voluntaria de sangre en los activos y como Lugar de Trabajo Saludable. En el marco del Programa de Higiene Industrial, se completaron las mediciones correspondientes a los ambientes de trabajo, los mapas de riesgos específicos, se realizó el seguimiento de los desvíos presentados y se continuó el programa de ergonomía realizando relevamientos de puestos de trabajo específicos.


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4.3. Valoración humana Petrobras Argentina se erige sobre la base de valores organizacionales orientados a promover el desarrollo sostenible, la actuación integrada y la responsabilidad por los resultados, cultivando la disposición para el cambio y el espíritu de emprender, innovar y superar desafíos. Estos valores se enmarcan en principios éticos y transparentes que apuntan a reconocer la diversidad humana y cultural y constituyen el vehículo para la materialización de acciones vinculadas a la gestión estratégica de las personas que la componen. A tal fin, la Compañía sostiene diversas prácticas tendientes a la formación, el desarrollo, la atracción y la fidelización de su capital humano, generando así un contexto favorable para el cumplimiento de los resultados organizacionales. En 2015, la Compañía:

• Inauguró una herramienta online donde, de manera evolutiva, nuclea todos los procesos de gestión de personas para que tanto colaboradores como líderes puedan gestionar sus propias informaciones, asegurando su confiabilidad y trazabilidad. Durante el año 2015 se incluyeron en el Portal los módulos de Perfil del empleado, Reclutamiento y selección y Compensaciones y beneficios.

• Por sexto año consecutivo se posicionó dentro de las cinco primeras empresas del Club del Petróleo en materia de remuneraciones, manteniendo además un paquete de beneficios competitivo a nivel de mercado, en función del estudio realizado a mediados de este año.

• Invirtió alrededor de USD 1,5 millones en programas de formación tendientes a promover el desarrollo de competencias técnicas y de gestión de sus colaboradores.

4.3.1. Reclutamiento y Selección de Personal Ante el surgimiento de cada vacante, Petrobras Argentina promueve la incorporación de las personas que considera más idóneas para llevar adelante los desafíos de la posición, disponiendo de diversas estrategias y herramientas tendientes a contribuir con el logro de este objetivo. 4.3.1.1. Sistema de Job – Posting “Moviliza” El sistema de postulaciones internas de Petrobras Argentina continuó garantizando en el 2015 la difusión de sus oportunidades laborales a lo largo de toda la Compañía, favoreciendo así la disponibilidad de alternativas de desarrollo y crecimiento profesional para sus empleados a partir de la publicación de búsquedas en las que fueron contemplados candidatos de diversas áreas y negocios de la empresa. Durante el año 2015, 66 colaboradores fueron promovidos a funciones de mayor nivel de responsabilidad. 4.3.1.2. Prácticas Profesionalizantes Durante el 2015, la Compañía dio continuidad a las prácticas profesionalizantes destinadas a estudiantes de colegios técnicos, con el objetivo de contribuir a su desarrollo formativo y propiciar un primer acercamiento al campo laboral. Este año la planta de Lubricantes de Avellaneda se sumó a esta iniciativa que viene siendo desarrollada desde el año 2013 en la Central Termoeléctrica Genelba y en la Planta Petroquímica de Puerto General San Martín. Esta práctica permitió convocar posteriormente a dichos alumnos a participar en procesos de selección orientados a posiciones afines a las desarrolladas durante la experiencia profesional. 4.3.1.3. Participación en Ferias de Empleos En el 2015, la compañía participó en la mayor feria virtual de empleos de Argentina “Expo Zonajobs 2015” dónde recibió más de 19.000 currículums provenientes de técnicos y profesionales de todo el país.


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4.3.2. Planeamiento de Capital Humano Petrobras Argentina lleva adelante este proceso por vía del análisis del perfil profesional de sus empleados, considerando así sus antecedentes académicos y laborales, su trayectoria dentro de la compañía y la evaluación de sus competencias. Durante el 2015, se realizaron 25 evaluaciones de capacidad actual y potencial a coordinadores y gerentes. A partir de estas actividades se obtuvieron informaciones relevantes para la toma de decisiones en cuanto a promociones, transferencias y otras oportunidades profesionales de desarrollo de cada empleado dentro de la Compañía. 4.3.3. Remuneraciones y Beneficios La política de Petrobras Argentina en términos de beneficios y remuneraciones se basa en dos principios rectores: asegurar la competitividad externa y mantener la equidad interna. En línea con ello, la Compañía realiza anualmente diferentes encuestas de mercado que le permiten ajustar su canasta de beneficios y su estructura salarial a lo ofrecido por otras compañías. De esta manera, otorgó en 2015 incrementos equivalentes a los concedidos por el mercado laboral para el personal que se encuentra fuera de convenio colectivo. 4.3.4. Relaciones Sindicales En lo que ya es una práctica habitual, Petrobras Argentina participó activamente en las diferentes Cámaras Empresariales y demás ámbitos de negociación laboral, manteniendo una relación constructiva con las diferentes asociaciones gremiales de las industrias donde se desempeña, tanto a nivel nacional como en las áreas geográficas donde se desarrolla sus operaciones. Durante el último año se ha mantenido un esquema de relacionamiento orientado a un diálogo permanente, tendiente a mantener y reforzar los lazos existentes. 4.3.5. Formación y Desarrollo En el marco de su estrategia formativa, Petrobras Argentina realizó en el 2015 una inversión cercana a los USD 1.5 millones en actividades de capacitación, abarcando así al 65% de la dotación total. Entre la oferta académica disponible, se destacaron los programas de competencias individuales corporativas, los estudios de posgrado y la formación en idiomas. Se subraya el desarrollo de la Universidad Austral como proveedor para el dictado de las capacitaciones vinculadas a las competencias individuales corporativas. Como modalidad distintiva de desarrollo de competencias para las funciones gerenciales, se realizó el Programa Líderes en Red, a través de un consorcio de empresas, liderado por Petrobras Argentina, Banco Galicia y Swiss Medical. El programa fue dictado por el cuerpo docente de la Universidad Torcuato Di Tella. Respecto de las actividades de capacitación impartidas por formadores internos, Petrobras Argentina siguió alentando y promoviendo esta metodología a través del compromiso y participación de sus propios colaboradores en la transmisión de conocimientos y experiencias alcanzadas a lo largo de sus trayectorias. En materia de formación técnica, la compañía desarrolló diversos programas destinados a la formación en competencias específicas en todos los negocios, así como también programas relacionados con los conocimientos específicos requeridos para la Red Propia de Estaciones de Servicio.


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4.3.6. Compromiso y satisfacción de los colaboradores 4.3.6.1. Encuesta de Clima Organizacional Durante el año 2015 se realizó la 11° Encuesta de Clima Organizacional dirigida a todo el personal propio de Petrobras Argentina, con un 73% de participación y con una mejora en todos los indicadores de dicha encuesta. A partir de la información relevada, fueron diseñados e implementados diversos planes de acción que tuvieron un alcance transversal a toda la organización y otras iniciativas definidas en cada área en particular. 4.3.6.2. Acciones derivadas Para generar un espacio de intercambio y actualización de las principales temáticas de interés para la Compañía, se continuaron realizando videoconferencias del Director Presidente en las que se informaron los resultados de cada unidad de negocio y otras noticias destacadas de la actualidad de la Compañía. Respecto de las acciones orientadas a profundizar el acercamiento al personal y promover la identificación con la Compañía, se concretó nuevamente la práctica de reconocimiento a la trayectoria para 230 empleados que cumplieron su décimo, vigésimo, trigésimo o cuadragésimo aniversario en la empresa. Asimismo, se replicaron otras prácticas de integración y reconocimiento, como ser la celebración de días festivos y la Visita VIPP (Visita Importante para Petrobras) en la que los empleados pudieron invitar a sus hijos y familiares a compartir con ellos una jornada de trabajo. 4.3.6.3. Cultura Organizacional A partir de la implementación en la sociedad controlante del Programa Petrobras para la Prevención de la Corrupción, a fines de 2015 se aprobó una actualización del Código de Ética de Petrobras Argentina, modernizando y alineando su contenido y formato al Código vigente en Casa Matriz.


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4.4. Responsabilidad Social Para Petrobras Argentina, la Responsabilidad Social es una forma de gestión integrada, ética y transparente de los negocios y actividades y de sus relaciones con todos los públicos de interés. Una gestión que promueve los derechos humanos y la ciudadanía, respeta la diversidad humana y cultural; condena la discriminación, el trabajo degradante, infantil y esclavo; y contribuye al desarrollo sostenible y a la reducción de la desigualdad social. En 2015, la Compañía:

• Elaboró su quinto Informe Social y Ambiental, que describe el desempeño y la estrategia para conducir los negocios con responsabilidad social y ambiental.

• Inició la etapa de financiamiento y asistencia técnica a los proyectos seleccionados en la quinta edición del Programa Petrobras Socioambiental, cuyo objetivo es identificar y apoyar el diseño y formulación de proyectos de mayor escala, impacto social y visibilidad pública.

• Continuó con el posicionamiento del Programa de Voluntariado Corporativo “Petrobras Energía Positiva”, concebido como una herramienta de transformación social que representa el interés de participación de los empleados.

• Avanzó en el desarrollo de estrategias que atiendan a la gestión local de la responsabilidad social y de la relación con la comunidad, a través de los comités de responsabilidad y la implementación del Programa Agenda Local.

4.4.1. Gestión sustentable Petrobras Argentina continuó con la implementación de acciones y políticas para fortalecer la cultura sustentable y elaboró su quinto Informe Social y Ambiental, un documento que describe el desempeño en el área durante 2014 y la estrategia para conducir los negocios con responsabilidad social y ambiental. Durante 2015, la Compañía continuó avanzando en materia de sustentabilidad para dar cumplimiento con su estrategia y los parámetros corporativos. En este sentido, se definieron objetivos locales y un plan de acción a mediano plazo en el cual se desarrollan diferentes herramientas, que coordinadas desde la Gerencia de Comunicación y Responsabilidad Social, se aplican transversalmente en toda la compañía. Además, estas herramientas se nutren entre sí para lograr una gestión integral orientada a la sustentabilidad. 4.4.2 Programa Petrobras Socioambiental Durante 2015, la Compañía inició la etapa de financiamiento y asistencia técnica a los proyectos seleccionados en la quinta edición del Programa Petrobras Socioambiental, el cual busca promover el desarrollo local. Los proyectos seleccionados trabajan en los siguientes ejes: derechos humanos y sociales y promoción de ciudadanía, inclusión educativa, equidad de género, cultura y diversidad, deporte e inclusión social, ambiente y comunidad, discapacidad e inclusión social y productiva, y emprendimientos productivos de base social. Son 30 los proyectos acompañados, que trabajarán en las temáticas establecidas y desarrollarán sus actividades en las provincias de Santa Fe, Buenos Aires, del Neuquén, Río Negro, La Pampa y Santa Cruz. Este acompañamiento se realiza por un período de 2 años, otorgándoles un financiamiento económico y acompañamiento con soporte técnico y actividades de capacitación, con el objetivo de generar un mayor potencial e impacto social de largo plazo en los proyectos y emprendimientos seleccionados. Para los proyectos que trabajan sobre Emprendimientos Productivos de Base Social, a través de una alianza con el Instituto para la Cultura, la Innovación y el Desarrollo (INCIDE), la compañía brinda, entre otros, capacitación y asistencia para la elaboración de planes de negocio, preparación organizacional para el autofinanciamiento y asistencia para la implementación o expansión de la actividad empresarial. En 2015 se incorporaron los proyectos asociativos o en red, en los que participan al menos tres organizaciones, con el objetivo de identificar actividades desconcentradas territorialmente que, por su escala y modelo de intervención, puedan generar resultados significativos en la resolución de los problemas sociales. Se seleccionaron cinco proyectos que cuentan con un financiamiento económico y asistencia técnica durante tres años. Las organizaciones seleccionadas son: Otras Voces, Ashoka, Red Activos de Neuquén, Asociación Pequeños Criadores de Catriel y Acción Católica de Bahía Blanca. En materia ambiental, este año se dio continuidad a la segunda etapa del Programa PRODOS en alianza con la Universidad de San Andrés a través de un seminario abierto. De la jornada participaron 28 integrantes de 22 organizaciones ambientales cuyo objetivo fue desarrollar un mapeo de temas y ejes de trabajo en común y la aplicación de herramientas para la construcción de consensos y acuerdos.


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En Zárate, continuamos con el programa AcercaRSE, de separación y reciclado de residuos “La Basura Sirve” en conjunto con empresas de la zona. El objetivo es estimular el compromiso de la comunidad con la limpieza e higiene de la localidad y el cuidado del medio ambiente mediante un manejo responsable de los residuos. 4.4.3. Voluntariado. Petrobras Energía Positiva. El Programa de voluntariado, iniciado en 2013, es un una herramienta de transformación social interna y externa que promueve la participación ciudadana de las personas e instala internamente valores significativos, atendiendo a problemas relevantes de la comunidad. Durante este año se continuó con la implementación del programa a través de iniciativas presentadas por los empleados y propuestas de los comités de voluntariado en los activos de Maipú 1, Estaciones de servicios, Avellaneda, Dock Sud, Genelba, Activo Neuquina, Planta de PGSM y Refinería Bahía Blanca. Se llevaron adelante 23 acciones con 31 ONG’s, de las cuales participaron más de 600 voluntarios destinando alrededor de 4.700 horas de trabajo solidario. 4.4.4. Comités de Relación con la comunidad En 2015, se continuó con el objetivo de consolidar las capacidades de los Comités de Responsabilidad Social y Comunidad para planificar y gestionar una estrategia de sustentabilidad local alineada con el negocio, y en el marco de las normas ISO 26000 y Pacto Global, se realizó un diagnóstico de las diferentes acciones llevadas a cabo por los comités en relación a diferentes públicos de interés, para poder contar con una línea de base que permita establecer un plan de fortalecimiento a través de capacitaciones y generación de insumos para poder determinar los asuntos materiales de cada activo. Se iniciaron talleres con los miembros de los comités de Avellaneda, Dock Sud, Genelba, Planta PGSM, Refinería Bahía Blanca y Planta Zárate para establecer un autodiagnóstico en relación a la ISO 26000. Durante 2015 los comités fueron capacitados a través de talleres para realizar un “Autodiagnóstico de Responsabilidad Social y Sustentabilidad” y “Participación Activa y Desarrollo de la Comunidad”, con los siguientes objetivos:

• Identificar la correlación de los procesos de gestión de la Responsabilidad Social y la Sustentabilidad desarrollados por el Activo a la luz de la Norma ISO 26000 de RS.

• Detectar oportunidades de mejora que faciliten la alineación de la gestión a las recomendaciones sugeridas en la Norma ISO 26000, en correspondencia con la directrices de Petrobras orientadas a la relación con la comunidad.

Como cierre, se realizó un taller de “Armado de Plan de Acción” que incluyó el análisis de una Matriz de Riesgo y la detección de oportunidades de mejora. El objetivo fue facilitar la elaboración de la planificación estratégica para 2015/2016, generando las condiciones para el seguimiento y monitoreo de las acciones propuestas. 4.4.5. Agenda Local El Programa de Agenda Local apunta al vínculo con los principales grupos de interés en activos críticos de la compañía, con el objetivo de diseñar de manera participativa una estrategia de inversión. Por ello financia y acompaña iniciativas que contribuyen al desarrollo socio-económico de los territorios donde opera Petrobras Argentina. También promueve la generación de espacios de fortalecimiento organizacional, el desarrollo de redes y de actividades de colaboración de las localidades con el propósito de diseñar agendas compartidas. En 2015, se dio continuidad al diagnóstico y agenda local para el desarrollo realizado en 2013 en las zonas de Catriel, Peñas Blancas, Colonia 25 de Mayo y Colonia Chica. Como parte del programa, se realizaron ocho encuentros de planificación participativa a los cuales asistieron más de 150 personas, representando una veintena de organizaciones del sector público, privado y social. A partir de estos encuentros, han surgido diferentes proyectos comunitarios que actualmente son acompañados por el Programa tanto en su etapa de diseño como de implementación. Persiguen el objetivo de diversificar la matriz productiva, fortalecer el liderazgo local y el desarrollo de capacidades.


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4.5. Comunicaciones Petrobras Argentina entiende que comunicar a los diferentes públicos de interés resulta indispensable para que todas las áreas trabajen con una misma meta y alineadas bajo los mismos objetivos de negocio. En 2015, la Compañía:

• Fortaleció la imagen de sus negocios, principalmente en el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, tanto en medios de comunicación como en ferias especializadas.

• Afianzó la presencia de su marca en el mercado argentino con el apoyo a iniciativas culturales.

• Desarrolló campañas de comunicación interna con el objetivo de acercarse a los diversos públicos de colaboradores con los que cuenta.

4.5.1. Prensa y Comunicación externa A lo largo de 2015 se elaboraron y enviaron a los principales medios de comunicación nacionales, provinciales e internacionales, 35 comunicados de prensa relacionados a temas de negocios o institucionales, destacando entre ellos, la designación del nuevo Director Presidente de la Compañía, el lanzamiento del lubricante Lubrax Gas LDI 40, la apertura de una nueva sede en la ciudad de Cipolletti (Río Negro), y obras de importancia en la Refinería Bahía Blanca, entre otros. Se difundieron a distintos medios relacionados con la responsabilidad social, el acompañamiento y las capacitaciones para organizaciones sociales en el marco de la quinta edición del Programa Petrobras Socioambiental, entre otros temas de interés. Además se realizaron reuniones con los principales líderes de opinión del país. 4.5.2. Comunicación Interna y Editorial En el 2015, Petrobras Argentina continuó trabajando en la actualización de la intranet, principal portal de información interna de la compañía, implementado mejoras en la calidad de los contenidos, incorporando lenguaje multimedia y diseñando mini sitios para iniciativas de recursos humanos. Se produjeron mejoras al proceso de comunicación del canal Diálogo Abierto, destinado a comunicaciones del Director Presidente y a su videoconferencia trimestral de resultados. Entre las principales acciones, se realizó la apertura al diálogo con los activos, se sumó a los directores en las videoconferencias, se hicieron publicaciones de resúmenes, videos y presentaciones en la intranet, entre otras cosas. Se realizó la implementación del proyecto de carteleras digitales, en todos los activos, reforzando mensajes de otros medios y llegando a públicos sin accesos habitual a la intranet. Se puso en funcionamiento el newsletter quincenal, Informados en Cinco, para todos los empleados y se diseñó el newsletter para gerentes, Info Líderes, destinado al proceso de comunicación en cascada. También en el 2015 la Compañía realizó diversas campañas. Entre las más destacadas se encuentran:

• Voluntariado Corporativo.

• Refuerzo y movilización de SMS (10 Reglas de Oro).

• Educación vial.

• Seguridad de la información.

• Sistema de estandarización.

• Actualización de Código de Ética de PESA. Además se actualizaron los sitios web de la compañía: www.petrobras.com y www.lubrax.com de acuerdo con los requerimientos de los negocios.


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4.5.3. Patrocinios Este año la Compañía centró sus patrocinios en encuentros técnicos vinculados a las actividades que realiza y eventos locales en las ciudades en las que está presente. Además sigue con el compromiso de apoyar la cultura, acompañando la edición 2015 de La Nación Cultura, que estuvo conformado por un ciclo de cuatro encuentros en el Teatro Colón donde se presentaron diferentes exponentes de la música contemporánea. Los principales patrocinios realizados en 2015 incluyeron:

• Geosciences Technology Workshop, realizado en mayo en Buenos Aires.

• SPE VII Seminario Estratégico, Evaluación de las perspectivas energéticas en la Argentina, presentado en junio en Buenos Aires.

• Congreso de catálisis en Bahía Blanca en septiembre.

• 2°Jornadas de Simulación en julio en Buenos Aires.

• Feria Expo Avellaneda realizada en septiembre.

• XVIII CILA Congreso Iberoamericano del Asfalto 2015 realizado en Bariloche en noviembre.

• Deporte y Ciudadanía. Apoyo a la Municipalidad de Catriel, Catriel Rugby Club y Deportes para Compartir.

• Ciclo de Música Maestro Arce en Bahía Blanca en mayo y septiembre. 4.5.4. Publicidad y Marca Durante 2015, las acciones de publicidad se concentraron en la comunicación de sus proyectos de responsabilidad social en las comunidades en las que está presente y en campañas gráficas para los negocios de bunker, asfaltos y lubricantes en medios especializados. La pauta incluyó avisos en gráfica, radio e Internet. En Argentina, la compañía continúa con el proceso de unificación de marca iniciado en 2014 y planeado para cumplirse en tres fases, con fecha de culminación en el año 2021, por lo cual Petrobras es identificada por una única marca en todos los países en los que actúa. Una marca única y global busca promover la integración de los negocios de Petrobras y reforzar su visión estratégica en todos los mercados en los que actúa.


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5. Gobierno Corporativo Las mejores prácticas de Gobierno Corporativo, entendido como el conjunto de políticas, sistemas, normas y procedimientos que rigen la conducción y desenvolvimiento de la Sociedad, brindan el marco adecuado dentro del cual se persiguen los objetivos organizacionales, se definen los roles y responsabilidades de los principales actores y la interacción entre los mismos, asegurando la alineación, el equilibrio y el respeto de los intereses de todos los accionistas y demás público involucrado, empleados, clientes, proveedores y la comunidad en general. La ética en la conducción de sus negocios, la transparencia en su relación con los públicos de interés y la confiabilidad de la información financiera que la empresa genera, son los pilares de las prácticas de gestión sobre los que se apoya la filosofía del Gobierno Corporativo de la Sociedad. Durante el año 2015 se continuó trabajando en consolidar varias de las iniciativas implementadas a partir de 2004, tendientes a fortalecer las buenas prácticas de Gobierno Corporativo:

• Con relación a la gestión del Comité de Auditoría, se observa una fluida interacción con los distintos sectores de la Organización y un alto involucramiento con la gestión de los negocios de la Compañía, atendiendo todas las normativas y regulaciones vigentes en Argentina y en Estados Unidos de América.

• Las herramientas y procedimientos para la denuncia de irregularidades contables, financieras y conflictos de intereses, puestos en marcha en 2005, han permitido acercar las denuncias al Comité de Auditoría, protegiendo la confidencialidad y anonimato de los denunciantes.

• La Oficina de Ombudsman es un canal que facilita el análisis y encauzamiento de las denuncias, opiniones, sugerencias, pedidos y expectativas de personas que, directa o indirectamente, estén relacionadas con la Sociedad.

• La divulgación de información relevante a los mercados se realizó siguiendo las normas y prácticas establecidas por la Sociedad, respetando las buenas prácticas del mercado y cumpliendo con los requerimientos legales vigentes, y adaptando las mismas a las disposiciones de la Ley Nº 26.831 (Ley de Mercado de Capitales) y el Texto Ordenado de la CNV contenido en la Resolución General Nº 622/13.

En cumplimiento del artículo 1 del Capítulo I, Título IV de las Normas (TO 2013) de la CNV, la Sociedad ha elaborado el Código de Gobierno Societario correspondiente al ejercicio cerrado el 31 de diciembre de 2015, que se adjunta como anexo al presente documento y que analiza detalladamente los principios y las recomendaciones incluidas en el Anexo IV del mencionado Título. Esta normativa, que sigue los lineamientos adoptados por la Resolución General Nº 606/12, se estructura en nueve principios de gobierno corporativo y cada uno de ellos contiene a su vez una serie de recomendaciones y comentarios, donde los principios enuncian conceptos generales que subyacen al buen gobierno societario, las recomendaciones sugieren un marco para la aplicación de esos principios y los comentarios indican cómo llevar a cabo la buena práctica en cuestión. Por otra parte, desde el ejercicio 2006 la Sociedad, en su condición de empresa registrada en la Bolsa de Valores de los Estados Unidos (SEC), certifica la eficacia operativa del control interno sobre la información financiera en cumplimiento de la Sección 404 de la Ley Sarbanes-Oxley. La Ley Sarbanes-Oxley establece responsabilidades específicas para el Comité de Auditoría, la Gerencia de la Sociedad y sus auditores externos, incorpora nuevos requerimientos de información a las sociedades públicas alcanzadas y fija severas penas, personales e institucionales, por incumplimiento de las normas estipuladas. El objetivo de la ley es reforzar la confianza de los inversores en la información financiera de las empresas involucradas y en los mercados públicos de valores en los que cotizan sus títulos.


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5.1. Dirección y Administración Directorio El Estatuto Social de Petrobras Argentina establece que el Directorio, el cual se reúne formalmente al menos una vez cada tres meses, esté constituido por nueve miembros titulares, quienes son elegidos por el término de tres ejercicios y se renuevan por tercios cada ejercicio. La Asamblea puede designar suplentes en igual o menor número que los titulares, para subsanar la falta de los Directores por cualquier causa, fijando el orden de su incorporación. Se indica a continuación la composición actual del Directorio de la Sociedad, según fuera aprobada por la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas de Petrobras Argentina celebrada el 19 de marzo de 2015, y considerando posteriores modificaciones.

Nombre Cargo

Luiz Gustavo Primo de Siqueira Presidente Jorge José Nahas Neto Vicepresidente Guilherme Pontes Galvao França Director Carlos Alberto Pereira de Oliveira Director Cedric Bridger Director Roberto Monti Roberto Fortunati (****)

Director Director

Marcos Benício Pompa Antunes (*) Director Maelcio Mauricio Soares (***) Director Gustavo Tardin Barbosa Claudio Rogerio Linassi Mastella Mauro Roberto Da Costa Mendes Gustavo Adolfo Amaral (**) José Jorge de Moraes Junior Daniel Casal Alejandro Poletto Santiago Montezanti(****)

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

(*) El Directorio de la Sociedad, en su reunión de fecha 7 de mayo de 2015, consideró y resolvió aceptar la renuncia del señor Ronaldo Batista Assunção a su cargo de Director Titular. En virtud de la vacancia producida por dicha renuncia, la Comisión Fiscalizadora de la Sociedad en su reunión del mismo día, en ejercicio de las atribuciones que le son propias en los términos del artículo 258 de la Ley General de Sociedades , designó al señor Marcos Benício Pompa Antunes como Director Titular, tomando conocimiento el Directorio de dicha designación en su reunión del mismo día.

(**) El Directorio de la Sociedad, en su reunión de fecha 30 de julio de 2015, consideró y resolvió aceptar la renuncia del señor Benicio Schettini Frazão a su cargo de Director Suplente. En virtud de la vacancia producida por dicha renuncia, la Comisión Fiscalizadora de la Sociedad en su reunión del mismo día, en ejercicio de las atribuciones que le son propias en los términos del artículo 258 de la Ley General de Sociedades, designó al señor Gustavo Adolfo Amaral como Director Suplente, tomando conocimiento el Directorio de dicha designación en su reunión del mismo día.

(***) El Directorio de la Sociedad, en su reunión de fecha 11 de agosto de 2015, consideró y resolvió aceptar la renuncia del señor Luis Sas a su cargo de Director Titular. En virtud de la vacancia producida por dicha renuncia, la Comisión Fiscalizadora de la Sociedad en su reunión del mismo día, en ejercicio de las atribuciones que le son propias en los términos del artículo 258 de la Ley General de Sociedades, designó al señor Maelcio Mauricio Soares como Director Titular, tomando conocimiento el Directorio de dicha designación en su reunión del mismo día. (****) El Directorio de la Sociedad, en su reunión del día 26 de enero de 2016, consideró y resolvió aceptar las renuncias presentadas por el señor Carlos Ariel Lieutier al cargo de Director Titular Independiente y de la señora María Valeria Dallera al cargo de Directora Suplente Independiente. En virtud de las vacancias producidas por dichas denuncias, la Comisión Fiscalizadora de la Sociedad, en ejercicio de las atribuciones que le son propias en los términos del artículo 258 de la Ley General de Sociedades, designó en su reunión del día 4 de febrero de 2016 a los señores Roberto Fortunati y Santiago Montezanti como Directores Titular y Suplente Independientes de la Sociedad, respectivamente, tomando conocimiento el Directorio de dicha designación en su reunión del mismo día.


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Conforme los criterios establecidos por el Artículo 11, Sección III, Capítulo III, Título II de las Normas (TO 2013) de la CNV, los señores Cedric Bridger, Roberto Monti, Roberto Fortunati, Alejandro Poletto y Santiago Montezanti revisten el carácter de Directores independientes. Conforme a dicha norma, los demás miembros del Directorio revisten el carácter de no independientes. Modalidades de remuneración del Directorio La remuneración de los miembros del Directorio es fijada por la Asamblea General Ordinaria de Accionistas, de conformidad con la Ley General de Sociedades. El monto máximo de las retribuciones que por todo concepto puedan percibir los miembros del Directorio, incluidos sueldos y otras remuneraciones por el desempeño de funciones técnico-administrativas de carácter permanente, no podrá exceder el 25% de las utilidades del ejercicio. Dicho monto se limitará al 5% cuando no se distribuyan dividendos a los accionistas y se incrementará proporcionalmente a la distribución hasta alcanzar aquel límite cuando se reparta el total de las utilidades. Cuando el ejercicio de comisiones especiales, o de funciones técnico-administrativas por parte de uno o más directores, frente a lo reducido o a la inexistencia de utilidades imponga la necesidad de exceder los límites prefijados, sólo podrán hacerse efectivas tales remuneraciones en exceso si fuesen expresamente acordadas por las Asamblea General Ordinaria de Accionistas. Principales Ejecutivos El cuadro a continuación establece los nombres y cargos de los funcionarios ejecutivos de Petrobras Argentina:

Nombre Cargo

Marcos Benício Pompa Antunes Director Presidente Maelcio Mauricio Soares Director de Administración y Finanzas Gustavo Adolfo Amaral Director de Exploración y Producción Adelson Antonio da Silva Director Corporativo y de Servicios Maucir de Almeida Director de Downstream Daniel Casal Gerente Ejecutivo de Legales Allan Blumenthal Gerente Ejecutivo de Gas y Energía Alfredo Guía y Díaz Gerente Ejecutivo de Estrategia, Planeamiento y Desempeño Modalidades de Remuneración de los Principales Ejecutivos La política de remuneraciones del personal ejecutivo consiste en una retribución anual en dinero y un plan de beneficios. La retribución anual en dinero se establece teniendo en cuenta las características y responsabilidades del cargo ocupado, la formación, capacidad y experiencia de cada ejecutivo y los valores de mercado para posiciones análogas. Esa remuneración está compuesta por una parte fija abonada bajo la forma de sueldo mensual y una compensación variable liquidada en forma anual, sujeta a objetivos vinculados a la performance operativa y financiera de Petrobras Argentina y al cumplimiento de objetivos individuales. Los beneficios asignados a los ejecutivos son similares a los del resto del personal de la Empresa, como ser: seguro de vida, cobertura médica y plan de pensión complementario (ver Nota 28.2 a los estados financieros consolidados y ver Nota 27.2 a los estados financieros individuales). 5.2. Organización de la Toma de Decisiones y Sistema de Control Interno Petrobras Argentina está organizada operativamente por Unidades Funcionales, apoyadas por una Estructura Central que agrupa a diferentes funciones. En la toma de decisiones, Petrobras Argentina es conducida por un Comité de Dirección que está integrado por cinco miembros: el Director Presidente, el Director de Administración y Finanzas, el Director de Exploración y Producción, el Director Corporativo y de Servicios y el Director de Downstream. Las operaciones de la Compañía son conducidas mediante procesos estandarizados que facilitan y aseguran la coordinación de las diferentes áreas de la Empresa. Se promueve la delegación de autoridad, permitiendo dar respuestas ágiles y eficientes a las actividades, existiendo a la vez una clara y explícita definición de los alcances de dicha delegación mediante la fijación de límites de aprobación implementados sistematizadamente que minimizan riesgos. El sistema de Control Interno de la Sociedad se sustenta en el marco de las políticas establecidas por el Comité de Dirección y en sistemas y procedimientos operados por personal idóneo. Dicho sistema de Control Interno está diseñado para garantizar el logro de los objetivos de la Sociedad, asegurando la eficacia y eficiencia de las operaciones, la confiabilidad de la información y el cumplimiento de las leyes, reglamentos y políticas en general.


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5.3. Comité de Auditoría De conformidad con lo previsto por los artículos 109 y 110 de la Ley Nº 26.831 (Ley de Mercado de Capitales) y las Normas de la CNV, las sociedades que efectúan oferta pública de sus títulos y acciones deberán constituir un Comité de Auditoría que funcionará en forma colegiada con tres o más miembros del Directorio. En virtud de esto, el Directorio de la Sociedad aprobó con fecha 21 de mayo de 2003 el proceso de implementación requerido por Resolución General N° 400/02 de la CNV la cual adicionalmente establece que la implementación y el funcionamiento de dicho Comité deberá constar en el reglamento interno de la entidad o en sus Estatutos. En cumplimiento de dicha normativa, la Asamblea General Ordinaria de Accionistas celebrada el 19 de marzo de 2004 dispuso, entre otras medidas, la incorporación al Estatuto Social de un artículo que detalla la composición y el funcionamiento del Comité de Auditoría. El propósito del Comité de Auditoría es el de asistir al Directorio a cumplir con sus responsabilidades frente a los inversores y el mercado, entre otros, en cuestiones relacionadas con: (1) la integridad de los estados financieros, (2) el cumplimiento de requerimientos legales, reglamentarios y de conducta aplicables, (3) la calificación e independencia del auditor externo que actúa como contador certificante (el “Auditor Independiente”) y (4) el desempeño de la función de auditoría interna y del Auditor Independiente. El Comité de Auditoría está integrado por tres Directores titulares e igual o menor número de suplentes, quienes son designados por el Directorio de entre sus miembros. Pueden ser miembros del Comité aquellos Directores versados en temas financieros, contables o empresariales. La totalidad de sus integrantes deben ser independientes, de acuerdo con el criterio establecido para ello en las normas aplicables de la SEC y el NYSE (en la medida que éstas sean aplicables a emisores no estadounidenses y teniendo en cuenta cualesquiera de las excepciones establecidas en las mismas), mientras que la CNV sólo requiere que la mayoría de sus integrantes sean independientes. Considerando que las acciones que constituyen el Capital social cotizan en el New York Stock Exchange mediante un programa de American Depositary Shares y que en consecuencia la Sociedad se encuentra sujeta a las disposiciones de dicha entidad como así también a las de la SEC, el Comité se encuentra compuesto íntegramente por Directores independientes, formando parte del mismo los señores Cedric Bridger, Roberto Monti y Roberto Fortunati como miembros titulares, y los señores Alejandro Poletto y Santiago Montezanti como miembros suplentes. Anualmente, el Comité de Auditoría elabora un plan de actuación para el ejercicio del que da cuenta al Directorio y a la Comisión Fiscalizadora. Los Directores, los miembros de la Comisión Fiscalizadora, gerentes y auditores externos están obligados, a requerimiento del Comité de Auditoría, a asistir a sus sesiones y a prestarle su colaboración y acceso a la información que dispongan. El Comité de Auditoría tiene acceso a toda la información y documentación que estime necesaria para el cumplimiento de sus obligaciones. Para un mejor cumplimiento de sus tareas, el Comité podrá contratar, por cuenta de la Sociedad, los servicios de asesoramiento de letrados y otros profesionales independientes de acuerdo con un presupuesto aprobado por la Asamblea General de Accionistas. El Comité de Auditoría tiene las siguientes facultades y responsabilidades:

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

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

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

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

e) Emitir opinión sobre la razonabilidad de las propuestas de honorarios y de planes de opciones sobre acciones de los directores y administradores de la sociedad que formule el órgano de administración.

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

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


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h) Emitir opinión a la Asamblea de Accionistas sobre la propuesta elevada por el Directorio para la designación (o

revocación) del Auditor Independiente. i) Evaluar la calificación e independencia del auditor externo. j) Emitir y mantener un procedimiento de pre-aprobación de cualquier servicio (sea o no relacionado con auditoría) a ser

prestado por el Auditor Independiente, bajo el cual el Comité será el único autorizado a pre aprobar cualquier servicio por parte de dicho Auditor.

k) Evaluar la calidad de los principios contables de la Compañía y principales cambios en la aplicación de los mismos. 5.4. Comité de Remuneraciones A los efectos de una mejor supervisión de los aspectos salariales y de remuneraciones, el Directorio de Petrobras Argentina creó un Comité de Remuneraciones en la reunión celebrada el 6 de octubre de 2006. La misión del Comité de Remuneraciones es efectuar el seguimiento y revisar, cuando fuera necesario, las políticas salariales para permitir a la Compañía una mayor flexibilidad para la mejor toma de decisiones. Dicho Comité funciona en forma permanente, aprobando los temas relacionados con las políticas de remuneración, incluyendo prácticas de remuneración variable, debiendo reportarse al Directorio por lo menos semestralmente.

5.5. Comisión Fiscalizadora La Comisión Fiscalizadora está integrada por tres miembros titulares y tres miembros suplentes. Se indica a continuación la composición actual de la Comisión Fiscalizadora, cuya conformación resultó aprobada por la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas celebrada el 19 de marzo de 2015. Nombre

Cargo

Juan Carlos Cincotta Síndico Justo Federico Norman Síndico Rogelio Norberto Maciel Síndico Olga M. Morrone de Quintana Síndico Suplente Mariana Paula Ardizzone Síndico Suplente María Laura Maciel Síndico Suplente Los miembros titulares y suplentes de la Comisión Fiscalizadora son elegidos por los accionistas en oportunidad de la Asamblea Anual de Accionistas para desempeñarse por un plazo renovable de un año. La responsabilidad principal de la Comisión Fiscalizadora consiste en fiscalizar el cumplimiento por parte de la Administración, de la Ley General de Sociedades s, el Estatuto Social y las resoluciones adoptadas por los accionistas. Asimismo, la Comisión Fiscalizadora debe cumplir otras funciones, como por ejemplo: (i) asistir a las reuniones del Directorio y las Asambleas de Accionistas, (ii) convocar una Asamblea General Extraordinaria de Accionistas cuando lo considere necesario, o cuando se lo requieran los accionistas, de conformidad con la Ley General de Sociedades , (iii) presentar en la Asamblea Ordinaria de Accionistas, un reporte sobre los informes del Directorio y los Estados Financieros anuales de la Compañía y (iv) investigar los reclamos escritos de los accionistas que representan no menos del 2% del capital accionario. La Comisión Fiscalizadora no deberá participar en ningún control de gestión de la Administración y, por ende, no deberá evaluar el criterio comercial y las decisiones sobre cuestiones de administración, financiamiento, ventas y producción, pues tales cuestiones son responsabilidad exclusiva del Directorio.


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6. Política de dividendos Según la Ley General de Sociedades, la distribución y pago de dividendos a los accionistas son lícitos sólo si resultan de ganancias realizadas y líquidas correspondientes a un balance de ejercicio regularmente confeccionado y aprobado. El Directorio de la Sociedad podrá declarar dividendos anticipados, en cuyo caso cada miembro del Directorio y de la Comisión Fiscalizadora, en cuanto a las funciones que les competen, serán solidaria e ilimitadamente responsables por los pagos efectuados en exceso de las ganancias realizadas y líquidas al final del ejercicio. La declaración, monto y pago de dividendos a los accionistas están sujetos a la aprobación de la Asamblea General Ordinaria de Accionistas. De acuerdo con los Estatutos de la Sociedad, la utilidad neta deberá distribuirse en el siguiente orden: a) 5% para constituir la Reserva legal, hasta alcanzar el 20% del Capital Social y Ajuste del Capital; b) remuneración del Directorio y de la Comisión Fiscalizadora; c) dividendos de las acciones preferidas con prioridad los acumulativos impagos, y d) a dividendos de las acciones ordinarias, o creación de un fondo de reserva facultativo, o de previsión, o a cuenta nueva, o el destino que determine la Asamblea. Los dividendos deben ser pagados en proporción a las respectivas integraciones dentro del año de su aprobación. Los dividendos se distribuyen a cada accionista en forma proporcional de acuerdo con el número de acciones ordinarias que éste posea. De acuerdo con la Ley N° 25.063, los dividendos que distribuya Petrobras Argentina, en dinero o en especie, en exceso de las utilidades impositivas acumuladas al cierre del ejercicio inmediato anterior a la fecha de pago o distribución, estarán sujetos a una retención del 35% en concepto de impuesto a las ganancias, con carácter de pago único y definitivo. A efectos de lo dispuesto anteriormente, la utilidad a considerar en cada ejercicio será la que resulte de sumarle a la utilidad que se determine en base a la aplicación de las normas generales de la Ley del Impuesto a las Ganancias, los dividendos o utilidades provenientes de otras sociedades de capital no computados en la determinación de dicha utilidad en el o los mismos ejercicios fiscales. A partir de la reforma de la Ley 26.893 quedan gravados con el Impuesto a las Ganancias y con una alícuota del 10 %, en concepto de pago único y definitivo, los dividendos percibidos por las personas físicas y las sucesiones indivisas residentes en el país, y por cualquier beneficiario de los mismos que estuviere radicado, domiciliado o constituido en el exterior; sin perjuicio de la retención del 35% que pudiera corresponder de acuerdo a la Ley Nº 25.063.


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7. Análisis de los Resultados Consolidados 7.1. Factores que afectan los resultados de las operaciones 7.1.1. Contexto económico argentino Devaluación del Peso Al 31 de diciembre de 2015, la cotización del peso respecto a la divisa estadounidense era de Ps.13,04 por dólar estadounidense en comparación con Ps.8,55 por dólar estadounidense al 31 de diciembre de 2014. Al 31 de diciembre de 2015 y 2014, la deuda financiera estaba principalmente denominada en USD, sin embargo el impacto en resultados por las variaciones en los tipos de cambio relacionado con la deuda financiera se encuentra neutralizado por las inversiones netas en el exterior valuadas en moneda extranjera, los cuales son imputados en Otros Resultados Integrales reconocidos en el Patrimonio dentro del Estado Consolidado de Resultados Integrales. Por lo indicado, la Sociedad tiene una posición monetaria neta equilibrada en moneda extranjera. Con las consideraciones contables indicadas, la devaluación del peso respecto al dólar determinó en el ejercicio 2015 y 2014 ganancias de Ps. 40 millones y de Ps. 307 millones, respectivamente. Inflación Históricamente, la economía argentina ha experimentado una volatilidad significativa, caracterizada por períodos con elevados niveles de inflación. La CNV, a través de la Resolución General N° 441, dispuso que a partir del 1 de marzo de 2003 los estados contables sean expresados en moneda nominal. Si se reanudara la aplicación del ajuste por inflación, los estados financieros deberían expresarse en moneda homogénea. En 2014 y 2013 los índices de precios al consumidor, según las estadísticas del INDEC, reflejaron una inflación en el orden del 23,9% y 10,9%, y los índices de precios mayoristas aumentaron 28,3% y 14,7% respectivamente. El INDEC ha publicado sus estadísticas hasta octubre de 2015. A partir del Decreto Nº 55/2016 que declaró la Emergencia Estadística sugirió el uso de determinados indicadores alternativos en ausencia de sus publicaciones. Tomando las estadísticas del INDEC hasta octubre y sumando las estadísticas sugeridas elaboradas por la Dirección General de Estadística y Censos de la Ciudad de Buenos Aires para los meses de noviembre y diciembre, el índice de precios al consumidor reflejó una inflación en el orden del 18,6% y el índice de precios mayoristas aumentó 15,7% para el año 2015. La inflación también podría afectar la comparabilidad entre los distintos períodos presentados en este documento. 7.1.2. Regulaciones en la Industria Energética en Argentina En el marco del crecimiento sostenido que experimentaron los precios de las commodities hasta la exteriorización de la crisis internacional que emergió en el transcurso del tercer trimestre de 2008, el Gobierno Argentino, con el propósito de morigerar las presiones inflacionarias consecuentes de tal escenario y de asegurar el abastecimiento del mercado interno, ha sancionado en los últimos años un conjunto de regulaciones, las cuales en particular se han focalizado en el sector energético. Gas Natural En 2007, el Gobierno Nacional y los productores firmaron un Acuerdo de Productores de Gas Natural, cuyos objetivos principales fueron asegurar el abastecimiento de la demanda interna de gas y la recuperación paulatina de los precios en todos los segmentos del mercado. En cuanto al primer objetivo, el acuerdo estableció compromisos de abastecimiento al mercado interno para cada productor. Fue homologado a través de la Resolución N° 599/07 de la SE, que tenía vigencia escalonada según el segmento, siendo el compromiso de abastecimiento residencial el último en vencer en el año 2011. Como resultado, se distribuyeron uniformemente las cuotas de mercado de cada segmento entre los productores y se mantuvieron los precios regulados bajos para los segmentos mencionados.


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Asimismo, la resolución establecía que el 31 de diciembre de 2009 finalizarían los compromisos de abastecimiento por parte de los productores de gas natural a los segmentos de mercados de GNC y usinas. Sin embargo, la SE resolvió extender dichos compromisos de abastecimiento hasta fines del año 2011. En relación al segundo objetivo, la recuperación paulatina de los precios, el incremento más importante se observó en el segmento usinas. En cambio, para el segmento residencial los precios no se incrementaron significativamente, lo cual afectó en forma negativa la comercialización de gas natural durante la vigencia del Acuerdo. En cuanto al segmento de GNC, en agosto de 2012, a través de la Resolución N° 1.445, la SE fijó un nuevo precio al gas natural para los servicios de GNC, de 0.4945 pesos por metro cúbico, significando un incremento estimado del 300%, e instruyó a invertir los recursos adicionales obtenidos en el desarrollo de recursos de gas convencional. Respecto a la Resolución N° 599/07 de la SE, cuyo vencimiento operaba el 31 de diciembre de 2011, el Gobierno Nacional, mediante la Resolución Nº 172/2011 de la SE, extendió temporalmente las reglas de asignación de gas fijados por la Resolución SE N° 599/07 hasta el dictado de las medidas que la reemplacen, significando la continuidad del mix de ventas de Petrobras Argentina. En enero de 2007, a través de la Resolución N° 1.886, la SE ratificó que la exportación de hidrocarburos está sujeta a la adecuada satisfacción de las necesidades internas y que las ventas al exterior deben ser autorizadas en cada caso por el Poder Ejecutivo Nacional. En el marco de los acuerdos de provisión de gas a largo plazo entre los Gobiernos de la Argentina y Bolivia -por los que inicialmente se fijó un precio del gas en 5 USD/MMBtu, ajustable en base a una fórmula que seguirá los valores internacionales del gas y los subproductos-, la importación de gas quedó a cargo de ENARSA. Para que este incremento no impacte en los consumidores locales, el Gobierno Nacional dispuso trasladar el aumento del precio de gas de importación a las exportaciones, vía el incremento de sus retenciones. Esto se realizó en agosto de 2006 mediante la Resolución N° 534/2006 del Ministerio de Economía y Producción, con el aumento de la alícuota de derechos de exportación de gas natural al 45% sobre la base del precio de gas de Bolivia de 5 USD/MMbtu. Con posterioridad en marzo de 2008, el mismo Ministerio aumentó la alícuota al 100%, y pasó a aplicarse sobre el mayor precio de importación de gas natural de la República Argentina, ya sea el gas importado de Bolivia como la importación de gas natural licuado regasificado (GNL). En septiembre de 2008, mediante la Resolución N° 1.070/08 de la SE, el Gobierno Nacional homologó un Acuerdo de Productores de Gas Natural, con el objetivo de reducir el precio de la garrafa de 10 kg de butano. Este acuerdo significó un incremento de precios del gas natural del 15% para el segmento residencial, 8% para el GNC y 13% para la generación. La reducción del precio de venta de GLP se financia con aportes de los productores, equivalentes inicialmente al 65% del incremento de precio resultante de esta Resolución, asignación que a partir de diciembre de 2008 creció al 100%. Posteriormente, la Resolución N° 1.417/08 determinó a partir de noviembre de 2008 un aumento del 80% para el precio aplicable a un sector del segmento R3 Residencial. Para 2010, 2011, 2012, 2013, 2014 y 2015, se renovó el Acuerdo Complementario de Productores de Gas Natural homologado por Resolución N° 1070/08 de la SE. Durante el año 2015 el Gobierno Nacional mediante la Resolución N° 72/15 de la SE discontinuó esta forma de subsidiar el consumo de GLP residencial vía incrementos en el precio a productores, para pasar a un subsidio al usuario final de la garrafa. En marzo de 2015, el Poder Ejecutivo Nacional emitió el Decreto N° 470/2015, posteriormente reglamentado por las Resoluciones N° 49/2015 y N° 70/2015 de la SE. Por medio de estas medidas, el Gobierno Nacional creó el Nuevo Programa de Estabilización el cual reemplazó al Acuerdo de Estabilización de precios firmado en septiembre de 2008 entre los productores y dicho organismo. A través del Nuevo Programa de Estabilización se convino un precio de referencia con el objeto de garantizar el abastecimiento a usuarios residenciales de bajos recursos, comprometiéndose los productores a abastecer con GLP a un precio determinado (inferior al de mercado) y en un cupo definido para cada uno de ellos. Adicionalmente, se estableció el pago de una compensación a los productores a ser abonada por un fideicomiso creado a tal fin. Adicionalmente, el 16 de marzo de 2015 fue emitida la Resolución de la SE N° 792/2015 por la cual fue reemplazada la Resolución N° 36/2015. Dicha resolución actualiza e incrementa los precios con paridad de exportación por los cuales se comercializa el GLP en el mercado local a aquellos clientes que no se encuentran alcanzados por el Nuevo Programa de Estabilización. Por otro lado, se dispuso la creación de un Fondo Fiduciario (Decreto N° 2.067/2008) para cubrir la importación de gas natural que sea requerida para garantizar el abastecimiento interno. Los cargos resultantes serán pagados por los usuarios de los servicios regulados de transporte y/o distribución, por las empresas que procesen gas natural y por los consumidores de gas que reciben directamente el gas de los productores sin hacer uso de los sistemas de transporte o distribución.


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En octubre de 2010, a través de la Resolución I-1.410 del ENARGAS, se establecieron modificaciones al mecanismo de despacho de gas natural, priorizando principalmente el abastecimiento de la demanda residencial y GNC. Así, cada distribuidora pudo solicitar diariamente volúmenes por encima de lo comprometido en el Acuerdo de Productores de Gas Natural (Resolución N° 599/2007 de la SE). Este fue el único mecanismo de solicitudes de gas natural a los productores para el segmento residencial con posterioridad al vencimiento del Acuerdo en diciembre de 2011. El Gobierno Nacional, en diciembre de 2011, mediante la Resolución N° 172/2011 de la SE, extendió temporalmente las bases del Acuerdo de Productores unilateralmente, y así permitió al ENARGAS continuar utilizando las participaciones de los productores de gas establecidas en dicho Acuerdo. En noviembre de 2011, a través de la Resolución N° 1.982 del ENARGAS, se incrementó el monto a percibir por el Fondo Fiduciario creado en el Decreto Nº 2.067/08 a partir de los consumos de diciembre de 2011, y se amplió la base de consumidores alcanzados. Posteriormente, en la Resolución N° 1.991 del ENARGAS se detallan los grandes consumidores alcanzados y se explicita el procedimiento a seguir para solicitar exclusión en caso de corresponder. Quedaron alcanzados los consumos de gas natural de la Refinería Bahía Blanca por la actividad de refinación de petróleo y las plantas de Cóndor y Barda Las Vegas, por el procesamiento de gas natural. En mayo de 2012, se sancionó la Ley Nº 26.741 que declara de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos. Asimismo se declara de utilidad pública y sujeto a expropiación el cincuenta y un por ciento (51%) del patrimonio de YPF S.A. y Repsol YPF Gas S.A. En julio de 2012, mediante el Decreto Nº 1.277 se aprueba la reglamentación de la Ley Nº 26.741 y se dicta el Reglamento de Soberanía Hidrocarburífera de la República Argentina, el cual establece un Plan de Inversiones Hidrocarburíferas que buscará la maximización de inversiones y la sustentabilidad de la industria en el corto, medio y largo plazo. Dicho Decreto crea la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas. Asimismo se derogan artículos de los Decretos Nº 1.055/89, 1.212/89 y 1.589/89 que se referían a la libre disponibilidad de los hidrocarburos producidos en áreas de concesión otorgadas, la libre comercialización en el mercado interno y externo, y la libertad de precios. La Sociedad ha cumplido con los requerimientos de información solicitados. En febrero de 2013, la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas dicta la Resolución Nº 1/2013, donde se crea el Programa Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural. En el mismo, los productores debían presentar sus Proyectos de Aumento de la Inyección total de Gas Natural por un período máximo de 5 años, con miras a aumentos de producción, mayores niveles de actividad y empleo en el sector. Se establece un precio de 7,50 USD/MMBTU para la Inyección Excedente de gas natural, con penalidades de importación de GNL ante incumplimientos de volúmenes comprometidos. Si bien la Compañía presentó su proyecto, finalmente no adhirió a dicho Programa. A su vez, en noviembre de 2013, mediante la Resolución N° 60/2013, la Comisión crea el Programa Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida. Los productores tuvieron hasta el 31 de marzo de 2014 para presentar su proyecto que contribuya al incremento de niveles de producción de gas natural. El mismo está destinado a empresas sin producción previa, o un tope de 3,5 MMm3/día, con incentivos de precios ante aumentos de producción, y penalidades de importación de GNL ante incumplimiento de volúmenes comprometidos. Asimismo, aquellas empresas que fueron beneficiarias del Programa mencionado en el párrafo precedente y reunieran las condiciones correspondientes, podían solicitar el cese de su participación en aquel programa y su incorporación en el presente. En marzo de 2014, la Comisión modifica la Resolución N° 60/2013 con su Resolución N° 22/2014, prorrogando el plazo de presentación hasta el 30 de abril de 2014, y ampliando el tope de inyección previa para ser considerado a 4,0 MMm3/día. También en marzo de 2014, la SE, mediante su Resolución N° 226/2014, implementó el Esquema de Racionalización de uso del gas natural, que reduce el subsidio a los productores que estén dentro del Plan de la Resolución CPCEPHIH N° 1/2013 mediante la aplicación de un nuevo esquema de precios para los segmentos residencial y de GNC. Este esquema propone la reducción de consumo para los clientes residenciales, con el beneficio de mantener la tarifa en caso de una reducción mayor al 20% respecto al año anterior, o de un aumento parcial (50% respecto del aumento que aplica a quienes no reduzcan su consumo) en caso que la baja interanual en el consumo se ubique entre el 5 y el 20%. En caso contrario, que no exista reducción de consumo, el nuevo esquema de precios de segmento residencial es escalonado, con una primera etapa a partir del 1° de abril de 2014, una segunda desde el 1° de junio, y finalmente la tercera a partir del 1° de agosto, con aumentos promedio del 150%, 300%, y 500% respectivamente. Asimismo, el mismo esquema de precios deja fuera de todo incremento de precios a la zona sur del país (por cuestiones climáticas), específicamente a los clientes que se encuentren en la zona de Camuzzi Gas del Sur o alguna subdistribuidora de la zona. En cuanto al sector de GNC, establece aumentos de 24%, 36%, y 48% para cada una de las etapas de aplicación de variaciones al alza de precios.


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En agosto de 2014, el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, mediante su Resolución N° 139/2014, realiza nuevas modificaciones a la Resolución N° 60/2013 de la Comisión, entre las que se destacan la eliminación del tope máximo de inyección previa, y asimismo establece dos períodos anuales de inscripción. La Compañía realizó su presentación para ser incluido en este Programa, resultando inscripta en el mismo mediante la Resolución Nº 13/2015 de la Secretaría de Política Económica y Planificación del Desarrollo del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas. En octubre de 2014, mediante la Resolución N° 231/2014, la Comisión determina que el precio de gas natural destinado al consumo de GNC se modificará mensualmente en el mismo porcentaje en que se haya modificado el precio promedio de la nafta súper de más de 93 RON, con una publicación en página web de la SE. En diciembre de 2015, el nuevo Gobierno Nacional, mediante el Decreto N° 272/2015, disuelve la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, deroga artículos del Anexo I del Decreto N° 1277/2012 relativos a las atribuciones de dicha Comisión, y traslada las competencias al Ministerio de Energía y Minería. Retenciones a las exportaciones La Ley N° 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario estableció la creación de un régimen de retenciones a las exportaciones de hidrocarburos. El efecto de tales retenciones se deduce de los respectivos precios de venta. Con el fin de garantizar el abastecimiento interno y desalentar las exportaciones, en noviembre de 2007 se modificó el esquema de retenciones a las exportaciones de hidrocarburos mediante la Resolución N°394/07 del Ministerio de Economía y Producción, que establecía la aplicación de un derecho de exportación creciente. En octubre 2014, mediante Resolución N° 803/14, el Ministerio de Economía y Finanzas modificó la alícuota de retención a la exportación de hidrocarburos conforme a un cuadro de precios y alícuotas determinado, con porcentajes entre el 10% y el 13%. A partir del 1 de enero de 2015 entró en vigencia la Resolución N° 1077/14 del Ministerio de Economía y Finanzas Publicas, que deroga la Resolución N° 394/2007 y su modificatoria la Resolución N° 803/14. Estableciendo que cuando el Precio Internacional sea menor a USD 71 por barril la alícuota de retención a aplicar será del 1% y si el Precio Internacional es mayor o igual a USD 71 por barril, en dicha Resolución se aplicará una alícuota de retención creciente. Generación de electricidad Con la sanción de la Ley de Emergencia Pública, en 2002 el Gobierno Nacional implementó la pesificación de los precios en dólares en el MEM y estableció un valor máximo para los precios de gas destinado al abastecimiento de la generación de energía eléctrica. Como resultado de las medidas, los precios de la electricidad dejaron de reflejar los costos totales de generación. Este desfasaje derivó en un paulatino agotamiento del Fondo de Estabilización, lo que provocó un déficit creciente del mismo impidiendo a CAMMESA saldar normalmente sus cuentas con los agentes del mercado. Para recomponer el Fondo de Estabilización, el Gobierno Nacional realizó sucesivos aportes y, adicionalmente, restableció la aplicación de los ajustes estacionales, reconociendo en la fijación de los precios mayoristas spot los mayores costos derivados de los incrementos del precio del gas natural. Posteriormente, la SE creó un fondo de inversión denominado FONINVEMEM I, con el propósito de alentar a los acreedores del MEM a participar en inversiones orientadas a aumentar la oferta disponible de generación eléctrica en la Argentina. En los años sucesivos, se implementaron un conjunto de normas tendientes a la recomposición de los márgenes de los generadores, cobro de acreencias con el MEM y readaptación del sistema eléctrico en general. En el año 2006, se emitió la Resolución Nº 1281/06 por la cual se creó el régimen de Energía Plus. En la misma, se estableció que las nuevas inversiones a partir de la resolución podrían realizar contratos con los Grandes Usuarios del MEM cobrando una tarifa diferencial a la establecida en el mercado spot. En noviembre de 2010, se firmó un acuerdo entre los generadores y la SE para comenzar la readaptación del MEM y dar cumplimiento a la Resolución N° 1.427/2004. Con ese acuerdo, los generadores térmicos comenzaron a percibir un precio más alto por la potencia mensual puesta a disposición en función de su disponibilidad. Asimismo, se reconocieron mayores costos por operación y mantenimiento según el combustible que se utilizaba para la generación. En tanto, los generadores se habían comprometido a continuar con sus planes de inversiones en mantenimiento y a una nueva inversión con las liquidaciones de


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venta con fecha de vencimiento a definir que no se encontraran dentro del marco de la Resolución N° 724/08. A partir del año 2012, el Acuerdo se dio por finalizado. En marzo de 2013, la SE sancionó la Resolución Nº 95/2013 que implicó la modificación en el esquema de remuneración de los Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM exceptuando a los Generadores Plus, la Generación Hidroeléctrica Binacional y la Generación Nuclear entre otros. Entre las principales modificaciones de aplicación para los Generadores que han adherido a este nuevo esquema se encuentran:

i. Cambios en la remuneración de los agentes generadores según su escala y tecnología. ii. Se remuneran costos fijos y variables no combustibles y una remuneración adicional; estos últimos dos ítems se pagarán

en función de la generación de cada máquina, destinándose parte de la remuneración adicional a un fideicomiso para financiar obras del sector eléctrico.

iii. Suspensión transitoria de las contrataciones entre privados, tanto de energía eléctrica como de combustibles e insumos asociados, que serán administrados por CAMMESA.

En mayo de 2014 se emitió la Resolución N°529/2014 de la SE que actualizó los precios vigentes en la Resolución N° 95/2013 de la SE e introdujo los siguientes cambios:

i. Creó un incentivo sobre los precios para la oferta térmica en los meses más críticos de demanda, mejorando la remuneración de los generadores con alta disponibilidad.

ii. Creó un nuevo concepto remunerativo llamado “Remuneración para Mantenimientos No Recurrentes”. Dicho concepto, es devengado y sólo pagado al generador que realiza trabajos de mantenimiento sobre el equipamiento actual que permita sostener o incrementar su disponibilidad.

En julio de 2015, y retroactivo al mes de febrero, se dictó la Resolución Nº 482/2015 de la SE en la cual se actualizan los valores remunerativos de la Resolución Nº 529/2014, siendo que se adicionan los siguientes conceptos remunerativos discriminados por escala y tecnología:

i. Recurso para las inversiones del FONINVEMEN 2015-2018, los cuales serán asignados a aquellos generadores participantes de proyectos de inversión aprobados por la SE.

ii. Incentivos a la producción de energía y la eficiencia operativa. Empresas de Servicios Públicos El escenario macroeconómico configurado a partir de la sanción de la Ley de Emergencia Pública del año 2002 implicó un profundo cambio en la ecuación económica – financiera de las empresas de servicios públicos. En particular, la magnitud del impacto devaluatorio, en un contexto de ingresos fijos, consecuencia de la pesificación de las tarifas, afectó la situación patrimonial y financiera de dichas sociedades, incluyendo las posibilidades de cumplimiento de determinadas cláusulas de los contratos de préstamos. La Ley de Emergencia Pública determinó la pesificación y la eliminación de cláusulas indexatorias sobre las tarifas de servicios públicos. Asimismo, se autorizó al PEN a renegociar los contratos que tengan por objeto la prestación de servicios públicos, creándose la UNIREN a los efectos de asistir en este proceso de renegociación. En diciembre de 2015 se sancionó la Ley N° 27.200, la cual extendió hasta el 31 de diciembre de 2017 el plazo para renegociar los contratos de obras y servicios públicos. El 7 de abril de 2014, el ENARGAS mediante la Resolución N° I-2852 aprobó los cuadros tarifarios aplicables al servicio público de Transporte de Gas Natural a cargo de TGS vigentes a partir del 1 de abril de 2014. Los cuadros tarifarios disponen un incremento escalonado del 8% a partir del 1 de abril de 2014, del 14% acumulado desde el 1 de junio de 2014 y del 20% acumulado desde el 1 de agosto del año 2014. Dicho incremento estará destinado a la ejecución por parte de TGS de un plan de inversiones para la realización de obras en su sistema de transporte tendientes a garantizar los niveles de calidad del servicio de transporte de gas natural de acuerdo a los lineamientos establecidos en el Marco Regulatorio de la industria del gas natural. El 5 de junio de 2015, el ENARGAS emitió la Resolución Nº 3.347, complementaria de la Resolución I-2852, por la cual aprueba un incremento en los cuadros tarifarios aplicables al servicio público de transporte de Gas Natural a partir del 1 de mayo de 2015. Estos incrementos significan para TGS un aumento transitorio del 44,3% en el precio del servicio de transporte de gas natural y del 73,2% en el Cargo de Acceso y Uso.


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Dichos incrementos transitorios tienen por finalidad cubrir los costos de operación y mantenimiento y solventar las inversiones necesarias para la normal prestación del servicio de transporte de gas natural hasta tanto TGS y el Gobierno Nacional arriben a un acuerdo para la renegociación integral (el “Acuerdo Integral”) de la Licencia de transporte de gas natural que fuera inicialado por TGS en octubre de 2011. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros no existe certidumbre respecto del plazo en el cual el Acta Acuerdo será suscripta e implementada por el Estado Nacional. Estos incrementos significan un reconocimiento parcial de los reclamos administrativos previos iniciados por TGS. Es por ello que TGS continuará con las acciones que correspondan en pos de resguardar sus derechos, incluyendo las que resulten necesarias para concretar la firma del Acuerdo Integral. (ver Nota 17.1.5 a los estados financieros consolidados y Nota 16.1.5 a los estados financieros individuales). Reestructuración de la deuda de CIESA Con fecha 13 de julio de 2012, CIESA, el Grupo Pampa y la Sociedad llegaron a un acuerdo transaccional por el cual las partes involucradas desistieron de todos los reclamos, acciones y derechos bajo los juicios tramitados en los Tribunales de Nueva York, extinguiéndolos, por medio del cual CIESA canceló la totalidad de la Deuda Financiera. (ver Nota 17.1.4 a los estados financieros consolidados y Nota 16.1.4 a los estados financieros individuales) En virtud de la celebración del Acuerdo mencionado en la presente nota y a lo dispuesto en la reunión de Directorio de CIESA celebrada el 23 de octubre de 2012, el 2 de enero de 2013 CIESA notificó a la CNV de la cancelación formal de sus Obligaciones Negociables y con fecha 30 de mayo de 2013 ha sido retirada del Régimen de Oferta Pública y Cotización. 7.1.3. Conversión de los contratos operativos en Venezuela En el marco del proceso de renegociación de contratos petroleros iniciado por el Gobierno de Venezuela, en agosto de 2006 la Sociedad firmó los respectivos contratos de conversión de los convenios operativos a la modalidad de empresas mixtas, en las cuales al Estado Venezolano le correspondió una participación del 60%. (ver Nota 17.2 a los estados financieros consolidados y Nota 16.2 a los estados financieros individuales). Las nuevas condiciones operativas configuradas a partir de la conversión de los contratos impactaron adversamente en el valor recuperable de los activos en Venezuela. La recuperabilidad de tales inversiones es altamente sensible a la volatilidad del precio del petróleo crudo, a los cambios en materia económica, social y regulatoria en Venezuela, y en particular a los planes de negocio resultantes para el desarrollo de las reservas de tales compañías. 7.1.4. Precios de las Commodities Los resultados de las operaciones y el flujo de fondos de la Sociedad están expuestos a la volatilidad de los precios internacionales, principalmente del petróleo crudo y de sus productos derivados. Los precios internacionales del petróleo crudo han experimentado grandes fluctuaciones en los últimos años. Los cambios en los precios del petróleo crudo generalmente traen aparejados cambios en los precios de los productos derivados del petróleo. El año 2015, el petróleo Brent de Reino Unido, y referencia de los crudos globales, continuó la caída que comenzó en el mes de julio de 2014 y llevo los precios a USD 53 por barril al fin del primer trimestre de 2015. La recuperación del precio a partir de ese momento finalmente no pudo sostenerse y a partir de mediados de mayo se inicia un nuevo rally descendente que termina por ubicar los precios a fin de año en niveles de USD 35 por barril. 7.1.5 Producción de petróleo y gas en la Argentina Las reservas de petróleo y gas en Argentina han experimentado en los últimos años una tendencia decreciente. Según datos oficiales de la SE las reservas comprobadas de petróleo y gas han disminuido un 9% en el período 2009-2014. En el ejercicio 2015 la producción de petróleo acumuló al mes de noviembre un promedio de 532 mil barriles por día, lo cual no representa cambios significativos respecto al 2014. En tanto que la producción de gas tuvo un incremento del 2%, alcanzando los 117,8 millones de metros cúbicos de gas por día. En este contexto, las reservas de petróleo y gas de la Sociedad en Argentina han disminuido un 12% en 2015. La producción equivalente de la Compañía disminuyó un 14% en 2015 y obedece principalmente a la venta de la participación en las áreas Santa Cruz I, Santa Cruz I Oeste y Santa Cruz II, todas de la Cuenca Austral, y en menor medida, al declino natural que caracteriza a los campos maduros en Argentina.


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El plan de negocios prevé la concreción de inversiones exploratorias en Argentina. Debido a los riesgos de la actividad exploratoria, la Dirección de la Sociedad no puede asegurar la reversión de la tendencia declinante de sus reservas en Argentina. 7.1.6. Operaciones en Ecuador A partir del año 2006 el Gobierno Ecuatoriano implementó profundas reformas tributarias y regulatorias en la actividad hidrocarburífera, modificando significativamente las condiciones establecidas en oportunidad del otorgamiento de los contratos de participación (ver Nota 30 a los estados financieros consolidados). El conjunto de estos cambios modificó significativamente las condiciones establecidas en oportunidad del otorgamiento de los contratos de participación, afectando adversamente las previsiones de rentabilidad de los proyectos, con el consecuente impacto negativo en la evaluación de su recuperabilidad. De acuerdo con lo estipulado en la cláusula novena de los Contratos Modificatorios, el Estado Ecuatoriano deberá indemnizar a las contratistas por un valor equivalente a las inversiones no amortizadas al cierre de cada ejercicio económico, actualizadas a una tasa de interés anual apropiada para este tipo de proyectos en Ecuador, estableciéndose un plazo para que la Sociedad y el Estado Ecuatoriano negocien la determinación de la liquidación del contrato. La liquidación practicada por el Estado Ecuatoriano en marzo de 2011 no se adecua al procedimiento para la determinación del valor de liquidación establecido por las propias partes en los Contratos Modificatorios, el cual no puede ser modificado unilateralmente, por lo cual la Sociedad notificó al Estado Ecuatoriano la existencia de una controversia bajo los términos del Tratado para la Promoción y Protección Recíproca de Inversiones suscrito entre la República Argentina y la República del Ecuador. Ello implica la apertura de un período de negociaciones previo al inicio de un posible arbitraje. El 21 de junio de 2013, no habiendo alcanzado un acuerdo con el Estado Ecuatoriano, EcuadorTLC S.A., Cayman International Exploration Company y Teikoku Oil Ecuador, miembros del Consorcio, presentaron ante el Estado Ecuatoriano una carta de notificación de controversia en los términos de los Contratos Modificatorios manifestando su decisión de someter dicha controversia a arbitraje internacional, de conformidad con el Reglamento de Arbitraje de la Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional. Finalmente, el 26 de Febrero del 2014 fue presentada la solicitud de arbitraje contra el Ecuador en los términos mencionados. Con fecha 13 de octubre de 2015 el Tribunal emitió la Orden Procesal No. 2, en la cual rechazó una solicitud de bifurcación solicitadas por las demandadas. Las demandadas presentarán su escrito de contestación de la demanda y objeciones a la Jurisdicción del Tribunal a más tardar el día 21 de marzo de 2016. Al 31 de diciembre de 2015 la Sociedad mantiene registrados Ps. 698 millones a ser recuperados del Estado Ecuatoriano de acuerdo con lo estipulado en los Contratos Modificatorios, expuestos en Otros créditos corrientes (Nota 15 a los estados financieros consolidados). Dicho monto no incluye el cálculo de la actualización prevista en dichos contratos, dado que la Sociedad considera que no es posible determinar con certeza la tasa de actualización a ser aplicada. 7.1.7. Cambios en el portafolio de activos y concesiones de E&P El 31 de Enero de 2014, la sociedad firmó con YPF S.A. un acuerdo por la venta de la totalidad de la participación en el contrato de la UTE Puesto Hernández, donde la compañía era el operador y poseía una participación del 38,45%. Esta transacción representó la terminación anticipada del contrato de UTE. El 30 de diciembre de 2014 la legislatura de la Provincia de Río Negro ratificó el acuerdo firmado con el Poder Ejecutivo Provincial en el cual se prorroga por 10 años la vigencia de las concesiones 25 de Mayo - Medanito, Jagüel de los Machos y Río Neuquén, donde la compañía es operadora, y de la concesión del área Entre Lomas, operada por PELSA, bajo jurisdicción de dicha provincia. Con fecha 30 de marzo de 2015, la sociedad firmó un acuerdo de compraventa con CGC por la venta de la totalidad de sus participaciones en la Cuenca Austral en Argentina, que incluyó su interés en las concesiones abarcadas por las UTEs Santa Cruz I, Santa Cruz I Oeste, Glencross y Estancia Chiripá, como así también en los activos asociados a Santa Cruz II.


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En agosto de 2015, la Provincia de Río Negro otorgó a PELSA la Concesión de Explotación del Lote Jarilla Quemada, el cual formaba parte del Área de Exploración Agua Amarga. PELSA es una compañía controlada por la Sociedad donde la misma participa en un 58,88%. El día 7 de septiembre de 2015 la Provincia de La Pampa tomó posesión de la porción pampeana del área de Jagüel de los Machos, al expirar la concesión sobre la misma el día 6 del mismo mes. En octubre y noviembre de 2015, en cumplimiento del Artículo 5.2 de los respectivos convenios de asociación, la Sociedad comunicó a los socios de Enarsa 1 y Enarsa 3 su decisión de no participar en la reconversión de los mismos en permisos de exploración según el Artículo 30 de la Ley Nº 27.007. En agosto de 2015, la Provincia del Neuquén aprobó la cesión del 50% de la participación de la Sociedad en el área Parva Negra Este a favor de ExxonMobil Exploration Argentina S.A. En septiembre de 2015, en el permiso de exploración de Chirete, donde la compañía era operadora y detentaba el 100% de la participación, la Provincia de Salta aprobó la cesión de la operación y del 50% de los derechos y obligaciones a favor de High Luck Group Limited.


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7.2. Análisis de los Resultados Consolidados de las operaciones (Cifras expresadas en millones de pesos, excepto donde se indica en forma expresa) El siguiente cuadro expone los resultados de la Sociedad correspondiente a los períodos de tres meses y ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015 y 2014:

Análisis por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015 y 2014: Utilidad neta: La utilidad neta atribuible a los accionistas de la Sociedad en el ejercicio 2015 aumentó 395 u 86,2%, a 853 de 458 del ejercicio comparativo. Ventas: Las ventas aumentaron 1.217 o 5,9% a 21.955 de 20.738 del ejercicio comparativo. Esta variación se origina principalmente por aumentos de 1.138, 617 y 73 en los segmentos de Gas y Energía, de Refinación y Distribución y de Petroquímica, respectivamente, parcialmente compensado por disminuciones en el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas. Las ventas intersegmentos ascendieron a 9.721 en 2015 y 9.214 en 2014, la mayoría de las cuales se configuran entre Exploración y Producción de Petróleo y Gas, Refinación y Distribución y Gas y Energía. Utilidad bruta: La utilidad bruta del ejercicio 2015 aumentó 153 o 2,4%, a 6.401 de 6.248. Esta variación se origina principalmente por un incremento de 227 en el segmento de Gas y Energía, parcialmente compensado por disminuciones de 204 y 129 en los segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas y de Petroquímica, respectivamente. En el ejercicio actual se generó una mejora en los resultados intersegmentos, debido principalmente a las variaciones en los niveles de crudo de la refinería. Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización aumentaron 505 o 20,9%, a 2.921 de 2.416 del ejercicio comparativo, principalmente por aumentos de 278, 208 y 51 en los segmentos de Refinación y Distribución y de Exploración y Producción de Petróleo y Gas y Estructura Central, respectivamente. Gastos de exploración: Los gastos de exploración imputados a resultados totalizaron 148 en 2015 y 70 en 2014.Ver segmento “Exploración y Producción de Petróleo y Gas”. Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos representaron mejoras de 656 u 84,2%, totalizando pérdidas de 123 y 779 en los ejercicios 2015 y 2014, respectivamente. Esta variación se origina principalmente en el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas que registró una mejora de 570.


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Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación: Los resultados de inversiones valuados bajo el método de la participación representaron menores pérdidas por 445, a 1.290 de 1.735 del ejercicio comparativo, principalmente por menores pérdidas de 620 en el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, parcialmente compensado por una desmejora de 133 y 42 en los segmentos de Refinación y Distribución y de Gas y Energía, respectivamente. Utilidad (pérdida) operativa: La utilidad operativa registró una mejora de 671, a 1.919 de 1.248 del ejercicio comparativo. Esta variación se origina principalmente por aumentos de 857 y 195 en los segmentos de Exploración y Producción de Petróleo y Gas y de Gas y Energía, respectivamente. En sentido contrario, se observó una disminución de 372 y 115 en la utilidad operativa de los segmentos de Refinación y Distribución y de Petroquímica, respectivamente. Resultados financieros: Los resultados financieros representaron una pérdida de 53 en el ejercicio 2015, en contraposición a una ganancia de 72 en el ejercicio comparativo. La desmejora del ejercicio actual se corresponde principalmente con menores ganancias de diferencias de cambio, parcialmente compensado por una mejora de los intereses netos, por las mayores tasas de interés de las colocaciones financieras en el ejercicio actual. Cabe destacar que ambos ejercicios resultaron afectados positivamente por los efectos de la depreciación del peso argentino con respecto al dólar estadounidense sobre una posición monetaria neta activa en moneda extranjera durante todo el ejercicio 2014 y durante gran parte del ejercicio 2015 , con un mayor efecto en el ejercicio 2014 como consecuencia de una mayor posición expuesta en dicho ejercicio, parcialmente compensado por la mayor depreciación del peso en 2015 con respecto a 2014, 53% y 32%, respectivamente.

Impuesto a las ganancias: El cargo por impuesto a las ganancias representó pérdidas de 971 y 742 en los ejercicios 2015 y 2014, respectivamente, en consonancia con los mejores resultados del ejercicio actual. En ambos ejercicios se observa un incremento de la tasa efectiva del impuesto a las ganancias. En el ejercicio actual por la mayor pérdida de impuesto diferido, como consecuencia de los efectos de la mayor devaluación del peso por la conversión de operaciones con moneda funcional distinta al peso, y en el ejercicio 2014 por la desvalorización de la inversión en OCP, cuyas pérdidas no generaron el escudo fiscal respectivo.


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7.2.1. Análisis de la utilidad operativa

7.2.1.1. Exploración y Producción de Petróleo y Gas

Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento de negocios de Exploración y Producción de Petróleo y Gas aumentó 857 o 117% a 1.592 de 735 del ejercicio comparativo. El siguiente cuadro expone la integración de la utilidad operativa del segmento de negocios: (Cifras en millones de pesos)

Ventas: Las ventas del segmento de negocios correspondientes al ejercicio 2015 disminuyeron 104 o 1% a 10.449 de 10.553 del ejercicio comparativo. Argentina Las ventas de las operaciones en Argentina disminuyeron 30, o 0,3%, a 10.331 en el ejercicio 2015 de 10.361 en el ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de que los efectos positivos de la mejora en los precios medios de venta de gas resultó neutralizada por una disminución en los volúmenes comercializados de petróleo y gas, que promediaron 67,4 miles de BOE por día en 2015 y 77,7 miles de BOE por día en el ejercicio comparativo. El menor volumen de petróleo y gas en el ejercicio actual se corresponde principalmente con la venta de los activos de la Cuenca Austral ocurrida en el primer trimestre de 2015. Cabe destacar que la entrada en producción de nuevos pozos de gas y petróleo en la Cuenca Neuquina permitió compensar la declinación natural de los campos maduros. Las ventas de petróleo crudo reflejan una disminución de 890, o 10,8%, a 7.364 de 8.254 del ejercicio comparativo, configurada principalmente por una disminución del 15,1% en el volumen comercializado, parcialmente compensado por un aumento del 5% del precio promedio de venta, a Ps.647 por barril de Ps.616 por barril. El volumen comercializado totalizó 31,2 mil barriles en 2015 y 36,7 mil barriles en 2014. Las ventas de gas aumentaron 884 o 43,7%, a 2.906 de 2.022, producto principalmente de un incremento del 63,1% en el precio de venta, a Ps.36,7 por Mpc de Ps.22,5 por Mpc derivado de la aplicación del Plan Gas II, y en menor medida a la mejora en los precios promedio debido a la mayor proporción vendida de gas plus. Los volúmenes diarios de gas comercializados totalizaron 216,9 Mpc y 246,1 Mpc, en los ejercicios 2015 y 2014, respectivamente.


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En el exterior El total de ventas de las operaciones en el exterior disminuyó 74 o 38,5%, a 118 de 192, que corresponden principalmente a las operaciones en Bolivia. Utilidad bruta: La utilidad bruta del segmento de negocios en 2015 disminuyó 204 o 5,8%, a 3.330 de 3.534. El margen sobre ventas de los ejercicios 2015 y 2014 resultó del 31,9% y del 33,5%, respectivamente, determinado principalmente por las operaciones en Argentina. En el ejercicio 2015 la utilidad bruta de las operaciones en Argentina disminuyó 174 o 5%, a 3.280 de 3.454, con márgenes sobre ventas similares en ambos ejercicios, del 31,7% en 2015 y del 33,3% en 2014, debido principalmente a que la recuperación de los precios de venta resultó neutralizada por el incremento en los costos de producción y la baja en los volúmenes comercializados. La utilidad bruta de las operaciones en el exterior disminuyó 30 o 37,5% a 50 de 80, con un margen bruto sobre ventas del 42,4% y 41.7%, respectivamente. Gastos de administración y comercialización: los gastos de administración y comercialización aumentaron 51, o 9,8%, a 571 en el ejercicio 2015 de 520 en el ejercicio comparativo. El incremento está relacionado principalmente con reconocimientos inflacionarios en los gastos del ejercicio actual. Gastos de exploración: los gastos de exploración imputados a pérdida aumentaron 78, o 111,4%, a 148 en el ejercicio actual de 70 en el ejercicio 2014, y corresponden a operaciones en Argentina. En ambos ejercicios los cargos corresponden a gastos geológicos y geofísicos y a baja de pozos exploratorios on-shore. La Sociedad registró cargos en concepto de pozos no exitosos por 83 en 2015 y 11 en el ejercicio comparativo. Otros resultados operativos: los otros resultados operativos totalizaron ganancias de 191 en el ejercicio 2015, en contraposición a pérdidas de 379 en el ejercicio comparativo. La ganancia del ejercicio actual se corresponde principalmente con la venta de activos de la Cuenca Austral y la reestimación del pasivo por ship or pay en Ecuador, que representó utilidades de 674 y 303, respectivamente, efectos que resultaron parcialmente compensados por desvalorizaciones de yacimientos en Argentina y Bolivia y por el cese de operaciones en Jagüel de los Machos, que representaron pérdidas de 635 y 121, respectivamente. La pérdida del ejercicio 2014 se corresponde principalmente con cargos por remediación ambiental (básicamente por la extensión de las concesiones en Río Negro), capacidad ociosa, cargos por contingencias y desvalorización de los yacimientos en Bolivia, por 166, 150, 95 y 94, respectivamente, morigerado por la ganancia de 181 derivada de la venta de la UTE Puesto Hernández. Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación: los resultados de inversiones valuados bajo el método de la participación representaron pérdidas de 1.210 en el ejercicio 2015 y 1.830 en el ejercicio comparativo, como consecuencia principalmente de las mayores pérdidas del ejercicio 2014, derivadas de las desvalorizaciones registradas en las participaciones accionarias en OCP y en las Empresas Mixtas de Venezuela, por 464 y 162, respectivamente.


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7.2.1.2. Refinación y Distribución Utilidad operativa: El resultado operativo del segmento de Refinación y Distribución disminuyó 372, a 40 en el ejercicio 2015, de 412 del ejercicio comparativo. El siguiente cuadro expone la integración de la utilidad operativa del segmento de negocios: (Cifras en millones de pesos)

Ventas: Las ventas del segmento de Refinación y Distribución en el ejercicio 2015 aumentaron 617 o 5.4%, a 12.093 de 11.476 del ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de mayores ventas de 1.055 en productos refinados, básicamente por efecto de mayores volúmenes comercializados, parcialmente compensado por una disminución de 438 en las ventas de petróleo crudo. En 2015, la Refinería Bahía Blanca procesó 28.704 barriles de petróleo diarios, lo que representa un 94,1% de su capacidad instalada, con un volumen procesado un 6% superior al año anterior, básicamente por la parada de planta por mantenimiento programado ejecutado en el ejercicio 2014, que implicó en ese año una menor disponibilidad de productos refinados y una mayor comercialización de crudo a terceros. En volumen total comercializado de productos refinados aumentó un 8,3% o 154 mil m3, a 2.011 mil m3 en 2015 de 1.857 mil m3 en el ejercicio comparativo, ejercicio que resultó afectado por la parada por mantenimiento indicada anteriormente y por la mayor demanda en el ejercicio actual. En el ejercicio 2015 los volúmenes comercializados de gas oil, naftas comerciales, fuel oil e IFOs y otros derivados totalizaron 865 mil m3, 564 mil m3, 399 mil m3 y 183 mil m3, respectivamente. En el ejercicio 2014 los volúmenes comercializados de gas oil, naftas comerciales, fuel oil e IFOs y otros derivados totalizaron 784 mil m3, 491 mil m3, 394 mil m3 y 188 mil m3, respectivamente. La disminución de ventas de petróleo crudo se corresponde con un efecto combinado de menores volúmenes comercializados y por una retracción de los precios medios de venta, en línea con la caída de los precios internacionales. Los volúmenes comercializados de petróleo crudo totalizaron 124 mil m3 y 220 mil m3 en los ejercicios 2015 y 2014, respectivamente. Utilidad bruta: La utilidad bruta del segmento de negocios registró valores similares en ambos ejercicios, totalizando 1.305 en 2015 y 1.308 en 2014, con un margen sobre ventas del 10,8% en 2015 y de 11,4% en el ejercicio comparativo. Gastos de administración y comercialización: los gastos de administración y comercialización aumentaron 278, o 28,8%, a 1.242 en el ejercicio 2015 de 964 en el ejercicio comparativo, principalmente por incrementos de gastos de comercialización, como gastos de mantenimiento de la red propia, fletes terrestres y marítimos, impuestos y gastos laborales. Otros resultados operativos: los otros resultados operativos totalizaron una ganancia de 13 en el ejercicio 2015 y una pérdida de 29 en el ejercicio comparativo. Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación: los resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación corresponden a la participación accionaria en Refinor, que representó pérdidas de 36 en el ejercicio 2015, en contraposición a ganancias de 97 en el ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de una reducción del 38% en el procesamiento de crudo por el menor volumen recibido desde Bolivia en el ejercicio actual.


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Adicionalmente se redujo la producción de gas rico, en razón de una menor riqueza del gas proveniente de Bolivia. Sumado a esto los precios del mercado internacional, que comenzaron a bajar impactaron significativamente en los precios del GLP y la Nafta Virgen de exportación


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7.2.1.3. Petroquímica Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento Petroquímica disminuyó 115 o 22,7%, a 390 de 505 del ejercicio comparativo El siguiente cuadro expone la integración de la utilidad operativa del segmento de negocios: (Cifras en millones de pesos)

Ventas: Las ventas del segmento de negocios correspondientes al ejercicio 2015 aumentaron 73 o 1,6%, a 4.509 de 4.436 del ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de incrementos en la unidad reformadora catalítica, parcialmente compensado por una disminución en los productos estirénicos. Los ingresos de la unidad de reforma catalítica se incrementaron 263, o 17%, a 1.811 de 1.548 del ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia del efecto combinado de una mejora del 9,8% en los precios promedio de venta y un aumento del 6,6% en el volumen comercializado, que totalizó 353,1 mil toneladas en 2015 y 331,3 mil toneladas en el ejercicio comparativo. Este incremento está asociado principalmente a mayores exportaciones de nafta intermedia y a mayores volúmenes de cortes aromáticos a nivel local. En estirénicos se observó una disminución de 190, a 2.698 de 2.888 del ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de una reducción del 7,3% en los precios promedio de venta, en línea con la caída de los precios internacionales de referencia, parcialmente compensado por un incremento del 0,8% en el volumen comercializado, que totalizó 170,4 mil toneladas en 2015 y 169 mil toneladas en el ejercicio comparativo.

El comportamiento de los principales productos estirénicos fue el siguiente:

a) El volumen de ventas de estireno disminuyó un 2,6%, totalizando 69,1 mil toneladas en el ejercicio actual, principalmente por una reducción en las exportaciones a Brasil.

b) El volumen de ventas de poliestireno y Bops aumentó 13,8%, totalizando 66,5 mil toneladas en el ejercicio actual,

principalmente por un incremento en las ventas locales.

c) El volumen de ventas de caucho totalizó 34,8 mil toneladas, reflejando una disminución del 12,1% con respecto al ejercicio comparativo, principalmente por una reducción en las exportaciones destinadas a Brasil.

Utilidad bruta: La utilidad bruta del segmento de negocios en el presente ejercicio disminuyó 129 o 15,9%, a 681 de 810 del ejercicio comparativo, con una disminución en el margen sobre ventas del 18,3% al 15,1% en el ejercicio actual, principalmente por la caída de los márgenes de comercialización por la caída de los precios internacionales de referencia. Gastos de administración y comercialización: los gastos de administración y comercialización registraron valores similares en ambos ejercicios, totalizando 221 y 216 en los ejercicios 2015 y 2014, respectivamente. Otros resultados operativos: los otros resultados operativos totalizaron pérdidas de 70 en el ejercicio 2015 y 89 en el ejercicio comparativo.


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7.2.1.4. Gas y Energía

Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento Gas y Energía en el ejercicio 2015 aumentó 195 o 35%, a 752 de 557 del ejercicio comparativo.

El siguiente cuadro expone la integración de la utilidad operativa del segmento de negocios: (Cifras en millones de pesos)

Utilidad bruta: La utilidad bruta del segmento Gas y Energía en el ejercicio 2015 aumentó 227 o 32,9%, a 918 de 691 del ejercicio comparativo, principalmente en las operaciones de Generación de Electricidad. Gastos de administración y comercialización: los gastos de administración y comercialización disminuyeron 37, o 24,3%, a 115 en el ejercicio 2015 de 152 en el ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de recupero de previsión de deudores incobrables en las operaciones de comercialización y transporte de hidrocarburos en el ejercicio actual. Otros resultados operativos: los otros resultados operativos generaron una pérdida de 7, en contraposición a una ganancia de 20 en el ejercicio comparativo. Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación: los resultados de inversiones valuados bajo el método de la participación totalizaron una pérdida de 44 y 2 en los ejercicios 2015 y 2014, respectivamente, principalmente generado por la tenencia accionaria en CIESA, que en el ejercicio actual se vio afectada negativamente por la fuerte devaluación del peso sobre una posición pasiva neta en moneda extranjera. Generación de Electricidad Utilidad operativa: La utilidad operativa las operaciones de generación de electricidad en el ejercicio 2015 aumentó 213 o 44,4%, a 693 de 480 del ejercicio comparativo,


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Ventas: Las ventas correspondientes a la generación de electricidad aumentaron 273 o 19,3%, a 1.685 de 1.412 del ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de una mejora de los precios medios de ventas, principalmente por efecto la aplicación de la Resolución N° 482 en el ejercicio 2015, y en menor medida por el mayor volumen de ventas experimentada en el ejercicio actual. En este sentido, el volumen comercializado por las centrales Genelba, Pichi Picún Leufú, Genelba Plus y Ecoenergía totalizó 6.968 Gwh en el ejercicio actual y 6.638 Gwh en el ejercicio comparativo. El mayor volumen comercializado en el ejercicio actual se corresponde con las parada por mantenimiento mayor programado de la Central Genelba y Genelba Plus del ejercicio anterior y con la mayor hidraulicidad en Pichi Picún Leufú en el ejercicio actual. En 2015, la confiabilidad de las plantas Genelba, Genelba Plus, Pichi Picún Leufú y EcoEnergía, alcanzaron niveles de 99%, 100%, 100% y 96%, respectivamente. Estos niveles son similares a los registrados en ejercicio 2014, hecho que demuestra la alta performance de nuestras centrales. Utilidad bruta: En el ejercicio 2015 la utilidad bruta aumentó 186 o 35%, a 717 de 531 en el ejercicio comparativo y el margen sobre ventas del conjunto de las centrales aumentó a 42,6% en 2015 de 37,6% del ejercicio comparativo. La mejora indicada en el ejercicio actual se corresponde principalmente con las mejoras de precios indicadas anteriormente, y en menor medida, por el mayor despacho de las Centrales Pichi Picún Leufú y Genelba. Comercialización y Transporte de Hidrocarburos

Utilidad operativa: La utilidad operativa las operaciones de comercialización y transporte de hidrocarburos en el ejercicio 2015 aumentó 18 o 22,8%, a 97 de 79 del ejercicio comparativo. Ventas: Los ingresos por ventas aumentaron 888 o 36,9%, a 3.296 de 2.408 del ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de un aumento en los ingresos por la comercialización de gas. Los ingresos por la comercialización de gas aumentaron 891 o un 37%, a 3.294 de 2.403 del ejercicio comparativo, debido principalmente al aumento del 51% en los precios promedio de venta. Los volúmenes comercializados totalizaron 230.1 Mpc en 2015 y 253.7 Mpc en 2014. La mejora en los precios medios de venta se corresponde principalmente con la aplicación en 2015 del Plan Gas II, y en menor medida a una mejora de tarifas para el segmento residencial y generadores.

Utilidad bruta: La utilidad bruta totalizó 201 en el ejercicio actual y 160 en el ejercicio comparativo, con similares márgenes sobre ventas del 6,1% y de 6,6%, en los ejercicios 2015 y 2014, respectivamente.


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Análisis por los períodos de tres meses finalizados el 31 de diciembre de 2015 y 2014: Resultado neto: El resultado neto atribuible a los accionistas de la Sociedad totalizó pérdidas de 932 y 1.042 en los períodos 2015 y 2014, respectivamente. Ventas: Las ventas aumentaron 392, a 5.916 de 5.524 del período comparativo, generado principalmente en el segmento Gas y Energía, derivado principalmente de una mejora en los precios medios de venta, parcialmente compensado por menores ingresos por ventas en el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, como consecuencia de menores volúmenes comercializados de petróleo y gas, efecto morigerado por una mejora en los precios medios de venta del gas.

Utilidad bruta: La utilidad bruta registró niveles similares en ambos períodos, 1.435 en el período actual y 1.431 en el período comparativo, destacándose una mejora en el segmento de Gas y Energía como consecuencia de una mejora en los precios medios del gas natural, y una disminución los segmentos de Refinación y Distribución y de Petroquímica, derivado de una desmejora en los márgenes de comercialización como consecuencia de la baja de los precios internacionales de referencia. Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización totalizaron 794 en el período actual y 711 en el período comparativo. Gastos de exploración: Los gastos de exploración corresponden a gastos geológicos y geofísicos y a operaciones on-shore en Argentina y totalizaron 99 en el período 2015 y 30 en el período comparativo. Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos totalizaron pérdidas de 512 en el período actual y 479 en el período comparativo. Los mayores cargos del período actual se corresponden principalmente con la desvalorización de yacimientos en Argentina y en Bolivia, efectos parcialmente compensados con menores cargos de remediación ambiental, principalmente por la extensión de las concesiones en Río Negro en el período comparativo y con la reestimación del pasivo por ship or pay en Ecuador en el ejercicio actual. Resultados de inversiones valuadas bajo el método de la participación: El resultado de inversiones valuadas bajo el método de la participación registró menores pérdidas por 259, totalizando 1.260 en el período actual y 1.519 en el período comparativo. La variación indicada se genera principalmente por el reconocimiento en el período comparativo de mayores pérdidas en los resultados de las participaciones accionarias en OCP y en las Empresas Mixtas, por 168 y 132, respectivamente. En sentido contrario, en el período actual los resultados en CIESA/TGS representaron mayores pérdidas por 34, como consecuencia de los efectos de la devaluación en el período 2015 sobre la deuda nominada en dólares de dichas compañías. Resultado operativo: El resultado operativo mejoró 78, a una pérdida de 1.230 en el período actual, de una pérdida de 1.308 del período comparativo, originado principalmente por las menores pérdidas indicadas en los resultados de las inversiones valuadas bajo el método de la participación, parcialmente compensado por mayores cargos en otros resultados operativos, en gastos de administración y comercialización y gastos de exploración y la mejora indicada a nivel de la utilidad bruta. Resultados financieros: Los resultados financieros totalizaron ganancias de 3 en el período actual, en contraposición a pérdidas de 108 en el período 2014, principalmente debido a que en el período actual se registraron mejoras en los resultados generados por los activos debido a sus mayores rendimientos. Impuesto a las ganancias: El cargo por impuesto a las ganancias totalizó ganancias de 206 en el período actual y de 424 en el período 2014. La menor ganancia del período actual se corresponde principalmente con la registración de una mayor pérdida de pasivo diferido por 257 asociado a la diferencia de conversión de operaciones con moneda funcional distinta al peso.


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7.3. Liquidez y Recursos de Capital La Sociedad lleva un estricto monitoreo de los niveles de liquidez a los efectos de asegurar el cumplimiento de sus obligaciones y el Plan de Negocios. En tal sentido, y como principio rector, la solvencia financiera es la base sobre la cual se construye el desarrollo sustentable de los negocios. Bajo este lineamiento estratégico se procura:

• Delinear una estructura de capital en línea con los estándares de la industria adaptables a los mercados financieros en los que la Sociedad opera.

• Mantener un nivel de liquidez –invertido en activos financieros de elevada calidad crediticia- suficiente para asegurar el cumplimiento de las obligaciones.

• Configurar un perfil de vencimientos de deuda compatible con la generación estimada de fondos.

• Realizar una gestión eficiente de los costos de endeudamiento. La satisfacción de estos lineamientos permite a la Compañía proyectar la gestión financiera como un elemento clave en el proceso de creación de valor, destacándose los siguientes aspectos relevantes durante el ejercicio 2015:

• Estricto cumplimiento de las obligaciones financieras, manteniendo en el presente ejercicio un nivel de endeudamiento del orden de los USD 300 millones.

• Continuidad del Plan de Inversiones de Capital.

Los factores más significativos que pueden afectar el flujo de fondos generados por las operaciones son: las fluctuaciones en los precios del crudo y sus derivados, las fluctuaciones en los niveles de producción y la demanda de los productos propios, las fluctuaciones en los márgenes de refinación y distribución y petroquímicos, los cambios en las reglamentaciones, tales como impuestos, aranceles a las exportaciones, modificaciones en los pagos de regalías y controles de precios, las variaciones en el tipo de cambio y tasas de interés, la capacidad de reemplazo de reservas de petróleo y gas, etc.

Análisis de la Liquidez y Recursos de Capital El siguiente cuadro expone el estado de flujo de efectivo de la Sociedad correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015 y 2014.


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Efectivo Al 31 de diciembre de 2015 y 2014, el efectivo y las inversiones equivalentes totalizaron 2.229 y 2.278, respectivamente. Es política de la Sociedad mantener una reserva de liquidez invertida en instrumentos de corto plazo de elevada calidad crediticia. Los instrumentos utilizados principalmente son fondos comunes de inversión de money market, colocaciones overnight y plazos fijos. El Decreto N° 1.722/2011 estableció la obligatoriedad de ingreso y negociación en el mercado de cambios de la totalidad de divisas generadas por operaciones de exportación de crudo y derivados, gas natural y gases licuados, por lo cual Petrobras Argentina está obligada a liquidar el 100% de las divisas generadas por todas sus exportaciones de bienes y servicios.

Actividades operativas El efectivo generado por las operaciones disminuyó en 407 u 8.8%, a 4.239 de 4.646 en el ejercicio comparativo, derivado principalmente de mayores pagos de impuesto a las ganancias y mayores gastos comerciales en línea con el aumento de las ventas, efectos parcialmente compensados por una mejora en la utilidad bruta en el ejercicio actual. Actividades de inversión En el ejercicio 2015, el efectivo relacionado con las actividades de inversión totalizó aplicaciones netas de 4.620 y 3.430 en el ejercicio comparativo. La mayor aplicación de 1.190 en el ejercicio actual se corresponde principalmente con las mayores inversiones de capital, parcialmente compensado por mayores fondos generados por las desinversiones, según se detalla en el siguiente cuadro:

Las inversiones de capital aumentaron 1.621, o un 42,1%, a 5.474 de 3.853, según se expone en el siguiente cuadro:

- Exploración y Producción de Petróleo y Gas

Las inversiones de capital en el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas totalizaron 5.079 y 3.460 en los ejercicios 2015 y 2014, respectivamente. En ambos ejercicios, las inversiones de capital se focalizaron principalmente en mejorar la curva básica de producción, en la exploración y en el desarrollo de reservas no convencionales para shale oil y shale gas. Las principales inversiones incluyeron la perforación de pozos, extensión de proyectos de recuperación secundaria y ampliación de instalaciones de superficie y de sistemas de compresión. Las inversiones estuvieron focalizadas en Argentina, principalmente en registración sísmica y perforación. Durante 2015, el plan de inversiones de Petrobras Argentina incluyó la perforación de 42 pozos productores e inyectores, y la reparación de 23 pozos en la Cuenca Neuquina. Adicionalmente, se realizó la perforación de 4 pozos exploratorios onshore, con el objetivo principal de obtener datos y evaluar la productividad en la Formación Vaca Muerta y en la Formación Agrio.


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- Refinación y Distribución Las inversiones de capital efectuadas en el negocio de Refinación y Distribución totalizaron 191 y 188 en los ejercicios 2015 y 2014, respectivamente. En el ejercicio 2015 las inversiones en la Refinería Bahía Blanca se focalizaron principalmente en cuestiones de seguridad y medio ambiente, conformidades legales y optimización y modernización de los distintos sectores de la refinería. Adicionalmente, se concretaron inversiones en la Planta de Dock Sud y Caleta Paula, destinadas a la realización de mejoras operativas relacionadas con cuestiones de logística y adecuación de tanques. - Petroquímica

En Petroquímica, las inversiones de capital efectuadas totalizaron 119 y 73 en los ejercicios 2015 y 2014, respectivamente. Durante el 2015, Petrobras Argentina realizó inversiones destinadas principalmente a trabajos relacionados a la Parada General Programada llevada a cabo en el complejo de Puerto General San Martín que involucró a las plantas de Estireno, Etilbenceno, Etileno PGSM y Etileno San Lorenzo, Usina y planta tratamiento efluentes. Adicionalmente se realizaron inversiones relativas a la Parada Programada de la Unidad de Caucho, preliminares al Paro del Reforming de Naftas en 2016. - Gas y Energía

En Gas y Energía, las inversiones de capital efectuadas totalizaron 65 y 97 en los ejercicios 2015 y 2014, respectivamente. En ambos ejercicios las inversiones estuvieron relacionadas principalmente con trabajos de mantenimiento de la Central de Ciclo Combinado Genelba.

Las desinversiones representaron ingresos de fondos por 791 y 373 en los ejercicios 2015 y 2014, respectivamente. Los ingresos del ejercicio 2015 se deben principalmente con la cobranza de la venta de los activos de la Cuenca Austral en marzo de 2015. Los ingresos del ejercicio 2014 se corresponden principalmente con la cobranza de la venta de la participación en la UTE Puesto Hernández en enero de 2014.

Actividades de financiación El efectivo neto aplicado a las actividades de financiación totalizó 233 y 412, en 2015 y 2014, respectivamente, según se detalla en el siguiente cuadro:

Conforme las disposiciones de las Asambleas Generales de Accionistas celebradas el 19 de marzo de 2015 y el 27 de marzo de 2014, la Sociedad abonó dividendos en efectivo por 137 y 116 en los ejercicios 2015 y 2014, respectivamente. Adicionalmente, se incluyen dividendos pagados a la participación no controlante por 26 y 61 en los ejercicios 2015 y 2014, respectivamente.


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7.4. Endeudamiento La casi totalidad de la deuda financiera de la Sociedad y de las sociedades relacionadas están denominadas en dólares estadounidenses.

Al 31 de diciembre de 2015 y 2014, la deuda total de la Sociedad totalizó 3.971 y 2.679, respectivamente, según se detalla en el siguiente cuadro:

Al 31 de diciembre de 2015 se encontraban en circulación obligaciones negociables por un total de USD 300 millones de valor nominal, que fueron emitidas bajo el Programa Global cuyo vencimiento operó en mayo de 2008.

Adicionalmente en agosto de 2013 la CNV autorizó un nuevo Programa Global de emisión de obligaciones negociables de la Sociedad por hasta un monto máximo de capital en circulación en cualquier momento de USD 500 millones o su equivalente en otras monedas, con una vigencia de 5 años o el plazo máximo que pueda ser fijado por la futura regulación que resulte aplicable.

El perfil de vencimiento de la deuda al 31 de diciembre de 2015 es el siguiente:

El 9 de junio de 2005, el Poder Ejecutivo, por medio del Decreto N°616/05, estableció que los flujos de efectivo que ingresen al mercado local provenientes de préstamos del exterior otorgados al sector privado argentino tendrán un vencimiento de pago de un mínimo de 365 días contados a partir de la fecha de ingreso de dichos fondos. Asimismo, el 30% del monto deberá ser depositado en instituciones financieras nacionales. Este depósito deberá realizarse en dólares estadounidenses por un plazo de 365 días y no generará intereses. Adicionalmente, será intransferible, deberá registrarse y no podrá utilizarse como garantía o collateral en relación con otras operaciones de crédito. La financiación de exportaciones e importaciones y las ofertas públicas primarias de títulos de deuda que cotizan en mercados autorregulados se encuentran exentas de las disposiciones precedentes.

Mediante la Comunicación “A” 5850 del Banco Central con fecha 17 de Diciembre de 2015 se redujo el plazo de permanencia para los ingresos de préstamos financieros, pasando de 365 días a 120 días y se llevó a cero el porcentaje de encaje establecido en el Decreto N° 616/05,

Este Decreto puede limitar la capacidad de la Sociedad de financiar sus operaciones a través de nuevos préstamos de su Casa Matriz, sus subsidiarias en el exterior o cualquier otro tipo de préstamo financiero externo.

Cláusulas de Cross Default Las obligaciones negociables y otros endeudamientos financieros vigentes contienen cláusulas de cross default, según las cuales el Trustee, conforme a instrucciones recibidas de tenedores que representen al menos el 25% del capital en circulación correspondiente, en el caso de las obligaciones negociables o el acreedor financiero, según corresponda, puede declarar vencido la totalidad de los importes adeudados, en caso que cualquier endeudamiento de la Sociedad o de sus subsidiarias significativas fuese acelerado ó no fuese cancelado al vencimiento, siempre que dichos importes vencidos y no pagados excedan el mayor de USD 25 millones o el 1% del patrimonio de Petrobras Argentina al momento de dichos vencimientos, y siempre que el incumplimiento no haya sido anulado o subsanado dentro de los plazos legales y/o contractuales que fuesen aplicables.


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Adicionalmente, contienen cláusulas con otras obligaciones que, de ser incumplidas, y siempre que el incumplimiento no haya sido anulado o subsanado dentro de los plazos legales y/o contractuales aplicables, podrían ocasionar también, una aceleración de la deuda.

A la fecha de emisión de los presentes estados contables Petrobras Argentina ha cumplido con todas las cláusulas, compromisos y requisitos relacionados con su endeudamiento financiero.

La Obligación Negociable Clase S tiene una cláusula en virtud de la cual si se produce un cambio en el grupo de control (tal como se define en la misma), la Sociedad tiene que hacer una oferta de recompra a los titulares de la Clase S a un precio de compra igual al 101% del valor nominal en circulación, más los intereses devengados y no pagados a la fecha de compra.


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7.5. Requerimientos Futuros de Capital

Petrobras Argentina considera que los requerimientos de capital relacionados con su programa de inversiones, amortización de deuda financiera, necesidades de capital de trabajo y dividendos, serán cubiertos a través de la generación operativa de fondos y, en menor medida, con nuevo endeudamiento y eventuales desinversiones de activos. El monto total de las inversiones dependerá de varios factores, muchos de los cuales se encuentran fuera del control de la Sociedad, entre otros, la futura evolución de los precios de los commodities que la Sociedad comercializa, el comportamiento de la demanda de energía en la Argentina y en mercados regionales, la existencia y el impacto competitivo de proyectos alternativos, la aplicabilidad de regulaciones y cambios en los impuestos y regalías aplicables y la situación política, económica y social de los países en los que opera. - Exploración y Producción de Petróleo y Gas El plan de inversiones previsto para el año 2016 está alineado con los objetivos de reposición de reservas y producción en la Cuenca Neuquina en Argentina, como condición vital para permitir el crecimiento sustentable de la Sociedad. La Sociedad continuará con el desarrollo de reservas de petróleo y gas a través de la perforación de pozos, delimitación de reservas, extensión de proyectos de recuperación secundaria y ampliación de las instalaciones de superficie correspondientes. En este sentido, y con el uso de tecnología innovadora en el país, se continuará trabajando con programas de estudios e inversiones en exploración, en pos de lograr descubrimientos tanto en reservorios convencionales como no convencionales de petróleo y gas. - Refinación y Distribución En 2016 las inversiones estarán principalmente orientadas a la eficiencia y confiabilidad operativa de las instalaciones de refinación en su conjunto y al mantenimiento de la red de estaciones de servicio Petrobras. - Petroquímica Para el año 2016, se seguirán con las inversiones de sostenimiento, confiabilidad y cumplimiento legal y se realizará la parada programada para mantenimiento de la unidad Reformadora de Naftas en Puerto General San Martín. - Gas & Energía En el negocio de Gas y Energía continuaremos trabajando para atender las necesidades de consumo propio y paralelamente desarrollar alternativas rentables de comercialización.


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8. Síntesis de la Estructura Patrimonial y de Resultados

Véase nuestro informe de fecha: 3 de marzo de 2016

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17


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9. Datos Estadísticos


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10. Cotización de la Acción de la Sociedad

A partir del mes de setiembre de 2012, la cotización refleja los efectos del aumento de capital dispuesto por la Asamblea de Accionistas de la Sociedad, por la cual se duplicó la cantidad de acciones en circulación.


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11. Propuesta del Directorio

Aprobación de estados contables: En cumplimiento de los términos del artículo 234 de la LSC, informamos que los estados contables correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015 serán sometidos a la aprobación de la próxima Asamblea de Accionistas. Asignación de resultados no asignados: En cumplimiento de las disposiciones legales vigentes, el Directorio de la Sociedad propone a la Asamblea General de Accionistas el siguiente destino para las utilidades acumuladas al 31 de diciembre de 2015, las cuales ascienden a 853:

a Reserva legal 43 a Reserva para futuros dividendos 810 La Asamblea General de Accionistas deliberará y decidirá finalmente el destino de las utilidades acumuladas y de los saldos de la Reserva facultativa para futuras inversiones y de la Reserva para futuros dividendos.



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Anexo I: Código de Gobierno Societario 2015

En cumplimiento del artículo 1 del Capítulo I, Título IV del Texto Ordenado 2013 (las “Normas”) de la Comisión Nacional de Valores (“CNV”), se adjunta a modo de Anexo a la presente Memoria el Código de Gobierno Societario (en adelante el “Código de Gobierno Societario”) de Petrobras Argentina S.A. (“PESA”, la “Compañía” y/o la “Sociedad”), tal como se encuentra individualizado como Anexo IV del mencionado Título, correspondiente al ejercicio cerrado el 31 de diciembre de 2015. PRINCIPIO I: TRANSPARENTAR LA RELACION ENTRE LA EMISORA, EL GRUPO ECONÓMICO QUE ENCABEZA Y/O INTEGRA Y SUS PARTES RELACIONADAS Recomendación I.1: Garantizar la divulgación por parte del Órgano de Administración de políticas aplicables a la relación de la Emisora con el grupo económico que encabeza y/o integra y con sus partes relacionadas

Cumplimiento: Total La Sociedad realiza operaciones con compañías relacionadas y las mismas son expuestas en los Estados Financieros, en virtud de lo establecido por las Normas Internacionales emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad o International Accounting Standards Board (“IASB”). Asimismo, lista las compañías sobre las cuales ejerce control, control conjunto e influencia significativa en los Estados Financieros. Para dichas operaciones, la Sociedad cuenta con una “Norma Interna para la Celebración de Operaciones entre Partes Relacionadas”, la cual se encuentra alineada con lo dispuesto por los artículos 99 inc. a), 109 y 110 y 72 y 73 de la Ley Nº 26.831 de Mercado de Capitales (“LMC”) y 14 del Cap. III de las Normas de la CNV y las prácticas habituales de PESA en torno a dichas operaciones. Dicha norma interna tiene por objetivo brindar un marco de referencia que permita esquematizar los elementos a considerar así como los procedimientos a seguir cuando la Sociedad celebre operaciones con partes relacionadas. A tal efecto, define los conceptos de partes relacionadas y monto relevante conforme la normativa vigente, y establece los procedimientos a seguir en caso de realizarse: (i) operaciones recurrentes o puntuales que superen o se estime que superen el Monto Relevante; y (ii) operaciones que no superen el Monto Relevante pero puedan suponer conflictos de interés. Recomendación I.2: Asegurar la existencia de mecanismos preventivos de conflictos de interés. Cumplimiento: Total La Sociedad cuenta con un “Código de Conducta y de Ética Empresarial” (ver VIII.1) y una "Directiva de Reporte de Irregularidades y conflictos de Intereses" (ver VIII.2 y VIII.3) que permiten identificar, manejar y resolver conflictos de interés. El Código se encuentra disponible en la página web de la Sociedad. Recomendación I.3: Prevenir el uso indebido de información privilegiada. Cumplimiento: Total La Sociedad cuenta con políticas internas que previenen el uso indebido de la información privilegiada por parte de todos los empleados. Estas políticas tienen el objetivo de definir y estandarizar el tratamiento de la información que agrega valor a su competitividad y que pueda causar impacto en su desempeño financiero, en su participación en el mercado, en su imagen o en sus relaciones con las partes interesadas, y crean un marco normativo tendiente a lograr una efectiva protección de la información de la Organización. Asimismo, existe una norma interna que tiene el objetivo de: i) reglamentar la clasificación de la información según criterios de criticidad, ii) definir la estructura de clasificación, orientar sobre las competencias y iii) definir responsabilidades contenidas en la Política de Seguridad de la Información. A su vez, en complemento a esta última norma, existe un conjunto de normas que orientan las diversas formas de tratamiento de la información de acuerdo con su grado de criticidad (Información Pública, Corporativa, Reservada, Confidencial y Secreta). PRINCIPIO II: SENTAR LAS BASES PARA UNA SÓLIDA ADMINISTRACIÓN Y SUPERVISIÓN DE LA EMISORA Recomendación II. 1: Garantizar que el Órgano de Administración asuma la administración y supervisión de la Emisora y su orientación estratégica.


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II.1.1 el Órgano de Administración aprueba: II.1.1.1 el plan estratégico o de negocio, así como los objetivos de gestión y presupuestos anuales, Cumplimiento: Parcial El Directorio es, conforme a lo dispuesto en la Ley General de Sociedades y modificatorias (“LGS”) y en el Estatuto Social, el máximo órgano de administración y representación de la Compañía, estando facultado, en consecuencia, para realizar en el ámbito comprendido en el objeto social, cualesquiera actos o negocios jurídicos de administración y disposición, por cualquier título jurídico, salvo aquellos reservados por la LGS o el Estatuto Social a la competencia exclusiva de la Asamblea General de Accionistas. En este sentido, el Directorio aprueba los lineamientos estratégicos y de planeamiento de negocios, y el presupuesto anual y los objetivos organizacionales de desempeño. En lo que se refiere a presupuesto anual, el Directorio aprueba las premisas utilizadas y el detalle de inversiones, así como también la producción consolidada y demás volúmenes de negocios, estado de resultados y flujo de fondos. En relación a los objetivos de gestión, el Directorio aprueba los mismos que son utilizados para el Programa de Compensación Variable aplicable a los Gerentes y al personal de supervisión de la Compañía y para el Programa de Gratificaciones. Las metas fijadas para cada objetivo de gestión están alineadas con lo previsto en el presupuesto anual aprobado por el Directorio. El Comité de Remuneraciones, creado por el Directorio, realiza el seguimiento periódico y revisión de los aspectos referidos a dichos programas. II.1.1.2 la política de inversiones (en activos financieros y en bienes de capital), y de financiación, Cumplimiento: Total El Directorio ha establecido un método por el cual actúa directamente o por delegación en el Comité de Dirección o las diferentes Direcciones según las metas de inversión y de financiación. La Sociedad cuenta con políticas de inversiones en activos financieros y de financiación, y las mismas han sido aprobadas por la Gerencia dado que, tal como ya fuera expuesto, el Directorio funciona principalmente como un órgano de administración, supervisión y control que ha delegado la gestión ordinaria de los negocios de PESA a favor de ciertos Gerentes designados en los términos del artículo 270 de la LGS. Asimismo, el Directorio aprueba el presupuesto de inversiones y presupuesto financiero anual, al momento de aprobar el presupuesto anual. II.1.1.3 la política de gobierno societario (cumplimiento Código de Gobierno Societario), Cumplimiento: Total El Directorio aprueba la política de gobierno societario, que tiene su sustento en la interacción de un conjunto de Códigos y Políticas propios, aprobados por el mismo Directorio, que resultan consecuentes con la normativa vigente en materia de gobierno societario dictada por la CNV, la Securities and Exchange Comisión (“SEC”) y los mercados autorregulados en los que la Sociedad cotiza sus títulos valores, entre los que se incluyen el Código de Conducta y Ética Empresarial, la Directiva sobre Reporte de Irregularidades y Conflicto de Intereses, el Código de Políticas y Prácticas en Relación con el Mercado, la Directiva sobre Préstamos Personales a Directores y Ejecutivos, el Reglamento del Comité de Dirección, el Procedimiento de Información y Divulgación a los Mercados y el Reglamento del Comité de Auditoría. II.1.1.4 la política de selección, evaluación y remuneración de los gerentes de primera línea, Cumplimiento: Parcial El Órgano de Administración de la Sociedad es quien aprueba la política de Recursos Humanos de la Compañía. A su vez, cuenta con el Comité de Remuneraciones como órgano asesor, el cual está compuesto por tres (3) de sus miembros conforme lo detallado en VII.1. II.1.1.5 la política de asignación de responsabilidades a los gerentes de primera línea, Cumplimiento: Total


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El Directorio funciona principalmente como un órgano de administración, supervisión y control y ha delegado la gestión ordinaria de los negocios de PESA a favor de ciertos Gerentes designados en los términos del artículo 270 de la LGS, estableciendo sus responsabilidades y roles conforme el cargo que ostentan. Dichos gerentes integran el Comité de Dirección, tienen dependencia directa del Directorio y responden ante la Sociedad y los terceros por el desempeño de su cargo en la misma extensión y forma que los miembros del Directorio. No es el Comité Ejecutivo previsto por el artículo 269 de la LGS y el artículo 11° del Estatuto Social. II.1.1.6 la supervisión de los planes de sucesión de los gerentes de primera línea, Cumplimiento: Parcial De acuerdo con lo mencionado en el punto anterior, la Gerencia de Recursos Humanos efectúa la supervisión mencionada. II.1.1.7 la política de responsabilidad social empresaria, Cumplimiento: Total El Órgano de Administración aprueba la Política de Responsabilidad Social Empresaria, cuyos principales lineamientos de la misma se destacan: a) la actuación corporativa, la cual procura asegurar que la gobernanza corporativa se comprometa con la ética y transparencia en la relación con los públicos de interés; b) el desarrollo e inversión sostenible, por la cual se procura conducir los negocios y actividades con responsabilidad social, implantando sus compromisos de acuerdo con los principios del Pacto Global de las Naciones Unidas, y buscar la sustentabilidad de las inversiones sociales para una inserción digna y productiva de las comunidades; c) los derechos humanos, la diversidad y el compromiso con la fuerza de trabajo, sobre los cuales se busca respetar y apoyar los derechos humanos reconocidos internacionalmente, la promoción del trabajo decente (apoyando la erradicación del trabajo infantil, esclavo y degradante) y el respeto a la diversidad humana y cultural de la fuerza de trabajo, buscando comprometerla con la responsabilidad social de la Compañía. II.1.1.8 las políticas de gestión integral de riesgos y de control interno, y de prevención de fraudes, Cumplimiento: Total El Órgano de Administración aprueba políticas referidas a riesgos, a control interno y a prevención de fraudes. Desde el ejercicio 2006, la Sociedad evalúa la eficacia de su ambiente de Control Interno haciendo foco en los reportes financieros, bajo la metodología integrada que fue emitida por el Commitee of Sponsoring of the Treadway Commission (COSO) y, basado en dicha evaluación y estos criterios, ha concluido que resulta efectivo. En lo que respecta a prevención de fraudes la Sociedad, al igual que su accionista controlante, está desarrollando el Programa de Prevención de la Corrupción (PPPC) que busca prevenir, detectar y corregir situaciones que pongan en riesgo su reputación e imagen. La base de este Programa es el Código de Ética de PESA. Actualmente, se encuentra en análisis la implementación de distintas normas internas que complementen las actuales herramientas disponibles para la prevención y detección de situaciones de fraude y corrupción. Asimismo, el Comité de Auditoría recibe, si las hubiera, información sobre cualquier deficiencia significativa y debilidades sustanciales en el diseño o la operación del sistema de control interno sobre reportes financieros, que sea razonablemente probable que afecte la capacidad de la Sociedad de registrar, procesar, sintetizar y reportar información financiera, como así también sobre cualquier fraude o posibilidad de fraude que involucre a la gerencia o a empleados que desempeñen un rol importante en el sistema de control interno sobre reportes financieros de la Sociedad. II.1.1.9 la política de capacitación y entrenamiento continuo para miembros del Órgano de Administración y de los gerentes de primera línea, Cumplimiento: Parcial El Directorio delegó en el Comité de Dirección su planeamiento y en la Gerencia de Recursos Humanos su ejecución. En este sentido, la Compañía ofrece varios programas e instancias de formación a sus niveles ejecutivos, los cuales pueden realizarse dentro de ella o bien en distintas instituciones educativas y Escuelas de Negocios nacionales e internacionales. Los miembros no ejecutivos participan en actividades de orientación y apoyo, a efectos de disponer de


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las mejores herramientas para la toma de decisiones. En particular, para los miembros del Comité de Auditoría, el Plan de Actuación Anual de dicho órgano prevé la capacitación y actualización normativa, quedando documentado en las Actas de sus reuniones. II.1.2 De considerar relevante, agregar otras políticas aplicadas por el Órgano de Administración que no han sido mencionadas y detallar los puntos significativos. No existen políticas que no hayan sido mencionadas que consideremos relevante mencionar y detallar. II.1.3 La Emisora cuenta con una política tendiente a garantizar la disponibilidad de información relevante para la toma de decisiones de su Órgano de Administración y una vía de consulta directa de las líneas gerenciales, de un modo que resulte simétrico para todos sus miembros (ejecutivos, externos e independientes) por igual y con una antelación suficiente, que permita el adecuado análisis de su contenido. Explicitar. Cumplimiento: Total La Sociedad garantiza la disponibilidad de información relevante para la toma de decisiones del Órgano de Administración. En ese sentido, el artículo 9º del Estatuto Social establece que la convocatoria a las reuniones del Directorio es efectuada mediante notificación escrita a todos sus miembros y con una anticipación mínima de cinco días respecto de la fecha de la reunión. La responsabilidad sobre la realización de las convocatorias del Órgano de Administración, así como la disponibilidad de la información relativa a las mismas, es responsabilidad de la Secretaría General que se encuentra a disposición de los miembros del Órgano de Administración para que estos puedan realizar las consultas que estimen pertinentes sobre los temas a tratarse en las reuniones de Directorio. II.1.4 Los temas sometidos a consideración del Órgano de Administración son acompañados por un análisis de los riesgos asociados a las decisiones que puedan ser adoptadas, teniendo en cuenta el nivel de riesgo empresarial definido como aceptable por la Emisora. Explicitar. Cumplimiento: Total Todos los temas sometidos a consideración del Directorio cuentan con un análisis de los riesgos asociados a las decisiones que puedan ser adoptadas. Para ello, cada área responsable emite, en caso de ser pertinente, su análisis y opinión sobre el ámbito que le compete, a los fines de contemplar todos los riesgos asociados a la decisión, considerando el nivel de riesgo aceptable por la Sociedad. Recomendación II.2: Asegurar un efectivo Control de la Gestión empresaria. El Órgano de Administración verifica: II.2.1 el cumplimiento del presupuesto anual y del plan de negocios, Cumplimiento: Total El Directorio ha creado un sistema para el control de los desvíos presupuestarios, en los cuales interviene directamente o por intermedio del Comité de Dirección o las diferentes Direcciones o Gerencias Ejecutivas, según la magnitud de dichos desvíos. Periódicamente o cuando existen desvíos presupuestarios que requieran del análisis del órgano de administración, la Gerencia expone en este ámbito el cumplimiento del presupuesto anual. Asimismo, la Gerencia comparte y revisa mensualmente el informe de control presupuestario y el outlook, y si de dicha revisión surgen temas que ameriten ser tratados por el Comité de Dirección, se elevan a este ámbito para su tratamiento. El Control Presupuestario tiene como foco principal el seguimiento de las más importantes variables económico-financieras y operacionales de la Compañía, como por ejemplo: Volúmenes y Precios, Estados de Resultado y Flujo de Fondos, Inversiones, Retorno de los Capitales Empleados, Ventas, Gastos Fijos, Inversión en Capital de Trabajo, Producción y Cargas. A su vez, estos indicadores son objeto de seguimiento en las siguientes dimensiones temporales: Mes, Acumulado y Año.


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II.2.2 el desempeño de los gerentes de primera línea y su cumplimiento de los objetivos a ellos fijados (el nivel de utilidades previstas versus el de utilidades logradas, calificación financiera, calidad del reporte contable, cuota de mercado, etc.). Hacer una descripción de los aspectos relevantes de la política de Control de Gestión de la Emisora detallando técnicas empleadas y frecuencia del monitoreo efectuado por el Órgano de Administración. Cumplimiento: Total El seguimiento de los objetivos de desempeño de los gerentes de primera línea es revisado por la Gerencia y presentado periódicamente en el ámbito del Comité de Remuneraciones que es un comité integrado por los miembros del Directorio (ver respuesta al punto VII.1.1). Asimismo, este comité eleva semestralmente un informe al Directorio sobre la actividad realizada. El Director Presidente, en su Informe Sobre los Negocios de la Sociedad, proporciona al Directorio información relevante para evaluar el cumplimiento de los objetivos fijados a los Gerentes de Primera Línea. El Control de Gestión se basa en información real que surge de la contabilidad de la Compañía y en el Plan Anual de Negocios aprobado por el Directorio. Este control alcanza a las principales variables económicas, financieras y operacionales, tanto a nivel consolidado de la Sociedad como por segmento de negocio. Incluye el control de resultados, saldos patrimoniales, orígenes y aplicaciones de fondos, situación financiera, inversión en activos fijos y en capital de trabajo, indicadores de rentabilidad, operacionales, financieros, de calidad, seguridad y medio ambiente. El análisis de desvíos presupuestarios se realiza con apertura mensual, para el acumulado del año y a nivel del año completo mediante la mejor proyección disponible para los meses aún no transcurridos. Recomendación II.3: Dar a conocer el proceso de evaluación del desempeño del Órgano de Administración y su impacto. II.3.1 Cada miembro del Órgano de Administración cumple con el Estatuto Social y, en su caso, con el Reglamento del funcionamiento del Órgano de Administración. Detallar las principales directrices del Reglamento. Indicar el grado de cumplimiento del Estatuto Social y Reglamento. Cumplimiento: Total Los miembros del Directorio cumplen en su totalidad con el Estatuto Social. Cabe mencionar que el Órgano de Administración de la Sociedad no cuenta con un reglamento para su funcionamiento. II.3.2 El Órgano de Administración expone los resultados de su gestión teniendo en cuenta los objetivos fijados al inicio del período, de modo tal que los accionistas puedan evaluar el grado de cumplimiento de tales objetivos, que contienen tanto aspectos financieros como no financieros. Adicionalmente, el Órgano de Administración presenta un diagnóstico acerca del grado de cumplimiento de las políticas mencionadas en la Recomendación II, ítems II.1.1.y II.1.2. Detallar los aspectos principales de la evaluación de la Asamblea General de Accionistas sobre el grado de cumplimiento por parte del Órgano de Administración de los objetivos fijados y de las políticas mencionadas en la Recomendación II, puntos II.1.1 y II.1.2, indicando la fecha de la Asamblea donde se presentó dicha evaluación. Cumplimiento: Parcial El Directorio expone los resultados de su gestión anualmente en la Memoria, la cual es analizada y aprobada por la Asamblea de Accionistas en oportunidad de tratar y resolver los asuntos contemplados en los incisos 1º y 2º del artículo 234 de la LGS. Considerando que la Gerencia es la encargada de velar por el cumplimiento de las políticas detalladas en los puntos II.1.1 y II.1.2, el Directorio no lleva a cabo un diagnóstico acerca del grado de cumplimiento de estas políticas. Se analizará la pertinencia de su realización en el futuro. Recomendación II.4: Que el número de miembros externos e independientes constituyan una proporción significativa en el Órgano de Administración.


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II.4.1 La proporción de miembros ejecutivos, externos e independientes (éstos últimos definidos según la normativa de esta Comisión) del Órgano de Administración guarda relación con la estructura de capital de la Emisora. Explicitar. Cumplimiento: Total El artículo 9 del Estatuto Social, aprobado por la Asamblea de Accionistas celebrada el 30 de enero de 2009, establece que la administración de la Sociedad está a cargo de un Directorio compuesto por nueve (9) Directores titulares, quienes son elegidos por el término de tres (3) ejercicios y se renuevan por tercios cada ejercicio. A su vez, la Asamblea puede designar suplentes en igual o menor número que los titulares, para subsanar la falta de los Directores titulares por cualquier causa, fijando el orden de su incorporación. Actualmente, el Directorio está compuesto por nueve (9) Directores titulares y ocho (8) Directores suplentes, de los cuales tres (3) Directores titulares y dos (2) suplentes revisten el carácter de independientes según los parámetros fijados por las Normas. El Directorio considera que actualmente la cantidad y composición de Directores se encuentra acorde a la complejidad de los procesos decisorios de la Sociedad y a la envergadura de sus operaciones, y en caso de variar las circunstancias, y de estimarlo conveniente, podría proponer a la Asamblea su modificación, como lo ha hecho en el pasado. Asimismo, el Directorio considera que el actual número de Directores Independientes es el adecuado a la estructura de la Organización. II.4.2 Durante el año en curso, los accionistas acordaron a través de una Asamblea General una política dirigida a mantener una proporción de al menos 20% de miembros independientes sobre el número total de miembros del Órgano de Administración. Hacer una descripción de los aspectos relevantes de tal política y de cualquier acuerdo de accionistas que permita comprender el modo en que miembros del Órgano de Administración son designados y por cuánto tiempo. Indicar si la independencia de los miembros del Órgano de Administración fue cuestionada durante el transcurso del año y si se han producido abstenciones por conflictos de interés. Cumplimiento: Total La Asamblea de Accionistas es quien designa y establece la proporción de Directores Independientes sobre el número total de Directores en el marco de lo previsto en la normativa aplicable. La Sociedad no tiene una política específica dirigida a mantener una proporción de Directores Independientes sobre el total de sus miembros; aunque es práctica habitual que el número de miembros Independientes que conforman el Directorio resulte suficiente para integrar el Comité de Auditoría. Por su parte, el Estatuto Social fija en nueve (9) la cantidad de miembros titulares del Directorio, los cuales duran en sus cargos tres (3) años y se renuevan por tercios. Asimismo, establece que el Comité de Auditoría se encuentre integrado por tres (3) miembros, elegidos entre los Directores Titulares, debiendo al menos la mayoría, ser independientes. Sin embargo, dado que PESA se encuentra bajo un programa de American Depositary Shares, y por lo tanto está bajo la supervisión de la SEC, la totalidad de los miembros del Comité revistan dicho carácter, a fin de cumplir con lo establecido por el mencionado organismo de control. En este sentido, actualmente tres (3) de los nueve (9) miembros del Directorio (los cuales componen el Comité de Auditoría), revisten el carácter de independientes. No existen acuerdos de accionistas relativos a la designación de miembros del Directorio. Durante el transcurso del último año no se ha cuestionado la independencia de los miembros del Directorio. Recomendación II.5: Comprometer a que existan normas y procedimientos inherentes a la selección y propuesta de miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea. II.5.1 La Emisora cuenta con un Comité de Nombramientos: Cumplimiento: Incumplimiento La Sociedad no cuenta con un Comité de Nombramientos y no considera necesaria su implementación debido a que las funciones a cargo de éste, con el alcance establecido en la normativa vigente, son desarrolladas efectivamente por el Directorio, con el soporte del Comité de Dirección, la Gerencia Ejecutiva de Legales, la Gerencia de Recursos Humanos y la Secretaría General. Por lo mencionado, los puntos II.5.1.1 a II.5.1.5 no resultan aplicables.


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II.5.2 En caso de contar con un Comité de Nombramientos, el mismo: Por lo mencionado en II.5.1, los puntos II.5.2.1 a II.5.2.7 no resultan aplicables. II.5.3 De considerar relevante agregar políticas implementadas realizadas por el Comité de Nombramientos de la Emisora que no han sido mencionadas en el punto anterior. Por lo mencionado en II.5.1, este punto no resulta aplicable. Recomendación II.6: Evaluar la conveniencia de que miembros del Órgano de Administración y/o síndicos y/o consejeros de vigilancia desempeñen funciones en diversas Emisoras. Cumplimiento: Incumplimiento El Directorio considera que, en la medida que sus miembros y/o Síndicos cumplan debidamente con sus responsabilidades, no resulta necesario fijar límites para participar en el Directorio o Sindicaturas de otras sociedades. Recomendación II.7: Asegurar la Capacitación y Desarrollo de miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea de la Emisora. II.7.1 La Emisora cuenta con Programas de Capacitación continua vinculado a las necesidades existentes de la Emisora para los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea, que incluyen temas acerca de su rol y responsabilidades, la gestión integral de riesgos empresariales, conocimientos específicos del negocio y sus regulaciones, la dinámica de la gobernanza de empresas y temas de responsabilidad social empresaria. En el caso de los miembros del Comité de Auditoría, normas contables internacionales, de auditoría y de control interno y de regulaciones específicas del mercado de capitales. Describir los programas que se llevaron a cabo en el transcurso del año y su grado de cumplimiento. Cumplimiento: Parcial El Comité de Dirección, bajo delegación de Órgano de Administración, define las pautas y estrategias de capacitación y los programas de Maestría y Postgrados auspiciados por la Compañía. Estos programas se aplican y administran de manera integral a la totalidad de los empleados de la Sociedad, incluyendo a los Gerentes de primera línea. La Compañía ofrece varios programas e instancias de formación de sus niveles ejecutivos, los cuales pueden realizarse dentro de ella o bien en distintas instituciones educativas y Escuelas de Negocios nacionales e internacionales. Los miembros no ejecutivos participan en actividades de orientación y apoyo, a efectos de disponer de las mejores herramientas para la toma de decisiones. En particular, para los miembros del Comité de Auditoría, el Plan de Actuación Anual de dicho órgano prevé la capacitación y actualización normativa, quedando documentado en las Actas de sus reuniones. II.7.2 La Emisora incentiva, por otros medios no mencionadas en II.7.1, a los miembros de Órgano de Administración y gerentes de primera línea mantener una capacitación permanente que complemente su nivel de formación de manera que agregue valor a la Emisora. Indicar de qué modo lo hace. Cumplimiento: Total La Sociedad considera que los medios mencionados en el punto II.7.1 son suficientes para mantener una capacitación permanente de los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea.


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PRINCIPIO III: AVALAR UNA EFECTIVA POLÍTICA DE IDENTIFICACIÓN, MEDICIÓN, ADMINISTRACIÓN Y DIVULGACIÓN DEL RIESGO EMPRESARIAL Recomendación III: El Órgano de Administración debe contar con una política de gestión integral del riesgo empresarial y monitorea su adecuada implementación. III.1 La Emisora cuenta con políticas de gestión integral de riesgos empresariales (de cumplimiento de los objetivos estratégicos, operativos, financieros, de reporte contable, de leyes y regulaciones, otros). Hacer una descripción de los aspectos más relevantes de las mismas. Cumplimiento: Parcial El Directorio analiza y evalúa periódicamente los riesgos de la Compañía, en virtud a las actividades que realiza y los países donde se desempeña, a fin de prever dificultades y/o aprovechar oportunidades. El Sistema de Control Interno de la Sociedad se sustenta en el marco de las Políticas establecidas por el Comité de Dirección, y en Sistemas y Procedimientos operados por personal idóneo. Dicho Sistema de Control Interno está diseñado para garantizar el logro de los objetivos de la Sociedad, asegurando la eficacia y eficiencia de las operaciones, la confiabilidad de la información y el cumplimiento de las leyes, reglamentos y políticas en general. Asimismo, los riesgos son luego expuestos y analizados en el ámbito del Comité de Auditoría en cumplimiento de su Plan de Actuación Anual, haciéndose hincapié especialmente en: (a) cuestiones regulatorias que puedan tener un impacto material en la Compañía, (b) las políticas de seguros y coberturas de riesgos asegurables, (c) la asignación de las responsabilidades en cuestiones ambientales y remediación, (d) cuestiones de las que pueden derivar interpretaciones controvertidas, y que puedan tener un impacto material en la Compañía y (e) la actualización de las políticas vinculadas con riesgos cambiarios y su aplicación. III.2 Existe un Comité de Gestión de Riesgos en el seno del Órgano de Administración o de la Gerencia General. Informar sobre la existencia de manuales de procedimientos y detallar los principales factores de riesgos que son específicos para la Emisora o su actividad y las acciones de mitigación implementadas. De no contar con dicho Comité, corresponderá describir el papel de supervisión desempeñado por el Comité de Auditoría en referencia a la gestión de riesgos. Asimismo, especificar el grado de interacción entre el Órgano de Administración o de sus Comités con la Gerencia General de la Emisora en materia de gestión integral de riesgos empresariales. Cumplimiento: Parcial Aplica lo mencionado en la Recomendación III.1. III.3 Hay una función independiente dentro de la Gerencia General de la Emisora que implementa las políticas de gestión integral de riesgos (función de Oficial de Gestión de Riesgo o equivalente). Especificar. Cumplimiento: Incumplimiento No existe una función independiente de Oficial de Gestión de Riesgo o equivalente. La Sociedad analizará la posibilidad de crear dicha función en el futuro. III.4 Las políticas de gestión integral de riesgos son actualizadas permanentemente conforme a las recomendaciones y metodologías reconocidas en la materia. Indicar cuáles. Cumplimiento: Parcial Tal como se mencionó anteriormente (ver II.1.1.8), desde el ejercicio 2006 la Sociedad evalúa la eficacia de su ambiente de Control Interno, haciendo foco en los reportes financieros, bajo la metodología integrada que fue emitida por el Commitee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (COSO) y, basado en dicha evaluación y estos criterios, ha concluido que resulta efectivo. III.5 El Órgano de Administración comunica sobre los resultados de la supervisión de la gestión de riesgos realizada conjuntamente con la Gerencia General en los Estados Financieros y en la Memoria anual. Especificar los principales puntos de las exposiciones realizadas. Cumplimiento: Total


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En la nota “Gestión de riesgos financieros y del capital” de los Estados Financieros de la Sociedad se expone información relativa a: los objetivos y políticas de gestión de riesgos, riesgos de precio de commodities, riesgos asociados a tipos de cambio, a tasa de interés, riesgo de liquidez, riesgo de crédito, gestión de capital, instrumentos financieros por categorías, valor razonable de los instrumentos financieros, y valor razonable por jerarquía. PRINCIPIO IV: SALVAGUARDAR LA INTEGRIDAD DE LA INFORMACION FINANCIERA CON AUDITORÍAS INDEPENDIENTES Recomendación IV: Garantizar la independencia y transparencia de las funciones que le son encomendadas al Comité de Auditoría y al Auditor Externo. IV.1 El Órgano de Administración al elegir a los integrantes del Comité de Auditoría teniendo en cuenta que la mayoría debe revestir el carácter de independiente, evalúa la conveniencia de que sea presidido por un miembro independiente. Cumplimiento: Total De conformidad con lo previsto en la LMC, las sociedades que efectúan oferta pública de sus títulos y acciones deben constituir un Comité de Auditoría que funcione en forma colegiada con tres (3) o más miembros del Directorio, con mayoría de Directores Independientes. En virtud de esto, el Directorio de la Sociedad aprobó con fecha 21 de mayo de 2003 el proceso de implementación requerido por la Resolución General N° 400/02 de la CNV. En cumplimiento de dicha normativa, la Asamblea General Ordinaria de Accionistas celebrada el 19 de marzo de 2004 dispuso, entre otras medidas, la incorporación al Estatuto de la Sociedad de un artículo que detalla la composición y el funcionamiento del Comité de Auditoría. Asimismo, con fecha 7 de mayo de 2004, el Comité de Auditoría de la Sociedad aprobó su Reglamento Interno. Cada año, el Comité de Auditoría aprueba el Plan de Actuación correspondiente al ejercicio en curso. El Directorio en su conjunto es el que propone los integrantes del Comité de Auditoría, según lo dispuesto por el artículo 109 de la LMC, las Normas y el artículo 9 bis del Estatuto Social. Tal como fuera mencionado en la recomendación II.4.2, el Comité de Auditoría está actualmente compuesto por tres (3) miembros titulares y dos miembros suplentes, revistiendo todos ellos el carácter de independientes. Se destaca que el Directorio, al momento de seleccionar quien presida el Comité, prioriza como pauta de designación la figura del Experto Financiero, por la afinidad entre su calificación y las funciones del Comité. IV.2 Existe una función de auditoría interna que reporta al Comité de Auditoría o al Presidente del Órgano de Administración y que es responsable de la evaluación del sistema de control interno. Indicar si el Comité de Auditoría o el Órgano de Administración hace una evaluación anual sobre el desempeño del área de auditoría interna y el grado de independencia de su labor profesional, entendiéndose por tal que los profesionales a cargo de tal función son independientes de las restantes áreas operativas y además cumplen con requisitos de independencia respecto a los accionistas de control o entidades relacionadas que ejerzan influencia significativa en la Emisora. Especificar, asimismo, si la función de auditoría interna realiza su trabajo de acuerdo a las normas internacionales para el ejercicio profesional de la auditoría interna emitidas por el Institute of Internal Auditors (IIA). Cumplimiento: Total La Compañía cuenta con un área de Auditoría Interna que reporta al Comité de Auditoria y es responsable de la evaluación del control interno. Anualmente, el Comité de Auditoria evalúa el desempeño de ésta área y su grado de independencia. Todos los trabajos son desempeñados de acuerdo a estándares internacionales. Se destaca que en el ejercicio 2013 se obtuvo la Certificación Internacional de Calidad de Auditoría Interna (Quality Assurance) referente al cumplimiento de las mejores prácticas internacionales de Auditoría Interna. Dicho certificado fue emitido por el Instituto Argentino de Auditores Internos de Argentina, miembro del Institute of Internal Auditors, el cual certificó el cumplimiento de la Compañía cumple con los más altos estándares internacionales sobre la materia. IV.3 Los integrantes del Comité de Auditoría hacen una evaluación anual de la idoneidad, independencia y desempeño de los Auditores Externos, designados por la Asamblea de Accionistas. Describir los aspectos relevantes de los procedimientos empleados para realizar la evaluación. Cumplimiento: Total


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El Comité de Auditoría se reúne trimestralmente con los Auditores Externos a fin de que estos les presenten los resultados de su trabajo sobre los Estados Financieros de la Sociedad. Anualmente, los miembros del Comité evalúan su desempeño, así como también la independencia de los auditores y efectúan las consultas sobre los aspectos que consideren relevantes. Se destaca que, cada vez que el Directorio efectúa una propuesta acerca de la designación de los Auditores Externos para ser elevada a la Asamblea de Accionistas, el Comité de Auditoría emite un Informe sobre la misma, de acuerdo con lo establecido en la normativa vigente. Adicionalmente, como apartado dentro de su Informe Anual de Gestión, el Comité de Auditoría informa si ha tomado conocimiento de alguna cuestión de relevancia que deba mencionar en relación con los Auditores Externos designados por la Asamblea para el ejercicio con respecto a la independencia en la actuación de los mismos, y opina acerca del planeamiento y desempeño de la auditoría externa en el ejercicio. IV.4 La Emisora cuenta con una política referida a la rotación de los miembros de la Comisión Fiscalizadora y/o del Auditor Externo; y a propósito del último, si la rotación incluye a la firma de auditoría externa o únicamente a los sujetos físicos. Cumplimiento: Parcial Con respecto a la rotación de los miembros de la Comisión Fiscalizadora, el artículo 12 del Estatuto Social establece que los mismos duran un año en sus funciones, sin perjuicio de su reelección. En relación a la rotación de los Auditores Externos, la Sociedad cumple con lo dispuesto por las Normas. Es de destacar que en la última década la Sociedad ha rotado en tres oportunidades la firma de Auditores Externos. PRINCIPIO V: RESPETAR LOS DERECHOS DE LOS ACCIONISTAS Recomendación V.1: Asegurar que los accionistas tengan acceso a la información de la Emisora. V.1.1 El Órgano de Administración promueve reuniones informativas periódicas con los accionistas coincidiendo con la presentación de los estados financieros intermedios. Explicitar indicando la cantidad y frecuencia de las reuniones realizadas en el transcurso del año. Cumplimiento: Total La Sociedad cumple con los regímenes informativos periódicos establecidos por las Normas y el Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires (“BCBA”). A través de esos medios hace pública toda la información que se considera relevante sobre la Sociedad para que sus Accionistas se encuentren informados. Independientemente de la información que debe ser hecha pública a la BCBA y la CNV en el marco de requerimientos informativos y legales, la Compañía divulga toda la información que considera relevante directamente a los Accionistas en forma transparente y precisa. Complementariamente, la Sociedad cuenta con un área especializada de atención a sus inversores (Gerencia de Relación con Inversores), la cual mantiene contactos frecuentes con los Accionistas a los efectos de informar acerca de los Estados Financieros y de la evolución de los segmentos de negocios de la Compañía, estando a disposición de los Accionistas de forma permanente ante la ocurrencia de cualquier hecho relevante. V.1.2 La Emisora cuenta con mecanismos de información a inversores y con un área especializada para la atención de sus consultas. Adicionalmente cuenta con un sitio web que puedan acceder los accionistas y otros inversores, y que permita un canal de acceso para que puedan establecer contacto entre sí. Detallar. Cumplimiento: Total Tal como fuera mencionado en la Recomendación V.1.1, la Sociedad cumple con los regímenes informativos periódicos establecidos por las Normas y el Reglamento de la BCBA. A través de esos medios hace pública toda la información que se considera relevante sobre la Sociedad para que sus Accionistas se encuentren informados. A su vez, la Sociedad cuenta actualmente con una Gerencia de Relación con Inversores, que se encarga de responder inquietudes y consultas de los Accionistas. Asimismo, con periodicidad trimestral, la Sociedad emite comunicados de prensa, en los cuales informa los resultados de su gestión, entre otros, para conocimiento de los Accionistas en general, órganos sociales y autoridad de control. Por otro lado, la Compañía cuenta con un sitio web (www.petrobras.com.ar) que incluye una sección, que es actualizada periódicamente (“Para Inversores”), dedicada exclusivamente a los inversores. Para más información sobre la página web ver la Recomendación VI.1.


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Recomendación V.2: Promover la participación activa de todos los accionistas. V.2.1 El Órgano de Administración adopta medidas para promover la participación de todos los accionistas en las Asambleas Generales de Accionistas. Explicitar, diferenciando las medidas exigidas por ley de las ofrecidas voluntariamente por la Emisora a sus accionistas. Cumplimiento: Total El Directorio realiza todas las medidas requeridas legalmente para promover la asistencia y participación de todos los Accionistas en las Asambleas Generales, a fin de asegurar el ejercicio de sus derechos. V.2.2 La Asamblea General de Accionistas cuenta con un Reglamento para su funcionamiento que asegura que la información esté disponible para los accionistas, con suficiente antelación para la toma de decisiones. Describir los principales lineamientos del mismo. Cumplimiento: Incumplimiento La Sociedad no considera necesario un reglamento que regule el funcionamiento de las Asambleas, dado que cumple íntegramente con los requisitos legales establecidos para su celebración. Asimismo, pone a disposición de los Accionistas toda la información exigida legalmente en los plazos establecidos. V.2.3 Resultan aplicables los mecanismos implementados por la Emisora a fin que los accionistas minoritarios propongan asuntos para debatir en la Asamblea General de Accionistas de conformidad con lo previsto en la normativa vigente. Explicitar los resultados. Cumplimiento: Total No existe ningún impedimento estatutario ni fáctico para que los Accionistas minoritarios propongan asuntos para debatir en Asambleas. Sin embargo, a la fecha, ningún Accionista minoritario ha propuesto temas a debatir conforme lo establece la normativa vigente. V.2.4 La Emisora cuenta con políticas de estímulo a la participación de accionistas de mayor relevancia, tales como los inversores institucionales. Especificar. Cumplimiento: Incumplimiento La Sociedad entiende que no es necesario contar con políticas adicionales de estímulo de participación de Accionistas de mayor relevancia, en razón de que cumple todas las medidas legalmente requeridas a fin de convocar a todos los accionistas por igual, conforme lo mencionado en la Recomendación V.2.1. V.2.5 En las Asambleas de Accionistas donde se proponen designaciones de miembros del Órgano de Administración se dan a conocer, con carácter previo a la votación: (i) la postura de cada uno de los candidatos respecto de la adopción o no de un Código de Gobierno Societario; y (ii) los fundamentos de dicha postura. Cumplimiento: Incumplimiento Actualmente, la Sociedad no da a conocer, con carácter previo, la postura de cada candidato con respecto a la adopción de un Código de Gobierno Societario. Se analizará la posibilidad de incorporar dicha recomendación en el futuro. Recomendación V.3: Garantizar el principio de igualdad entre acción y voto. La Emisora cuenta con una política que promueva el principio de igualdad entre acción y voto. Indicar cómo ha ido cambiando la composición de acciones en circulación por clase en los últimos tres años. Cumplimiento: Total La Sociedad promueve la igualdad entre acción y voto conforme lo dispuesto por el artículo 5º de su Estatuto Social, donde se establece que todas las acciones de la Compañía son ordinarias, pertenecientes a la clase “B” con derecho a un voto por acción y de valor nominal un peso (v/n $1) cada una. Se destaca que, si bien el Estatuto Social contempla la posibilidad de emitir acciones preferidas, con o sin derecho a voto, al día de la fecha no se ha hecho uso de esa opción. No ha habido cambios en la composición de acciones en circulación por clase durante los últimos tres años.


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Recomendación V.4: Establecer mecanismos de protección de todos los accionistas frente a las tomas de control. La Emisora adhiere al régimen de oferta pública de adquisición obligatoria. Caso contrario, explicitar si existen otros mecanismos alternativos, previstos estatutariamente, como el tag along u otros. Cumplimiento: Total La Sociedad, mediante la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria del 8 de julio de 2003, ha decidido no adherir al Régimen Estatutario Optativo de Oferta Pública de Adquisición Obligatoria (artículo 17 del Estatuto Social), dada la inexistencia de antecedentes, y que su falta de adhesión no inhibe su ejercicio voluntario así como tampoco su adhesión futura. Tampoco existen otros mecanismos alternativos previstos estatutariamente debido a que su no incorporación en el estatuto no impide su ejercicio en el futuro. Independientemente de lo expuesto, de acuerdo con lo establecido en el artículo 90 de la LMC, el Régimen de Oferta Pública de Adquisición Obligatoria comprende a todas las sociedades listadas, incluso aquellas que bajo el régimen anterior hubieren optado por excluir su aplicación, como es el caso de PESA de acuerdo a lo mencionado anteriormente. Recomendación V.5: Incrementar el porcentaje acciones en circulación sobre el capital. La Emisora cuenta con una dispersión accionaria de al menos 20 por ciento para sus acciones ordinarias. Caso contrario, la Emisora cuenta con una política para aumentar su dispersión accionaria en el mercado. Indicar cuál es el porcentaje de la dispersión accionaria como porcentaje del capital social de la Emisora y cómo ha variado en el transcurso de los últimos tres años. Cumplimiento: Total Actualmente, el Accionista mayoritario participa en el 67,2% del capital social, estando el porcentaje restante cotizando en la BCBA y la Bolsa de Nueva York. Se destaca que la estructura del capital social no se ha modificado sustancialmente durante los últimos tres (3) años. Recomendación V.6: Asegurar que haya una política de dividendos transparente. V.6.1 La Emisora cuenta con una política de distribución de dividendos prevista en el Estatuto Social y aprobada por la Asamblea de Accionistas en las que se establece las condiciones para distribuir dividendos en efectivo o acciones. De existir la misma, indicar criterios, frecuencia y condiciones que deben cumplirse para el pago de dividendos. Cumplimiento: Parcial La declaración, monto y oportunidad de pago de dividendos a los Accionistas están sujetos a la aprobación de la Asamblea General Ordinaria de Accionistas. Anualmente, el Directorio evalúa la factibilidad de realizar una propuesta de distribución sobre el destino de los resultados acumulados a la Asamblea General Ordinaria de Accionistas considerando las disposiciones estatutarias, así como también otros aspectos, entre los que se incluyen los resultados de las operaciones, los requerimientos futuros de capital, y las condiciones financieras y de disponibilidad de fondos. Adicionalmente, la Sociedad explicita su política de dividendos a modo de apartado en la Memoria Anual, del que este Código forma parte a modo de Anexo. Dicha política describe el mecanismo empleado para efectuar la propuesta. V.6.2 La Emisora cuenta con procesos documentados para la elaboración de la propuesta de destino de resultados acumulados de la Emisora que deriven en constitución de reservas legales, estatutarias, voluntarias, pase a nuevo ejercicio y/o pago de dividendos. Explicitar dichos procesos y detallar en que Acta de Asamblea General de Accionistas fue aprobada la distribución (en efectivo o acciones) o no de dividendos, de no estar previsto en el Estatuto Social. Cumplimiento: Total La Gerencia, habiendo evaluado las exigencias legales y las condiciones financieras y de negocio de la Sociedad, elabora y presenta al Directorio una propuesta de de destino de los resultados, que se explicita en la Memoria Anual aprobada por el Órgano de Administración. Con posterioridad, la Asamblea de Accionistas delibera y decide finalmente el destino de los resultados.


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En la Asamblea de Accionistas celebrada el 19 de marzo de 2015 (Acta N° 2518), se aprobó: (a) con relación a las utilidades acumuladas al 31 de diciembre de 2014, destinar a (i) la cuenta de "Reserva Legal" la suma de $22.906.731; y (ii) la cuenta "Reserva Facultativa para Futuras Inversiones" la suma de $435.227.887; y (b) con relación a los saldos acumulados a dicha fecha se resolvió (i) desafectar de la cuenta "Reserva Facultativa para Futuras Inversiones la suma de $3.853.354.000; (ii) destinar $3.716.354.000 a integrar nuevamente el saldo de la mencionada reserva, por lo que, sumado al destino de las utilidades acumuladas al 31 de diciembre de 2014 de $435.227.887, su saldo resultó en un importe de $5.730.643.696; y (iii) destinar $137.000.000 a la "Reserva para Futuros Dividendos", por lo que su saldo resultó en un importe de $1.296.161.111. Respecto de la "Reserva para Futuros Dividendos", se resolvió facultar al Directorio para determinar la cuantía y oportunidad de su distribución hasta la fecha de la Asamblea Ordinaria de Accionistas que trate el ejercicio que cierre el 31 de diciembre de 2015. PRINCIPIO VI: MANTENER UN VÍNCULO DIRECTO Y RESPONSABLE CON LA COMUNIDAD Recomendación VI: Suministrar a la comunidad la revelación de las cuestiones relativas a la Emisora y un canal de comunicación directo con la empresa. VI.1 La Emisora cuenta con un sitio web de acceso público, actualizado, que no solo suministre información relevante de la empresa (Estatuto Social, grupo económico, composición del Órgano de Administración, estados financieros, Memoria anual, entre otros) sino que también recoja inquietudes de usuarios en general. Cumplimiento: Total La Sociedad cuenta con un sitio web (www.petrobras.com.ar) de libre acceso, que brinda información actualizada, suficiente y diferenciada para que sus públicos de interés, ya sean accionistas, potenciales inversores, clientes o público en general, puedan acceder fácilmente a la información allí dispuesta. Adicionalmente, este sitio otorga la posibilidad de que todos los usuarios expresen sus inquietudes y/o comentarios de diversa índole a través de la Central de Contactos, los que son tenidos en cuenta y analizados por la Sociedad. La Compañía garantiza que la información transmitida por medios electrónicos responde a los más altos estándares de confidencialidad e integridad y propenden a la conservación y registro de la información. VI.2 La Emisora emite un Balance de Responsabilidad Social y Ambiental con frecuencia anual, con una verificación de un Auditor Externo independiente. De existir, indicar el alcance o cobertura jurídica o geográfica del mismo y dónde está disponible. Especificar que normas o iniciativas han adoptado para llevar a cabo su política de responsabilidad social empresaria (Global Reporting Iniciative y/o el Pacto Global de Naciones Unidas, ISO 26.000, SA8000, Objetivos de Desarrollo del Milenio, SGE 21-Foretica, AA 1000, Principios de Ecuador, entre otras) Cumplimiento: Parcial La Sociedad realiza un Informe Social y Ambiental anual desde el ejercicio 2010, el cual es aprobado e impulsado por la Gerencia. El mismo se encuentra disponible en el sitio web de PESA (www.petrobras.com.ar - Responsabilidad Social y Ambiental) e incluye los resultados de la gestión del negocio y la relación con sus grupos de interés en la Argentina. El informe se basa en el Pacto Global de Naciones Unidas, al cual la Sociedad es adherente, encontrándose estructurado según sus principios. Diferentes áreas de la Compañía forman parte del grupo operativo que tiene como objetivo la identificación y análisis de información material para los grupos de interés, así como el relevamiento de los resultados cualitativos y cuantitativos del ciclo cubierto en el informe. Por el momento el mismo no se encuentra auditado externamente, cuestión que podrá ser evaluada en un futuro por la Sociedad.


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PRINCIPIO VII: REMUNERAR DE FORMA JUSTA Y RESPONSABLE Recomendación VII: Establecer claras políticas de remuneración de los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea, con especial atención a la consagración de limitaciones convencionales o estatutarias en función de la existencia o inexistencia de ganancias. VII.1 La Emisora cuenta con un Comité de Remuneraciones: Cumplimiento: Total La Sociedad cuenta con un Comité de Remuneraciones, creado por el Directorio en su reunión del 6 de octubre de 2006. VII.1.1 integrado por al menos tres miembros del Órgano de Administración, en su mayoría independientes, Cumplimiento: Parcial El Comité de Remuneraciones está integrado por tres (3) Directores titulares, quienes son designados por el Directorio de entre sus miembros. Como mínimo uno de sus integrantes debe ser independiente. Actualmente, sólo uno de sus miembros es independiente. VII.1.2 presidido por un miembro independiente del Órgano de Administración, Cumplimiento: Total Actualmente, el Comité de Remuneraciones es presidido por el miembro independiente. VII.1.3 que cuenta con miembros que acreditan suficiente idoneidad y experiencia en temas de políticas de recursos humanos, Cumplimiento: Total Los miembros del Comité de Remuneraciones cuentan con la suficiente idoneidad y experiencia en temas relativos a los Recursos Humanos para desempeñar su función. Asimismo, el Comité cuenta para un mejor desempeño de sus tareas con el asesoramiento del Gerente de Recursos Humanos de la Compañía. VII.1.4 que se reúna al menos dos veces por año. Cumplimiento: Total El Comité de Remuneraciones se reúne al menos semestralmente, ya que con esta frecuencia debe reportar al Directorio los resultados alcanzados en el desempeño de sus atribuciones. VII.1.5 cuyas decisiones no son necesariamente vinculantes para la Asamblea General de Accionistas ni para el Consejo de Vigilancia sino de carácter consultivo en lo que hace a la remuneración de los miembros del Órgano de Administración. Cumplimiento: Total La función básica del Comité es asistir al Directorio en el cumplimiento de sus responsabilidades de orientación y dirección superior de la Compañía, con relación a las cuestiones de remuneración. Por lo tanto, al tener una función principalmente de asistencia, sus decisiones no son vinculantes. VII.2 En caso de contar con un Comité de Remuneraciones, el mismo: VII.2.1 asegura que exista una clara relación entre el desempeño del personal clave y su remuneración fija y variable, teniendo en cuenta los riesgos asumidos y su administración, Cumplimiento: Total El Comité de Remuneraciones tiene, entre sus atribuciones, la de proponer al Directorio las metas de desempeño del Personal, incluyendo remuneración variable y otros incentivos, según corresponda.


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VII.2.2 supervisa que la porción variable de la remuneración de miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea se vincule con el rendimiento a mediano y/o largo plazo de la Emisora, Cumplimiento: Total Complementando lo indicado en VII.2.1, el Comité de Remuneraciones supervisa la administración de las remuneraciones variables y su relación con el rendimiento de la Compañía. VII.2.3 revisa la posición competitiva de las políticas y prácticas de la Emisora con respecto a remuneraciones y beneficios de empresas comparables, y recomienda o no cambios, Cumplimiento: Total El Comité de Remuneraciones revisa la posición competitiva de las políticas y prácticas de la Sociedad con respecto a las remuneraciones y beneficios de empresas comparables. VII.2.4 define y comunica la política de retención, promoción, despido y suspensión de personal clave, Cumplimiento: Total Entre las atribuciones asignadas al Comité de Remuneraciones se encuentra la de evaluar la eficacia del proceso de retención de talentos y despidos de personal clave. VII.2.5 informa las pautas para determinar los planes de retiro de los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea de la Emisora, Cumplimiento: Incumplimiento No se encuentran dentro de las funciones del Comité de Remuneraciones informar acerca de las pautas para determinar los planes de retiro de los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea. Se evaluará a futuro la posibilidad de su inclusión dentro de las funciones del Comité de Remuneraciones. VII.2.6 da cuenta regularmente al Órgano de Administración y a la Asamblea de Accionistas sobre las acciones emprendidas y los temas analizados en sus reuniones, Cumplimiento: Parcial El Comité de Remuneraciones es un órgano permanente e interno del Directorio que reporta a éste al menos en forma semestral. VII.2.7 garantiza la presencia del Presidente del Comité de Remuneraciones en la Asamblea General de Accionistas que aprueba las remuneraciones al Órgano de Administración para que explique la política de la Emisora, con respecto a la retribución de los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea. Cumplimiento: Total El Presidente del Comité de Remuneraciones, en su carácter de Director Titular, asiste a la Asamblea Anual de Accionistas, que es el ámbito donde se aprueban las retribuciones asignadas al Directorio, comprensivas de los honorarios por la gestión, sueldos y otras remuneraciones por el desempeño de funciones técnico-administrativas. En este ámbito, el Presidente del Comité de Remuneraciones se encuentra a disposición de los Accionistas para responder inquietudes sobre la marcha general de la Sociedad, incluyendo temas relativos a remuneraciones. Asimismo, asiste a la Asamblea Anual de Accionistas el Gerente de Recursos Humanos, a fin de brindar soporte en la materia. VII.3 De considerar relevante mencionar las políticas aplicadas por el Comité de Remuneraciones de la Emisora que no han sido mencionadas en el punto anterior. No existen políticas que no hayan sido mencionadas que se considere relevante mencionar. VII.4 En caso de no contar con un Comité de Remuneraciones, explicar como las funciones descriptas en VII. 2 son realizadas dentro del seno del propio Órgano de Administración. Debido a que la Sociedad cuenta con un Comité de Remuneraciones, este punto no resulta aplicable.


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PRINCIPIO VIII: FOMENTAR LA ÉTICA EMPRESARIAL Recomendación VIII: Garantizar comportamientos éticos en la Emisora. VIII.1 La Emisora cuenta con un Código de Conducta Empresaria. Indicar principales lineamientos y si es de conocimiento para todo público. Dicho Código es firmado por al menos los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea. Señalar si se fomenta su aplicación a proveedores y clientes. Cumplimiento: Total La Sociedad cuenta con un Código de Conducta y Ética Empresarial que establece los lineamientos y estándares de integridad y transparencia a los que deben ajustarse cada empleado de la Compañía, independientemente del cargo o función que ocupe, como también de quienes se encuentren desarrollando tareas con la Compañía por un tiempo determinado o trabajo específico. En este sentido, es firmado por todos los empleados de la organización, incluyendo a los gerentes de primera línea. El sustento del Código de Conducta y Ética Empresarial está en la honestidad, la dignidad, el respeto, la lealtad, la dedicación, la eficacia, la transparencia y la conciencia para orientar los comportamientos de las personas a las que se aplica. De esta manera, se busca atender niveles crecientes de competitividad, rentabilidad y responsabilidad social, comprendiendo esta última la valorización de sus empleados, la salud, la seguridad, el medio ambiente y la contribución a las regiones en donde opera sus negocios. El Código de Conducta y Ética Empresarial está disponible en el sitio web de la Sociedad. VIII.2 La Emisora cuenta con mecanismos para recibir denuncias de toda conducta ilícita o anti ética, en forma personal o por medios electrónicos garantizando que la información transmitida responda a altos estándares de confidencialidad e integridad, como de registro y conservación de la información. Indicar si el servicio de recepción y evaluación de denuncias es prestado por personal de la Emisora o por profesionales externos e independientes para una mayor protección hacia los denunciantes. Cumplimiento: Total La Sociedad dispone de la Oficina del Ombudsman como canal independiente para la recepción de denuncias sobre las irregularidades y conflicto de intereses en el cumplimiento de su Código de Ética y sus normas y políticas en un espacio de confidencialidad, seriedad y respeto. La Oficina del Ombudsman cuenta con un sistema denominado “Reporte de Irregularidades y Conflictos de Intereses”, que permite encauzar las denuncias a través de un canal electrónico, además de otros mecanismos de contacto directo y personal, tales como: entrevista, correo postal, teléfono o correo electrónico. La oficina garantiza el manejo confidencial e integral de la información, tanto para su derivación, tratamiento y resolución, como para el registro y conservación de la misma. El servicio de recepción y evaluación de las denuncias está circunscripto exclusivamente a la Oficina del Ombudsman que está integrada por personal de la Sociedad. La Oficina del Ombudsman depende en forma directa del Comité de Auditoría y es un área independiente de la autoridad máxima de la Sociedad. VIII.3 La Emisora cuenta con políticas, procesos y sistemas para la gestión y resolución de las denuncias mencionadas en el punto VIII.2. Hacer una descripción de los aspectos más relevantes de las mismas e indicar el grado de involucramiento del Comité de Auditoría en dichas resoluciones, en particular en aquellas denuncias asociadas a temas de control interno para reporte contable y sobre conductas de miembros del Órgano de Administración y gerentes de la primera línea. Cumplimiento: Total La Oficina del Ombudsman cuenta con políticas de procesos y sistemas para la gestión y resolución de las denuncias mencionadas en el punto anterior. Los mismos respetan los siguientes principios básicos: (i) Integridad: actuando en forma independiente e imparcial; (ii) Confidencialidad: preservando la privacidad y el respeto hacia las personas, la información y los documentos originados por el tema en revisión; (iii) Igualdad: promoviendo la inclusión y acceso al sistema de denuncias para todas las personas; y (iv) Cooperación: promoviendo la colaboración, empatía y participación para la solución de diferencias o puntos de vista no coincidentes.


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Asimismo, estas políticas persiguen la correcta derivación a los niveles con atribuciones para la investigación y la toma de decisiones, con garantías de que se hayan agotado todos los recursos para acceder a la solución más justa y adecuada. Respecto al involucramiento del Comité de Auditoría, es de resaltar que le son enviados reportes periódicos respecto a la información relacionada con las cuestiones en investigación, especialmente aquellas sobre temas contables, de auditoría y de control interno, y las relacionadas con conflictos de intereses que sean considerados relevantes, que involucren a los auditores externos, la administración de la Compañía y el accionista controlante. El Comité puede dar tratamiento a estas denuncias, contando con el apoyo de la Oficina del Ombudsman para la realización de análisis e investigaciones, pudiendo requerir apoyo de asesores externos. El Experto Financiero tiene completo e ilimitado acceso para consulta al “Sistema de Reporte de Irregularidades y Conflictos de Intereses” administrado por la Oficina del Ombudsman. Asimismo, el Ombudsman se reúne con el Comité al menos una vez al año, para presentar todas las denuncias recibidas junto a diversos informes estadísticos y las conclusiones de las mismas. PRINCIPIO IX: PROFUNDIZAR EL ALCANCE DEL CÓDIGO Recomendación IX: Fomentar la inclusión de las previsiones que hacen a las buenas prácticas de buen gobierno en el Estatuto Social. Cumplimiento: Total El Estatuto Social se adecua a los requerimientos de la LGS y a las Normas y al Reglamento de Cotización de la BCBA e incluye disposiciones sobre la integración y funcionamiento del Directorio, Comité de Auditoría y Comisión Fiscalizadora. Asimismo, contiene ciertas previsiones del Código de Gobierno Societario, en particular las relacionadas a evitar conflictos de intereses en el voto de los Directores, y no incluye ninguna disposición que impida que las recomendaciones no incluidas específicamente se cumplan. No obstante esto, el Directorio podrá en el futuro considerar la conveniencia y oportunidad de la inclusión de otras previsiones que hacen al buen gobierno corporativo.


Estados financieros

consolidados e individuales

al 31 de diciembre de 2015

(presentados en forma comparativa con 2014 y 2013)

ESTADOS FINANCIEROS al 31 de diciembre de 2015

MEMORIA ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS ESTADOS DE RESULTADOS ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INFORME DE LOS AUDITORES SOBRE ESTADOS FINANCIEROS ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES ESTADOS DE RESULTADOS ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INFORME DE LOS AUDITORES SOBRE ESTADOS FINANCIEROS INFORME DE LA COMISIÓN FISCALIZADORA


Estados financieros consolidados

al 31 de diciembre de 2015


Estados Financieros Consolidados 1

Estados de Resultados 2

Estados de Resultados integrales 3

Estados de Situación Financiera 4

Estados de Cambios en el Patrimonio 5

Estados de Flujo de Efectivo 6

Notas a los Estados Financieros 7

1. Información general 7

2. Bases de preparación 7

3. Juicios contables críticos y fuentes clave para la estimación de las incertidumbres 25

4. Gestión de riesgos financieros y del capital 27

5. Información por segmentos 38

6. Costo de Ventas 44

7. Gastos de administración y comercialización 45

8. Gastos de exploración 45

9. Otros resultados operativos 45

10. Resultados financieros 46

11. Impuesto a las ganancias e impuesto diferido 46

12. Ganancia por acción 49

13. Efectivo y equivalentes de efectivo 49

14. Créditos por ventas 50

15. Otros créditos 50

16. Inventarios 50

17. Inversiones en sociedades relacionadas 51

18. Otras inversiones 59

19. Propiedad, planta y equipos 60

20. Prestamos 61

21. Deudas fiscales 63

22. Provisiones y pasivos contingentes 64

23. Beneficios sociales y otros beneficios para el personal 66

24. Capital social 69

25. Reservas 69

26. Resultados no asignados 69

27. Otras resultados integrales 69

28. Operaciones con partes relacionadas 70

29. Operaciones en consorcios hidrocarburíferos 73

30. Operaciones en Ecuador 78

31. Aportes para financiar obras en el sector energético en la Argentina 79

32. Avales, fianzas y garantías otorgadas 82

33. Resolución General N° 629/2014 – Guarda de documentación 83

34. Hechos posteriores 83

35. Información requerida por el Art. 64 LSC 83

36. Reservas petroleras y gasíferas 84

Informe de los Auditores sobre Estados Financieros

PETROBRAS ARGENTINA S.A. | Estados Financieros Consolidados




Dr. Miguel A. Urus Contador Público (UBA)

C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246 Lic. en Administración

C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223

Juan C. Cincotta Por Comisión Fiscalizadora Contador Público (UBA) CPCECABA Tº45 Fº 71


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Maipú 1 - Piso 22 – Ciudad Autónoma de Buenos Aires

República Argentina

EJERCICIO ECONÓMICO Nº 70

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

Al 31 de diciembre de 2015

Actividad principal de la Sociedad: Estudio, exploración y explotación de pozos hidrocarburíferos, el desarrollo de actividades mineras, la industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos y sus derivados, la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Fecha de inscripción en el Registro Público de Comercio: - Del estatuto: 7 de noviembre de 1947. - De la última modificación del estatuto: 28 de mayo de 2010. Fecha en que se cumple el plazo de duración de la Sociedad: 18 de junio de 2046. Sociedad controlante: Petrobras Participaciones S.L. (a) Actividad principal de la sociedad controlante: Inversora y financiera. Participación de la sociedad controlante en el capital social y en los votos: 67,2% (a)

COMPOSICIÓN DEL CAPITAL (b)

- Expresado en pesos -

a) Ver Nota 1.3 b) Ver Nota 24







C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223



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ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2015, 2014 Y 2013 (Expresados en millones de pesos)

Las notas 1 a 36 son partes integrante de y deben leerse juntamente con estos estados.







C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223



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ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2015, 2014 Y 2013 (Expresados en millones de pesos)








C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223



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ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2015, 2014 Y 2013 (Expresados en millones de pesos)








C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223



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ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO CONSOLIDADO POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2015, 2014 Y 2013 (Expresados en millones de pesos)

(a) Saldos por combinaciones de negocios de sociedades bajo control común (Nota 2.6.8 ). (b) Nota 27. (c) Nota 17.7. (d) Según lo dispuesto por la Asamblea General Ordinaria del 21 de marzo de 2013 (e) Según lo dispuesto por la Asamblea General Ordinaria del 27 de marzo de 2014. (f) Según lo dispuesto por la Asamblea General Ordinaria del 19 de marzo de 2015. Las notas 1 a 36 son partes integrante de y deben leerse juntamente con estos estados.







C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223



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ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2015, 2014 Y 2013 (Expresados en millones de pesos)






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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2015, 2014 y 2013

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

1. Información general

1.1 La Sociedad Petrobras Argentina es una sociedad anónima cuya sede social se encuentra localizada en Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina. Las acciones de Petrobras Argentina cotizan en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires. Las ADS, cada una representando 10 acciones ordinarias Clase B de Petrobras Argentina, cotizan en el NYSE. La Sociedad no está adherida al Régimen estatutario optativo de oferta pública de adquisición obligatoria.

1.2 Los negocios Los negocios de Petrobras Argentina se concentran principalmente en el sector energético, específicamente en la exploración y producción de petróleo y gas, refinación y distribución, petroquímica, electricidad y comercialización y transporte de hidrocarburos. El ejercicio social de la Sociedad cierra el 31 de diciembre de cada año. Petrobras Argentina junto con sus subsidiarias son referidas en estos estados financieros como “la Sociedad” o “el Grupo”. Los presentes estados financieros consolidados (en adelante “estados financieros”), han sido aprobados para su emisión por el Directorio el 3 de marzo de 2016.

1.3 Grupo de Control

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

2. Bases de preparación

2.1. Declaración de cumplimiento Los presentes estados financieros han sido preparados de acuerdo con las NIIF, emitidas por el IASB. 2.2. Resumen de las principales políticas contables A continuación se describen las principales políticas contables adoptadas en la preparación de los presentes estados financieros, las cuales se han aplicado de manera uniforme en estos estados financieros. Las políticas contables han sido aplicadas consistentemente para las entidades del Grupo. A los efectos de la presentación comparativa, se efectuaron modificaciones necesarias sobre los estados financieros de ejercicios anteriores para exponerlos sobre bases uniformes.





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2.2.1. Nuevas normas contables e interpretaciones emitidas por el IASB que son de aplicación efectiva al 31 de diciembre de 2015 y han sido adoptadas por la Sociedad Mejoras anuales a las NIIF - Ciclos 2010-2012 y 2011-2013 La aplicación por parte de la Sociedad de los ciclos de mejoras a las NIIF emitidos no impactó en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad, no obstante, se efectuaron revelaciones adicionales con respecto a los criterios de agregación de segmentos efectuados por la Sociedad en Nota 2.5. 2.2.2. Nuevas normas contables e interpretaciones emitidas por el IASB que no son de aplicación efectiva al 31 de diciembre de 2015 y no han sido adoptadas anticipadamente por la Sociedad NIC 1 “Presentación de estados financieros” En diciembre de 2014, el IASB modificó la NIC 1 “Presentación de estados financieros” incorporando guías para la presentación de los Estados Financieros y resulta aplicable a los ejercicios anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2016, permitiendo su adopción anticipada. La Sociedad estima que la aplicación de la misma no impactará en forma significativa en la presentación de los estados financieros. NIC 27 “Estados financieros separados” En agosto de 2014, el IASB modificó la NIC 27 “Estados financieros separados”, admitiendo la utilización del método de la participación como se describe en NIC 28 como opción en la contabilización de inversiones en subsidiarias, controladas en forma conjunta y asociadas y resulta aplicable a los ejercicios anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2017 y permitiendo su adopción anticipada. La Sociedad utiliza el método de la participación en la contabilización de inversiones en subsidiarias, controladas en forma conjunta y asociadas en la preparación de sus estados financieros individuales de conformidad con la Resolución Técnica N° 26 de la FACPCE, incorporada por la CNV, por lo que, la aplicación de la modificación no impactará en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad. NIIF 9 “Instrumentos financieros” En julio 2014, el IASB emitió una nueva versión de la NIIF 9 “Instrumentos financieros” que sustituye a las versiones emitidas con anterioridad y que establece nuevos requerimientos para la clasificación y medición de activos y pasivos financieros, aplicable a los ejercicios anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2018, permitiendo su adopción anticipada. La Sociedad se encuentra analizando el impacto de la aplicación de la NIIF 9, no obstante, se estima que la aplicación de la misma no impactará en forma significativa en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad. NIIF 15 “Ingresos de actividades ordinarias procedentes de contratos con clientes” En mayo de 2014, el IASB emitió la NIIF 15 “Ingresos de actividades ordinarias procedentes de contratos con clientes”; posteriormente, en septiembre 2015, modificó la entrada en vigencia de la misma a los ejercicios anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2018, permitiendo su adopción anticipada. Trata los principios para el reconocimiento de ingresos y establece los requerimientos de información sobre la naturaleza, monto, calendario e incertidumbre de ingresos y flujos de efectivo que surgen de contratos con clientes.





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El principio básico implica reconocer ingresos que representen la transferencia de bienes o servicios comprometidos con clientes a cambio de un importe que refleje la contraprestación a la cual la entidad espera tener derecho. La Sociedad se encuentra analizando el impacto de la aplicación de la NIIF 15, no obstante, se estima que la aplicación de la misma no impactará en forma significativa en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad.

Mejoras anuales a las NIIF – Ciclo 2012-2014 En septiembre 2014, el IASB publicó modificaciones a las NIIF que resultan aplicables para los ejercicios iniciados a partir del 1 de enero de 2016, permitiendo su aplicación anticipada. La Sociedad estima que la aplicación de las mismas no impactará en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad.

2.3. Consolidación y participación en sociedades

2.3.1. Inversiones en sociedades relacionadas 2.3.1.1. Subsidiarias: Las subsidiarias son todas las entidades sobre las cuales la Sociedad posee control como consecuencia de su exposición o derecho a rendimientos variables y su capacidad de influir en los mismos a través de su poder para dirigir las actividades relevantes, que generalmente se acompañan con una tenencia superior a la mitad de los derechos de voto. Las subsidiarias se consolidan a partir de la fecha en la cual la Sociedad adquiere control y se dejan de consolidar a partir de la fecha en que el control cesa. Dado que la moneda funcional de algunas subsidiarias es distinta a la moneda funcional de la Sociedad, se generan ganancias o pérdidas por diferencias de cambio derivadas de las operaciones entre las sociedades del grupo. Las mismas son incluidas dentro de “Otros resultados financieros” en el Estado de Resultados Consolidado. Las políticas contables de las subsidiarias fueron modificadas en la medida en que se ha considerado necesario para asegurar la consistencia con las políticas contables adoptadas por la Sociedad. Petrobras Argentina ha consolidado línea por línea sus estados financieros con los respectivos estados financieros de las sociedades en las que ejerce el control. En la consolidación de las sociedades en las que se ejerce el control, los importes de la inversión en la sociedad controlada y la participación en sus resultados y flujos de efectivo se reemplazan por la totalidad de los activos, pasivos, resultados y flujos de efectivo de la controlada, reflejando separadamente la participación no controlante en las sociedades controladas. Los créditos y deudas y las operaciones entre miembros del Grupo consolidado se eliminan en la consolidación. Los resultados originados por operaciones entre miembros del Grupo consolidado no trascendidos a terceros se eliminan totalmente. 2.3.1.2. Participaciones en acuerdos conjuntos Un acuerdo conjunto es aquel de naturaleza contractual por el cual dos o más partes mantienen control conjunto. Existe control conjunto únicamente cuando las decisiones sobre las actividades relevantes requieren el consentimiento unánime de las partes que comparten control. Una operación conjunta es el acuerdo conjunto mediante el cual las partes que tienen control conjunto del acuerdo, tienen derecho a los activos y obligaciones con respecto a los pasivos del acuerdo. Un negocio conjunto es el acuerdo conjunto mediante el cual las partes que tienen control conjunto tienen derecho a los activos netos del mismo.





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2.3.1.2.1. Negocios conjuntos Las inversiones en negocios conjuntos se registran inicialmente al costo y posteriormente se valúan de acuerdo con el método de la participación. Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 la Sociedad posee control conjunto en CIESA. Los resultados no trascendidos generados en transacciones entre la Sociedad y las entidades controladas en forma conjunta se eliminan en proporción a la participación de la Sociedad en dichas sociedades. Las políticas contables de las entidades controladas en forma conjunta fueron modificadas en la medida en que se ha considerado necesario para asegurar la consistencia con las políticas contables adoptadas por la Sociedad. La valuación de las inversiones en negocios conjuntos, cada una de las cuales se considera una UGE, se analiza por desvalorización cuando hechos o cambios en las circunstancias indican que el valor de libros podría no ser recuperable y, de corresponder, se registra una pérdida por desvalorización. 2.3.1.2.2. Operaciones conjuntas La Sociedad reconoce en sus estados financieros los activos, pasivos, ingresos de actividades ordinarias y gastos relativos a su participación en las operaciones conjuntas en los diferentes consorcios y UTES de exploración y producción de hidrocarburos. 2.3.1.3. Asociadas Las asociadas son todas las entidades en las cuales la Sociedad posee influencia significativa, que generalmente se acompaña de una participación entre el 20% y el 50% de los derechos de voto. Las inversiones en asociadas se registran inicialmente al costo, incluyendo el valor llave reconocido a la fecha de adquisición, y posteriormente se valúan de acuerdo con el método de la participación. Los resultados no trascendidos generados en transacciones entre la Sociedad y las asociadas se eliminan en proporción a la participación de la Sociedad en dichas sociedades. Las políticas contables de las asociadas fueron modificadas en la medida en que se ha considerado necesario para asegurar la consistencia con las políticas contables adoptadas por la Sociedad. La valuación de las inversiones en compañías asociadas, cada una de las cuales se considera una UGE, se analiza por desvalorización cuando hechos o cambios en las circunstancias indican que el valor de libros podría no ser recuperable y, de corresponder, se registra una pérdida por desvalorización. 2.3.1.4. Sociedad bajo control común La Sociedad utiliza el método de la compra para registrar las adquisiciones de subsidiarias. El costo de la adquisición es determinado como el valor razonable de los activos transferidos, instrumentos de capital emitidos y deudas asumidas a la fecha de la adquisición. Los costos directamente atribuibles a la adquisición se imputan en resultados en el momento que se incurren. La participación no controlante en la sociedad adquirida se valúa a su valor razonable a la fecha de adquisición o al valor proporcional sobre los activos netos adquiridos. El exceso del costo de adquisición y el monto de la participación no controlante de la adquirida sobre los activos netos identificables se registra como valor llave. Si este valor es menor al valor razonable de los activos adquiridos netos, la diferencia se reconoce en el Estado de Resultados Consolidado.





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Las combinaciones de negocios entre sociedades bajo control común se contabilizan considerando el valor de libros de la sociedad adquirida en la sociedad controlante. La diferencia entre el precio pagado y el valor de libros mencionado se registra en una partida en el patrimonio ("Otros" Nota 2.6.8). Los gastos de la operación se imputan a resultados en el período en que se devengan. 2.3.2. Estados financieros utilizados Para la preparación de los presentes, se han utilizado los estados financieros de las sociedades subsidiarias, bajo control conjunto y asociadas al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, o bien la mejor información financiera disponible a tales fechas, adaptados a igual período de tiempo respecto de los estados financieros de la Sociedad. Asimismo, han sido considerados los ajustes para adaptar los criterios de medición a los de la Sociedad.

2.4. Conversión de operaciones A continuación se exponen las principales consideraciones relacionadas con la conversión de operaciones de moneda funcional distinta de la moneda de presentación. 2.4.1. Moneda funcional y de presentación Las cifras incluidas en los estados financieros correspondientes a las distintas entidades componentes del Grupo fueron medidas utilizando su moneda funcional, es decir, la moneda del ambiente económico primario en el que dicha entidad opera. La moneda funcional y la de presentación de los estados financieros de Petrobras Argentina es el peso. La Sociedad ha evaluado y concluido que a la fecha de los estados financieros no se cumplen las condiciones establecidas en la NIC 29 “Información financiera en economías hiperinflacionarias” para considerar a la Argentina como una economía hiperinflacionaria. Estas condiciones incluyen que la inflación acumulada de los últimos tres años aproxime o supere el 100%. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros, esta pauta, medida como la variación en los índices de precios publicados por el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos, no está alcanzada. Por lo tanto, los presentes estados financieros no han sido reexpresados. 2.4.2. Saldos y transacciones Las transacciones en moneda extranjera se convierten a la moneda funcional usando los tipos de cambio prevalecientes a la fecha de la transacción o valuación cuando los ítems son remedidos. Las ganancias y pérdidas de cambio resultantes de la cancelación de dichas operaciones o de la medición al cierre del ejercicio de los activos y pasivos monetarios denominados en moneda extranjera se reconocen en el Estado de Resultados Consolidado, excepto por coberturas de flujo de efectivo o de inversión neta que califiquen para su exposición como “Otros resultados integrales”(Nota 2.6.8). 2.4.3. Subsidiarias y asociadas Los resultados y posición financiera de las subsidiarias y asociadas que tienen moneda funcional distinta de la moneda de presentación del Grupo se convierten a moneda de presentación de la siguiente manera al cierre de cada ejercicio: - los activos y pasivos son trasladados a los tipos de cambio de cierre; - los resultados son trasladados a los tipos de cambio transaccional. Los resultados por conversión a moneda funcional de dichas operaciones son reconocidos en el Estado de Resultados Consolidado en la cuenta “Resultados financieros”. Los resultados por conversión de moneda funcional a moneda de presentación de dichas operaciones son reconocidos en “Otros resultados integrales”. Cuando se vende o se dispone de una inversión, en todo o en parte, dichos “Otros resultados integrales” son reclasificados al Estado de Resultados Consolidado como parte del resultado por la venta o disposición.





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2.5. Información por segmentos La Sociedad ha adoptado la NIIF 8 – Información por segmentos, que establece que son segmentos de negocios aquellos identificados sobre la base de informes internos con respecto a los componentes de la Sociedad revisados regularmente por el Comité de Dirección, principal tomador de decisiones operacionales, para asignar recursos y evaluar su desempeño. En la segmentación la Sociedad considera las transacciones realizadas con terceros y las operaciones intersegmentos, las cuales son valuadas según precios internos de transferencia definidos entre los segmentos, con metodologías de verificación basadas en parámetros de mercado. En la agregación de segmentos, la Gerencia ha considerado principalmente la naturaleza del marco normativo aplicable y la integración de productos en el proceso productivo de la Sociedad. La Sociedad concentra sus negocios primariamente en el sector de la energía, básicamente a través de sus actividades vinculadas a la exploración y producción de petróleo y gas, refinación y distribución, petroquímica y gas y energía. En relación a ello, ha identificado los siguientes segmentos de negocios: a) Exploración y Producción de Petróleo y Gas, integrado por las participaciones en áreas de petróleo y gas y por las inversiones en Oleoductos del Valle S.A., OCP y las participaciones directas e indirectas en las empresas mixtas en Venezuela. b) Refinación y Distribución, integrado por las operaciones propias en la refinería de Bahía Blanca y la red de estaciones de servicio asociada, por la participación en Refinería del Norte S.A. y por la comercialización del petróleo producido en Argentina, el cual es transferido a precios de mercado desde el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas. La agregación de los segmentos de refinación y distribución responde fundamentalmente a la confluencia de una estrategia común en línea con la integración de las operaciones de la Sociedad de manera vertical y con acuerdo a las regulaciones de la industria tendientes a asegurar el abastecimiento del mercado interno. c) Petroquímica, integrado por las operaciones propias de estirénicos desarrolladas en las plantas de Argentina. d) Gas y energía, integrado por las operaciones propias de comercialización del gas producido en Argentina, por las actividades de servicios de brokerage de gas y GLP, por la participación en TGS, por las actividades de generación de electricidad de la Central Térmica Genelba y de la represa hidroeléctrica Pichi Picún Leufú y por la participación accionaria en Enecor. La agregación de los segmentos de gas y energía responde fundamentalmente a la confluencia de una estrategia común tendiente a maximizar la rentabilidad y asegurar el abastecimiento propio. Los líquidos obtenidos del procesamiento del gas y del petróleo son producidos en los segmentos de negocio de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, de Refinación y Distribución y de Petroquímica. Hasta el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, la comercialización de estos productos era realizada en el segmento de Gas y Energía, y a partir del 1° de enero de 2014, dicha comercialización se descentralizó en cada uno de los segmentos en los cuales se producen. e) Los activos y los resultados operativos correspondientes a la Estructura Central, los no identificables a algún segmento de negocios y las eliminaciones intersegmentos se exponen conjuntamente. En la Estructura Central se incluyen gastos comunes a los distintos segmentos de negocio, entre otros, gastos de administración, impuesto a las transacciones bancarias, intereses de pasivos financieros e impuesto a las ganancias, que son incurridos por la Sociedad en el desarrollo normal de sus operaciones y que por economía del control se administran desde la Estructura Central y no se reapropian entre los segmentos operativos.





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2.6. Criterios de medición Los principales criterios de medición utilizados en la preparación de los presentes estados financieros son los siguientes:

2.6.1 Instrumentos financieros:

2.6.1.1. Clasificación de activos financieros La Sociedad clasifica sus activos financieros en las siguientes categorías: Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados Dentro de esta categoría se incluyen aquellos activos financieros adquiridos para su negociación o venta en un corto plazo o si son así designados por la Gerencia. Los beneficios y las pérdidas procedentes de las variaciones en el valor razonable se incluyen en los resultados del ejercicio. La Sociedad posee dentro de esta categoría fondos comunes de inversión, los cuales se valúan al valor de cotización de las cuotas parte al cierre de cada ejercicio. Préstamos y créditos Los préstamos y créditos son instrumentos financieros no derivados con pagos fijos o determinables que no se cotizan en un mercado activo. Estos instrumentos inicialmente se reconocen al valor razonable más cualquier costo de transacción directamente atribuible. Posteriormente al reconocimiento inicial, los préstamos y créditos se valorizan al costo amortizado usando el método de interés efectivo, menos las pérdidas por deterioro. Los beneficios y las pérdidas procedentes del uso del método de interés efectivo se reconocen en el Estado de Resultados Consolidado, en el rubro “Resultados financieros”. Asimismo, el valor razonable de las deudas bancarias y financieras corrientes no difiere significativamente de su valor de libros al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013. La Sociedad posee dentro de esta categoría certificados de depósito, colocaciones en sociedades integrantes del grupo económico, otras inversiones, créditos por ventas, otros créditos, deudas comerciales y préstamos.

2.6.1.2. Desvalorización de activos financieros La Sociedad determina a cada fecha de cierre de los estados financieros si existe evidencia objetiva de disminución de valor de un activo financiero o un grupo de activos financieros, y en caso afirmativo registra su desvalorización en el resultado del ejercicio. En los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, los cargos por desvalorización de activos financieros corresponden a la previsión para incobrables indicada en Nota 14. 2.6.1.3. Efectivo y equivalentes de efectivo: El efectivo y equivalentes de efectivo incluye caja, depósitos a la vista en bancos y otras inversiones a corto plazo altamente líquidas con vencimiento original a tres meses o menos estando sujetas a un riesgo poco significativo de cambio de valor. Los adelantos en cuenta corriente se exponen dentro de “Préstamos” en el pasivo corriente en el Estado de Situación Financiera Consolidado. A los efectos del estado de flujo efectivo, el descubierto bancario es parte del efectivo y equivalente de efectivo.





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2.6.1.4. Créditos por ventas y deudas comerciales: Los créditos por ventas se reconocen inicialmente a su valor razonable y se valúan posteriormente a su costo amortizado, utilizando el método del interés efectivo, neto de la previsión por desvalorización, en caso de corresponder. En el caso de créditos por venta, otros créditos, otras inversiones de largo plazo, deudas comerciales y otras deudas, se estima que el costo amortizado se aproxima a su valor razonable. Se constituye una previsión por desvalorización de créditos por ventas cuando existe evidencia objetiva de que la Sociedad no podrá cobrar todos los montos adeudados de acuerdo con los vencimientos originales de los créditos. Para constituir dicha previsión, la Sociedad se basa en la evaluación de distintos factores, incluyendo el riesgo crediticio de los clientes, tendencias históricas y otra información relevante. Dicha evaluación podría requerir ajustes futuros, si las condiciones económicas difirieran sustancialmente de los supuestos considerados al realizarlas. El monto de la previsión es la diferencia entre el valor de libros del activo y el valor presente del flujo de fondos futuro estimado, descontado a la tasa de interés efectiva. El valor del activo se expone neto de la previsión registrada, de corresponder. El cargo por la previsión se reconoce en el resultado del ejercicio y se expone en “Gastos de administración y comercialización”. Las deudas comerciales son reconocidas inicialmente a su valor razonable y subsiguientemente valuados a costo amortizado utilizando el método del interés efectivo. 2.6.1.5. Contabilización de instrumentos financieros derivados Los instrumentos financieros derivados son contabilizados a su valor razonable, determinado sobre la base del valor en efectivo a cobrar o pagar necesario para cancelar el instrumento a la fecha de medición, neto de los anticipos cobrados o pagados. Los cambios en la medición contable de los instrumentos derivados designados como cobertura de riesgos de flujos de efectivo, que se hayan determinado como una cobertura eficaz, se reconocen en el Patrimonio en el rubro “Otros Resultados Integrales” (ver Nota 2.6.1.7). Los cambios en la medición contable de los instrumentos derivados que no califican para la contabilidad de cobertura se reconocen en el Estado de Resultados Consolidado, en el rubro “Resultados financieros”. Al 31 de diciembre de 2015, la Sociedad mantenía instrumentos financieros derivados por USD 48 millones, cuya utilización generó una ganancia de 59 durante 2015, imputadas en “Resultados Financieros”. Al 31 de diciembre de 2014 y 2013, la Sociedad no mantenía instrumentos financieros derivados relevantes, no existiendo cargos significativos a resultados por esta clase de operaciones en los ejercicios finalizados en esas fechas. 2.6.1.6. Préstamos: Los préstamos han sido valuados inicialmente al valor razonable neto de los costos incurridos de la transacción. En períodos posteriores, los préstamos se valúan al costo amortizado. Las diferencias entre el producido (neto de los costos de transacción) y el valor de rescate se registran en el Estado de Resultados Consolidado durante la vigencia de los préstamos por el método de interés efectivo. Los préstamos se clasifican como pasivo corriente salvo que la Sociedad tenga derecho de diferir el pago del pasivo durante al menos 12 meses posteriores a la fecha de los estados financieros.





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2.6.1.7. Contabilidad de cobertura: Una cobertura se registra contablemente sólo cuando al inicio de la misma la Sociedad designa y documenta formalmente la relación de cobertura, el objetivo y la estrategia de gestión del riesgo asociado. Las relaciones de cobertura se clasifican en: (i) cobertura del valor razonable: cuando implica la cobertura de la exposición a los cambios en el valor razonable de total o de una porción identificada de activos o pasivos reconocidos o de compromisos en firme no reconocidos, atribuibles a un riesgo en particular; (ii) cobertura de flujos de efectivo: cuando implica la cobertura de la exposición a la variación en los flujos de efectivo atribuibles a un riesgo particular asociado con un activo o pasivo reconocido o una transacción prevista altamente probable; y iii) cobertura de la inversión neta en un negocio en el extranjero: cuando implica la cobertura de la participación en los activos netos del negocio en el extranjero. En las relaciones que califican para la contabilidad de cobertura del valor razonable, la ganancia o pérdida de volver a medir el instrumento de cobertura y de la partida cubierta al valor razonable de cobertura se reconoce en el estado de resultados. En las relaciones que califican para la contabilidad de cobertura de flujos de efectivo, las ganancias o pérdidas relacionadas con la parte eficaz de la cobertura se reconocen en otro resultado integral y se reclasifican al resultado en el mismo período en los flujos cubiertos afectan el resultado. Las ganancias o pérdidas relativas a la porción ineficaz se reconocen en el estado de resultados. Se considera que una cobertura es eficaz cuando en su origen, como en el resto de la vida de la misma, sus cambios compensan entre un ochenta y un ciento veinticinco por ciento los cambios en el sentido contrario del ítem o partida cubierta. En tal sentido, la Sociedad excluye el componente específico atribuido al valor tiempo de una opción en la medición de la efectividad de los instrumentos derivados que califican para la contabilidad de cobertura. En caso que el instrumento de cobertura expire, sea vendido, resuelto o ejercido, o bien, deje de cumplir los criterios para su registración o la Sociedad revoque la designación, la ganancia o pérdida acumulada que haya sido reconocida en otro resultado integral se separa en el patrimonio hasta que la transacción prevista tenga lugar. Cuando ya no se espera que la transacción prevista ocurra, la ganancia o pérdida acumulada del instrumento de cobertura que haya sido reconocida en otro resultado integral se reclasifica al resultado. En las coberturas que califican para la contabilidad de coberturas de una inversión neta en un negocio en el extranjero, las ganancias o pérdidas relacionadas con la parte eficaz de la cobertura se reconocen en otro resultado integral y se reclasifican al resultado al disponerse parcial o totalmente del negocio en el extranjero. Las ganancias o pérdidas relativas a la porción ineficaz se reconocen en el estado de resultados. Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, la Sociedad ha designado una porción significativa de su deuda en dólares principalmente de largo plazo (instrumentos financieros no derivados) como instrumentos de cobertura de la inversión neta en negocios en el extranjero (cuyas actividades se basan o se llevan a cabo en un país o moneda distintos) para reflejar el efecto de la cobertura natural sobre la variación en el tipo de cambio que existe entre una porción significativa de las obligaciones denominadas en dólares estadounidenses y la participación en los activos netos de los negocios en el extranjero de la Sociedad. 2.6.2. Otros créditos y otras deudas: Los restantes créditos y deudas han sido valuados inicialmente a su valor razonable y con posterioridad a su costo amortizado utilizando el método del interés efectivo. Asimismo, en “Otros créditos” se incluyen anticipos a proveedores valuados en función a las sumas de dinero entregadas.





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2.6.3. Inventarios: Bajo este rubro se incluyen stock de petróleo crudo, materias primas y materiales y productos en proceso y terminados correspondientes a los negocios de Refinación y Distribución, Petroquímica y Gas y Energía. Los inventarios se valúan al costo de adquisición o valor neto de realización, el que resulte menor. El costo se determina por el método precio promedio ponderado (PPP). El costo de los inventarios incluye los gastos incurridos en su adquisición y producción, y otros costos necesarios para llevarlos a su condición y locación actual. En el caso de los productos manufacturados y la producción en proceso, el costo incluye una porción de los costos indirectos de producción, excluyendo cualquier capacidad ociosa. El valor neto de realización es el precio de venta estimado en el giro normal de los negocios, menos los costos estimados de finalización y los costos estimados para efectuar la venta. La evaluación del valor recuperable se realiza al final del ejercicio, registrando con cargo a resultados la oportuna corrección de valor cuando los mismos se encuentran sobrevaluados. 2.6.4. Propiedad, planta y equipos: 2.6.4.1. Criterio general La propiedad, planta y equipos, con las excepciones indicadas a continuación, ha sido valuada siguiendo el modelo del costo. Las erogaciones posteriores al reconocimiento original del activo se incorporan como un componente del mismo sólo si éstas constituyen una mejora y sea probable que el activo genere ingresos netos de fondos en exceso de los originalmente previstos, o bien si corresponden a tareas de mantenimiento mayores que permitan recuperar la capacidad de servicio del activo para su uso continuo, en la medida que: (i) sean atribuidas al reemplazo de componentes del activo, (ii) que la vida útil de estos componentes haya sido calculada en función a su propio desgaste o agotamiento y (iii) que sea probable que como consecuencia de la erogación fluyan beneficios económicos futuros. El costo de las obras en curso cuya construcción se prolonga en el tiempo incluye, de corresponder, los costos financieros devengados por la financiación con capital de terceros y los costos asociados al proceso de puesta en marcha, de los cuales se ha deducido cualquier ganancia que se obtuviera en el transcurso de dicho proceso por la venta de producciones que tuvieran valor comercial. En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 no se registraron activaciones de costos financieros. La propiedad, planta y equipos correspondientes a las operaciones del exterior han sido convertidos a su moneda funcional a los tipos de cambio históricos, y luego han sido trasladados a pesos a los tipos de cambio de cierre. 2.6.4.2. Actividades de exploración y producción de petróleo y gas La Sociedad utiliza el método del esfuerzo exitoso para contabilizar las operaciones relacionadas con las actividades de exploración y producción de petróleo y gas. Bajo este método son activados: i) los costos de adquisición de propiedades en áreas de producción y exploración de petróleo y gas; ii) los costos de perforación y equipamiento de pozos exploratorios que resultan descubridores de reservas económicamente explotables; iii) los costos de perforación y equipamiento de pozos de desarrollo y iv) los costos futuros estimados de abandono y taponamiento. De acuerdo con el método del esfuerzo exitoso, los costos de exploración, excluidos los costos de los pozos exploratorios, se imputan a resultados durante el período en que se realizan los mismos. Los costos de perforación de los pozos exploratorios son activados hasta que se determine si existen reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial. Si no se encuentran tales reservas, los mencionados costos de perforación se imputan a resultados. Ocasionalmente, un pozo exploratorio puede determinar la existencia de reservas, pero las mismas pueden no ser clasificadas como probadas cuando la perforación es completada. En esos casos dichos costos continúan activados en la medida en que el pozo hubiera encontrado suficiente cantidad de reservas para justificar su completamiento como pozo productor y que la compañía estuviera haciendo progresos suficientes en la evaluación económica y operativa de la viabilidad del proyecto.





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Los costos futuros estimados de abandono y taponamiento de pozos en las áreas de hidrocarburos, descontados a una tasa ajustada al riesgo, son capitalizados junto a los activos que le dieron origen, y son depreciados utilizando el método de unidades de producción. Adicionalmente, un pasivo es reconocido por dicho concepto al valor estimado de las sumas a pagar descontadas. Los cambios en la medición del pasivo existente que se deriven de cambios en el calendario estimado o importe de las salidas de recursos requeridas para cancelar la obligación, o en la tasa de descuento, se añaden o deducen del costo del activo correspondiente. Si la disminución en el pasivo excediese el importe en libros del activo, el exceso se reconoce inmediatamente en el resultado del periodo. 2.6.4.3. Depreciaciones La Sociedad deprecia los pozos productores, las maquinarias y los campamentos correspondientes a las áreas de producción de petróleo y gas, utilizando el método de unidades de producción, mediante la aplicación de la relación entre el petróleo y el gas producido, y las reservas de petróleo y gas probadas y desarrolladas estimadas. El costo de adquisición de propiedades con reservas probadas se deprecia mediante la aplicación de la relación entre el petróleo y gas producido y las reservas de petróleo y gas probadas estimadas. La propiedad minera vinculada a reservas no probadas ha sido valuada al costo, examinándose periódicamente su recuperabilidad en base a las estimaciones geológicas y de ingeniería de las reservas posibles y probables que se espera probar en el plazo de cada concesión. Para la depreciación del resto de la propiedad, planta y equipos se utiliza el método de la línea recta, en función de la vida útil estimada del mismo, según el siguiente detalle:

El método de depreciación es revisado a cada cierre de ejercicio. Si las expectativas difieren de las estimaciones previas, los ajustes se realizan prospectivamente, de corresponder. Petrobras Argentina deprecia, utilizando el método de la línea recta, cada parte significativa que compone una unidad de propiedad, planta y equipos no relacionada a áreas de producción de petróleo y gas que: (i) puede ser identificada como un componente independiente con un costo significativo en relación al valor total de la unidad, y (ii) tiene una vida útil operativa que difiere de otra parte significativa de la misma unidad de propiedad, planta y equipos. 2.6.4.4. Deterioro del valor de la propiedad, planta y equipos El valor registrado de propiedad, planta y equipos no supera el valor recuperable de los mismos. La Dirección de la Sociedad evalúa su recuperabilidad cuando hechos o cambios en las circunstancias (incluyendo disminuciones significativas en los valores de mercado de los bienes, en los precios de los principales productos que comercializa la Sociedad o en sus reservas de petróleo y gas, como así también cambios en el marco regulatorio en que se desarrollan sus operaciones, incrementos significativos en los costos operativos, o evidencias de obsolescencia o daño físico) pudieran indicar que el valor de un activo o de una UGE puede ser no recuperable. El valor contable de un activo es ajustado a su valor recuperable en caso que exceda dicho valor. Normativamente, se entiende como valor recuperable al mayor importe entre el valor razonable menos costos de venta y el valor de utilización económica, definido éste como la suma de los flujos netos de los fondos descontados esperados que deberían surgir del uso de los bienes y de su eventual disposición final. A tales efectos se consideran, entre otros elementos, las premisas que representen la mejor estimación que la Dirección hace de las condiciones económicas que existirán durante la vida útil de los activos. En particular, la tasa usada para el descuento de los flujos de fondos es la que mide la WACC. Para cada activo o UGE se determinó una WACC específica que considera el segmento de negocio y el país donde se desarrollan las operaciones.





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En períodos posteriores a la registración de la desvalorización, se analiza la pertinencia de su reversión en la medida que se verifiquen cambios en las estimaciones efectuadas para determinar los valores recuperables. En tal caso, la medición contable del activo o UGE se eleva al menor importe entre: a) la medición contable que el activo o unidad generadora de efectivo hubiera tenido si nunca se hubiese reconocido la pérdida por desvalorización; y b) su valor recuperable. Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 se registraron desvalorizaciones de propiedad, planta y equipos por 635, 94 y 11, respectivamente (Ver Nota 19). 2.6.5. Pasivos por costos laborales: Los pasivos por costos laborales se devengan en el período de tiempo en el cual los empleados hayan prestado el servicio que le da origen a tales contraprestaciones.

El costo de los planes de contribuciones definidas es reconocido periódicamente, conforme las contribuciones que realiza Petrobras Argentina.

A los efectos de hacer una estimación confiable del costo estimado de los planes de beneficios definidos se han utilizado supuestos actuariales, respecto a las variables demográficas y financieras que influyen en la determinación del monto de tales beneficios. El importe reconocido como pasivo por tales beneficios representa la suma del valor presente de la obligación y del valor corriente de los activos del plan, con los cuales se cancelarán directamente las obligaciones.

Las ganancias y pérdidas actuariales con impacto son reconocidas en “Otros resultados integrales” y los costos de servicios prestados en el pasado en el resultado del ejercicio.

2.6.6. Cargas fiscales 2.6.6.1. Impuesto a las ganancias:

El cargo por impuesto a las ganancias del ejercicio comprende el impuesto corriente y el diferido. El impuesto es reconocido en el Estado de Resultados Consolidado, excepto en los casos que se relacione con partidas reconocidas en el Estado de Resultados Integrales Consolidado. En este caso, el impuesto es también reconocido en dicho estado.

El cargo por impuesto a las ganancias corriente se calcula sobre la base de las leyes impositivas vigentes o en curso de promulgación a la fecha de cierre del ejercicio en los países en los que operan la Sociedad y sus subsidiarias y que generan ganancia imponible. La gerencia evalúa en forma periódica las posiciones tomadas en las declaraciones juradas de impuestos con relación a las situaciones en las cuales la legislación impositiva está sujeta a alguna interpretación y establece previsiones cuando es apropiado.

Para contabilizar el cargo por impuesto diferido se utiliza el método del pasivo, que establece la determinación de activos o pasivos impositivos diferidos basados en las diferencias temporarias determinadas entre las mediciones contables e impositivas de activos y pasivos. Las diferencias temporarias determinan saldos activos o pasivos de impuestos cuando su reversión futura disminuya o aumente los impuestos determinados, sin perjuicio de las compensaciones de importes que sean pertinentes. Cuando existen quebrantos impositivos no utilizados susceptibles de deducción de ganancias impositivas futuras, se reconoce un activo por impuesto diferido, pero sólo en la medida en que su utilización sea probable.

Los activos y pasivos diferidos son medidos a la tasa impositiva que se espera se le apliquen en el período en el que el activo se realice o el pasivo se cancele, basado en las alícuotas y legislaciones vigentes o en curso de promulgación a la fecha de cierre. Los activos y pasivos por impuesto diferido se compensan por sociedad cuando existe un derecho legalmente exigible de compensar los activos y pasivos impositivos corrientes y cuando el impuesto a las ganancias diferido está asociado a la misma autoridad fiscal. Los activos y pasivos por impuesto diferido han sido valuados a su valor nominal.





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Las tasas del impuesto a las ganancias utilizadas al cierre del ejercicio en Argentina, Venezuela, Ecuador, Bolivia y España son del 35%, 50%, 22%, 25% y 28%, respectivamente. Adicionalmente, los pagos de rentas de fuente boliviana efectuados a beneficiarios fuera de Bolivia, están sujetos a la retención y pago del impuesto a las utilidades de las empresas beneficiarias del exterior a una tasa del 12,5%.

2.6.6.2. Impuesto a la ganancia mínima presunta:

En Argentina el impuesto a la ganancia mínima presunta es complementario del impuesto a las ganancias, dado que mientras este último grava la utilidad impositiva del ejercicio, el impuesto a la ganancia mínima presunta constituye una imposición mínima que grava la renta potencial de ciertos activos productivos a la tasa del uno por ciento, de modo que la obligación fiscal de la Sociedad coincidirá con el mayor de ambos impuestos. Sin embargo, si el impuesto a la ganancia mínima presunta excede en un ejercicio fiscal al impuesto a las ganancias determinado, dicho exceso podrá computarse como pago a cuenta de cualquier excedente del impuesto a las ganancias sobre el impuesto a la ganancia mínima presunta que pudiera producirse en cualquiera de los diez ejercicios siguientes.

En los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, el cargo por impuesto a las ganancias resultó superior al impuesto a la ganancia mínima presunta determinado, por lo cual la Sociedad contabilizó únicamente el cargo correspondiente al impuesto a las ganancias. 2.6.6.3. Regalías hidroeléctricas:

Por la explotación del Complejo Hidroeléctrico Pichi Picún Leufú la Sociedad abona regalías hidroeléctricas del 12% del importe que resulte de aplicar a la energía vendida la tarifa correspondiente a la venta en bloque, en función de los términos del artículo 43 de la Ley N° 15.336, modificada por la Ley N° 23.164. Asimismo, la Sociedad paga mensualmente al Estado Nacional, en carácter de canon por el uso de la fuente, el 0,5% de la suma prevista para el cálculo de la regalía hidroeléctrica mencionada precedentemente. 2.6.6.4. Regímenes de retención a las exportaciones de hidrocarburos:

La Ley N° 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario estableció la creación de un régimen de retenciones a las exportaciones de hidrocarburos por cinco años, a partir del 1 de marzo de 2002, el cual fue prorrogado por cinco años más por la Ley N° 26.217. El efecto de tales retenciones se deduce de los respectivos precios de venta. Petróleo crudo y derivados Con efectos a partir de noviembre de 2007, la Resolución N° 394/07 del Ministerio de Economía y Producción estableció una nueva metodología de cálculo de las retenciones a las exportaciones de petróleo crudo y equiparó el tratamiento de ciertos productos derivados de su procesamiento con el aplicable al petróleo crudo. La modificación indicada implica la aplicación de un derecho de exportación variable según una fórmula que contempla el precio internacional del crudo y un valor de corte por producto. Conforme a esta metodología, cuando el precio internacional del petróleo crudo supere los USD 60,90 por barril, para las exportaciones de petróleo crudo se fija una alícuota de retenciones creciente que determina para una calidad de crudo estándar un ingreso tope de USD 42 por barril. Si el precio internacional varía entre USD 45 y USD 60,90 por barril, la retención aplicable es del 45. El mismo criterio se aplica a las exportaciones de los productos derivados, tales como naftas, fuel oil y aceites lubricantes, para los que se definieron distintos valores de corte y de referencia. Con fecha 3 de enero de 2013 el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, mediante Resolución N° 01/2013, procedió a modificar la metodología para el cálculo de las retenciones a las exportaciones de petróleo crudo incrementando el valor de referencia a USD 80 por barril y el valor de corte a USD 70 por barril. En octubre 2014, mediante Resolución N° 803/14, el Ministerio de Economía y Finanzas modificó la alícuota de retención a la exportación de hidrocarburos conforme a un cuadro de precios y alícuotas determinado, con porcentajes entre el 10% y el 13%. A partir del 1 de enero de 2015 entró en vigencia la Resolución N° 1077/14 del Ministerio de Economía y Finanzas Publicas, que deroga la Resolución N° 394/2007 y su modificatoria la Resolución N° 803/14, estableciendo que cuando el Precio Internacional sea menor a USD 71 por barril la alícuota de retención a aplicar será del 1% y si el Precio Internacional es mayor o igual a USD 71 por barril, se aplicará una alícuota de retención creciente.





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En diciembre 2015 mediante la Resolución N° 160/15 del Ministerio de Producción, estableció una alícuota del 0% como derecho de exportación de los productos derivados, tales como caucho, estireno, poliestireno, bops y tolueno. Gas natural En marzo de 2008 el Ministerio de Economía y Producción dictó la Resolución N° 127/08, que en lo relativo al gas natural modificó la Resolución N° 534/06, la cual establecía una alícuota del 45% sobre el precio de importación del gas de Bolivia, fijando una retención del 100% sobre las exportaciones de gas natural, considerando como base de valoración el precio más alto establecido para esta mercadería en los contratos de importación de gas natural a la Argentina aplicables en cada momento. Asimismo, dicha resolución extendió para el GLP la metodología de cálculo aplicable a las retenciones sobre las exportaciones de petróleo crudo. Durante 2015, el gobierno argentino emitió algunas medidas para el mercado de GLP. La Resolución 60/15 redujo la retención de impuestos sobre las exportaciones de GLP del 45% al 1% y la Resolución de la SE N° 792/2015 actualiza e incrementa los precios con paridad de exportación por los cuales se comercializa el GLP en el mercado local a aquellos clientes que no se encuentran alcanzados por el Nuevo Programa de Estabilización. 2.6.6.5 Régimen cambiario – Obligatoriedad de ingreso de divisas del 100 % para exportaciones de crudo y derivados.

El Decreto N° 1.722/2011 del 25 de octubre de 2011 restableció la obligatoriedad de ingreso y negociación en el mercado de cambios, de la totalidad de divisas generadas por operaciones de exportación de crudo y derivados, gas natural y gases licuados. El presente decreto obliga a Petrobras Argentina a liquidar el 100% de las divisas generadas por todas sus exportaciones de bienes y servicios en Argentina. 2.6.6.6 Nuevas regulaciones a la actividad hidrocarburífera en Argentina. En mayo de 2012, se sancionó la Ley N° 26.741 que declara de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos. Asimismo se declara de utilidad pública y sujeto a expropiación el cincuenta y un por ciento (51%) del patrimonio de YPF S.A. y Repsol YPF Gas S.A. En julio de 2012, mediante el Decreto N° 1.277 se aprueba la reglamentación de la Ley N° 26.741 y se dicta el Reglamento de Soberanía Hidrocarburífera de la República Argentina, el cual dispuso la creación de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (la “Comisión”), dependiente de la Secretaría de Política Económica y Planificación de Desarrollo del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, como así también el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (el “Registro”). El Decreto N° 1.277/12 estableció la obligación por parte de las compañías de la industria del petróleo y gas de Argentina de presentar a la Comisión un plan anual de inversiones de exploración y explotación. La Comisión a su vez está obligada a diseñar un Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, que buscará la maximización de inversiones y la sustentabilidad de la industria en el corto, medio y largo plazo. Asimismo se derogan artículos de los Decretos N° 1.055/89, N°1.212/89 y N° 1.589/89 que se referían a la libre disponibilidad de los hidrocarburos producidos en áreas de concesión otorgadas, la libre comercialización en el mercado interno y externo, y la libertad de precios. La Sociedad ha cumplido con los requerimientos de información periódicos solicitados.





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En febrero de 2013, mediante la Resolución N° 1/2013, la Comisión creó el “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural”, en el que pueden participar las empresas inscriptas en el Registro. La participación se realizará mediante la presentación de proyectos para incrementar el volumen total de gas natural a ser inyectado en el mercado interno durante el período propuesto. Una vez que el proyecto se implemente, se establece: a) una compensación para la inyección excedente en base a un precio de 7,5 USD / MBTU y b) una multa en el caso de que la compañía, dentro de un determinado plazo, no haya logrado el aumento de los volúmenes de producción comprometido. Con el objetivo de desarrollar los yacimientos de gas en Argentina, la Sociedad formalizó las presentaciones requeridas para la calificación de la Resolución N°1/2013 y hasta el momento la Comisión no se ha expedido. A su vez, en noviembre de 2013, mediante la Resolución N° 60/2013, la Comisión creó el “Programa Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”. Los productores tuvieron hasta el 31 de marzo de 2014 para presentar su Proyecto que contribuya al incremento de niveles de producción de gas natural. El mismo está destinado a empresas sin producción previa, o un tope de 3,5 MMm3/día, con incentivos de precios ante aumentos de producción, y penalidades de importación de GNL ante incumplimiento de volúmenes comprometidos. Asimismo, aquellas empresas que fueran beneficiarias del Programa mencionado en el párrafo precedente y reunieran las condiciones correspondientes, puedan solicitar el cese de su participación en aquel programa y su incorporación en el presente. La Resolución N°60/2013 y sus modificatorias (Resoluciones N° 22/2014 y N° 139/2014), estableció un precio que varía entre 4 USD/MBtu y 7,5 USD/MBtu, según la curva de mayor producción alcanzada. El 30 de enero de 2015 la Sociedad resultó inscripta al mencionado programa mediante la Resolución Nº 13/2015 de la Secretaría de Política Económica y Planificación del Desarrollo del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, habiendo cumplido en el tercer trimestre 2015 con las presentaciones adicionales requeridas por dicha Comisión, aprobando su aplicación con efecto retroactivo al 1 de julio de 2014. En Octubre de 2014 fue dictada la Ley N° 27.007 modificatoria de la Ley Nacional de Hidrocarburos N° 17.319 mediante la cual, entre otras cosas, se definió y reguló las exploración y explotación de hidrocarburos en objetivos no convencionales, se reformó el régimen de prórroga de concesiones, se fijó un régimen de regalías especiales, un régimen de promoción a las inversiones hidrocarburíferas y se prohibió la creación de áreas reservadas a favor de entidades o empresas públicas o con participación del estado. Además, entre sus disposiciones transitorias, otorgó 90 días para la conclusión de las negociaciones por las extensión de concesiones que estuvieran en curso." En febrero de 2015 la Comisión, mediante la Resolución N° 14/2015, crea el “Programa de Estímulo a la Producción de Petróleo Crudo” que prevé de pago de estímulos de exportación y/o producción para empresas registradas sujetas a ciertos requisitos. Mediante Resolución N° 33/15, la Comisión aprobó el Reglamento General del Programa de Estímulo a la Producción de Petróleo Crudo. Posteriormente, mediante Resolución N° 123/15, la Comisión Aprobó el “Reglamento de Adquisiciones, Ventas y Cesiones de Áreas, Derechos y Participación en el marco del Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural y del Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”. Mediante Decreto N° 272/15, el PEN dispuso disolver la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas creada por el art. 2 del Reglamento del Régimen de Soberanía Hidrocarburífera aprobado como Anexo I del Decreto N° 1277/12. Las competencias asignadas a la Comisión serán ejercidas por el Ministerio de Energía y Minería. El art. 5 del Decreto N° 272 prevé que los actos dictados por la Comisión en ejercicio de sus facultades otorgadas por el Reglamento u otras normas, conservarán su vigencia en tanto no se disponga lo contrario por resolución expresa del Ministerio de Energía y Minería. La Sociedad, a través de PELSA, participó del Programa Petróleo Plus, que establecía ciertos incentivos a las empresas productoras. En el tercer trimestre de 2015 el Decreto N° 1.330/2015 dejó sin efecto dicho Programa y estableció que los incentivos pendientes de liquidación sean cancelados mediante la entrega de Bonos del Estado Nacional BONAD 2018 y BONAR 2024.





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2.6.7. Provisiones y pasivos contingentes Las provisiones son pasivos cuyo importe o vencimiento puede ser inciertos, se reconocen contablemente cuando: a) la Sociedad tiene una obligación presente (ya sea legal o asumida) como resultado de un suceso pasado; b) es probable que una salida de recursos sea necesaria para cancelar tal obligación, y c) puede hacerse una estimación fiable del importe de la obligación. Las provisiones se miden al valor actual de los desembolsos que se espera que sean necesarios para cancelar la obligación presente teniendo en cuenta la mejor información disponible en la fecha de preparación de los estados financieros y en base a premisas y métodos considerados apropiados. Las estimaciones son revisadas y ajustadas periódicamente, a medida que la Sociedad obtiene información adicional. La tasa de descuento utilizada para determinar el valor actual refleja las evaluaciones actuales del mercado, a la fecha de los estados financieros, del valor temporal del dinero, así como el riesgo específico relacionado con cada pasivo en particular. Los pasivos contingentes son: i) obligaciones posibles, surgidas de sucesos pasados, cuya existencia se encuentra sujeta a la ocurrencia o no de hechos futuros inciertos que no están enteramente bajo el control de la Sociedad; u ii) obligaciones presentes, surgidas de sucesos pasados para cuya cancelación no es probable que se requiera una salida de recursos o cuyo importe no pueda ser medido con la suficiente fiabilidad. Los pasivos contingentes no se reconocen contablemente. La Sociedad revela en nota a los estados financieros información relativa a la naturaleza de los pasivos contingentes materiales. Los pasivos contingentes para los cuales la posibilidad de una eventual salida de recursos para su liquidación sea remota no son revelados, a menos que involucren garantías, en cuyo caso se incluye en nota a los estados financieros la naturaleza de tales garantías. 2.6.8. Cuentas de patrimonio: Excepto por lo mencionado en “Resultados no asignados” la registración de movimientos del patrimonio se realizó de acuerdo con las decisiones asamblearias, normas legales o reglamentarias oportunamente tomadas. Capital social Está formado por los aportes efectuados por los accionistas representados por acciones y la capitalización de resultados no asignados, y comprende a las acciones en circulación a su VN. Ajuste del capital Las cuentas componentes del capital social se reexpresaron en moneda homogénea. La cuenta Capital social se ha mantenido a su valor nominal y el ajuste derivado de dicha reexpresión monetaria se expone en la cuenta Ajuste del capital. El Ajuste del capital no es distribuible en efectivo ni en bienes, pero se permite su capitalización mediante la emisión de acciones liberadas. Asimismo, esta partida es aplicable para cubrir pérdidas acumuladas, de acuerdo con el orden de absorción que se indica en el apartado “Resultados no asignados”. Prima por fusión La cuenta Prima por fusión se generó principalmente en enero de 2005, como consecuencia de la fusión por absorción de las sociedades Eg3, PAR y Petrolera Santa Fe, por la cual se incorporaron al patrimonio de la Sociedad todos los activos, pasivos, derechos y obligaciones de las sociedades incorporadas y se emitieron acciones de la Sociedad en función de la relación de canje aprobada.





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Prima por venta de acciones propias La cuenta Prima por venta de acciones propias se generó hasta el ejercicio 2010, como consecuencia de la venta de acciones propias de la Sociedad, con valores de venta superiores a sus costos de adquisición. Durante el tercer trimestre de 2010, y dando cumplimiento a los plazos y condiciones previstas en el artículo 220 de la LSC, la Sociedad enajenó estas acciones propias mediante el procedimiento de oferta preferente establecido en los artículos 221 y 194 de la LSC, y la posterior enajenación al Fideicomiso Optimum Petrobras del remanente de acciones de la Sociedad (Nota 23.4). Reserva legal De acuerdo con las disposiciones legales vigentes, la Sociedad debe efectuar una reserva legal no inferior al 5% del resultado positivo surgido de la sumatoria algebraica del resultado del ejercicio, los ajustes de ejercicios anteriores, las transferencias de otros resultados integrales a resultados acumulados y las pérdidas acumuladas de ejercicios anteriores, hasta alcanzar el 20% de la suma del Capital social y el saldo de la cuenta Ajuste del capital. Reserva para futuras inversiones Corresponde a la asignación hecha por la Asamblea de Accionistas de la Sociedad, por la cual se destina un monto específico para constituir una Reserva especial cuyo objetivo es desarrollar las actividades de inversión de la Sociedad, las cuales están focalizadas en el negocio exploración y producción de petróleo y gas. Reserva para futuros dividendos Corresponde a la asignación hecha por la Asamblea de Accionistas de la Sociedad, por la cual se destina un monto específico para constituir una Reserva para futuros dividendos. Adicionalmente, la Asamblea de Accionistas facultó al Directorio de la Sociedad para determinar la cuantía y oportunidad de su distribución hasta la fecha de la Asamblea Ordinaria de Accionistas que trate el cierre de ejercicio correspondiente. Otros resultados integrales En la cuenta Otros resultados integrales se incluyen: (i) los resultados generados por la conversión de las operaciones en moneda extranjera, netas de las diferencias de cambio originadas por el endeudamiento de la Sociedad denominado en moneda extranjera designado como cobertura de dichas operaciones, y (ii) las ganancias y pérdidas actuariales correspondientes a los planes de beneficios definidos y sus correspondientes efectos impositivos (Nota 27). Resultados no asignados Comprende el resultado de ejercicios anteriores que no fueron distribuidos, los importes transferidos de otros resultados integrales y los ajustes de ejercicios anteriores por efecto de aplicación de las NIIF. La Resolución General N° 593/2011 de la CNV estableció que las Asambleas de Accionistas que consideren estados contables cuya cuenta Resultados no asignados arroje resultados positivos, deberán adoptar una resolución expresa en cuanto a su destino, ya sea como distribución en forma de dividendos, capitalización, constitución de reservas o una eventual combinación de tales dispositivos. Las Asambleas de Accionistas de la Sociedad dieron cumplimiento a lo indicado precedentemente.. Distribución de dividendos La distribución de dividendos en efectivo se reconoce como un pasivo en los estados financieros del Grupo en el ejercicio en el cual resultan aprobados por los accionistas de la Sociedad.





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Otras partidas de Patrimonio La cuenta “Otros” corresponde al importe generado por la adquisición de combinación de negocios de sociedades bajo control común, determinado como la diferencia entre el valor de libros de los activos y pasivos a la fecha de la transacción y el valor pagado (Nota 2.3.1.4). El saldo de esta partida disminuye el total distribuible de los resultados acumulados. 2.6.9. Resultados por acción básico y diluido: La ganancia básica por acción se ha obtenido dividiendo la cifra del resultado del ejercicio atribuible a los accionistas de la Sociedad, entre la media ponderada de acciones ordinarias en circulación durante el ejercicio. La ganancia diluida por acción coincide con la ganancia básica, dado que la Sociedad no posee acciones preferidas ni deuda convertible en acciones, que pueda diluir este resultado. 2.6.10. Reconocimiento de ingresos: Los ingresos por la venta de petróleo crudo, gas natural, productos petroquímicos y refinados se reconocen cuando los productos son entregados. Los ingresos se calculan al valor razonable de la contraprestación recibida o por cobrar teniendo en cuenta el importe de cualquier descuento comercial y rebaja por volumen de ventas de la entidad. Los ingresos procedentes de la venta de bienes se reconocen cuando se han satisfecho todas las siguientes condiciones: (a) la entidad ha transferido al comprador los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad de los bienes; (b) la entidad no conserva para sí ninguna implicación en la gestión corriente de los bienes vendidos, en el grado usualmente asociado con la propiedad, ni retiene el control efectivo sobre los mismos; (c) el importe de los ingresos puede ser medido de forma fiable; (d) es probable que los beneficios económicos asociados con la transacción fluyan a la entidad; y (e) los costes incurridos, o por incurrir, en relación con la transacción pueden ser medidos con fiabilidad. Los ingresos por ventas correspondientes a las actividades de producción de petróleo y gas natural, en los que la Sociedad tiene participación compartida con otros productores, se reconocen sobre la base de la participación contractual que la Sociedad detenta en cada consorcio con prescindencia de la asignación real. En caso de que se produzcan desbalanceos entre la asignación real y la asignación por contrato, esto dará lugar al reconocimiento de una deuda o de un crédito, según la producción asignada a la Sociedad sea en exceso o en defecto respecto de la producción resultante de su participación contractual en el consorcio. La Sociedad acuerda operaciones de intercambio de gasoil y de naftas comerciales con otras compañías refinadoras en localizaciones geográficas distintas, con el objetivo de optimizar la cadena logística. Estas transacciones se exponen netas en el Estado Consolidado de Resultados. Los ingresos por servicios son calculados al valor razonable de la contraprestación cobrada o a cobrar, teniendo en cuenta el importe estimado de cualquier descuento, determinando de esta manera los importes netos. Los ingresos se reconocen al cumplirse todas y cada una de las siguientes condiciones: (a) el importe de los ingresos puede medirse confiablemente;

(b) es probable que la entidad reciba los beneficios económicos derivados de la transacción;

(c) el grado de terminación de la transacción, a la fecha del balance, pueda ser medido confiablemente;

(d) los costos ya incurridos en la prestación, así como los que quedan por incurrir hasta completarla, puedan ser medidos con fiabilidad.





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3. Juicios contables críticos y fuentes clave para la estimación de las incertidumbres En la elaboración de informaciones financieras es necesario utilizar estimaciones para ciertos activos, pasivos y otras transacciones. Aunque la Dirección de la Sociedad utiliza premisas y juicios que se revisan periódicamente, los resultados reales pueden diferir en relación a las estimaciones realizadas. Las estimaciones y criterios se evalúan periódicamente y se basan en la experiencia histórica y otros factores, incluyendo expectativas de hechos futuros que se considera son razonables en las circunstancias. A continuación se detallan las estimaciones y premisas más significativas:

3.1 Reservas de hidrocarburos Por reservas se entiende a los volúmenes de petróleo y gas (expresado en m3 equivalentes de petróleo) que originan o están asociados a algún ingreso económico, en las áreas donde la Sociedad opera o tiene participación (directa o indirecta) y sobre los cuales se posee derechos para su explotación, incluyendo los volúmenes de hidrocarburos relacionados con aquellos contratos de servicios en los cuales la Sociedad 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 generan incertidumbre con respecto a la estimación de las reservas probadas y con respecto a la estimación de perfiles de producción futura, costos de desarrollo y precios, incluyendo diversos 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 incertidumbre. La estimación de reservas se realiza en función a la calidad de la información de geología e ingeniería disponible a la fecha de cálculo y de su interpretación. Las estimaciones de reservas son ajustadas en la medida que cambios en los aspectos considerados para la evaluación de las mismas así lo justifiquen o, al menos, una vez al año. Dichas estimaciones de reservas han tenido en cuenta las evaluaciones efectuadas por firmas de consultores hidrocarburíferos. La Sociedad utiliza la información obtenida del cálculo de Reservas en la determinación de las depreciaciones de los activos utilizados en las áreas de producción de petróleo y gas, así como también en la evaluación de la recuperabilidad de dichos activos (Notas 2.6.4.3, 2.6.4.4, 17.2 y 19). 3.2. Provisión para abandono de pozos Las obligaciones relacionadas con el abandono de pozos una vez finalizadas las operaciones implican que la Gerencia realice estimaciones respecto de la cantidad de pozos, los costos de abandono a largo plazo y del tiempo restante hasta el abandono. Cabe destacar que la tecnología, los costos y las consideraciones de política, ambiente y seguridad cambian continuamente, lo que puede resultar en diferencias entre los costos futuros reales y las estimaciones. Las estimaciones de las obligaciones relacionadas con el abandono y taponamiento de pozos son ajustadas en la medida que cambios en los aspectos considerados para la evaluación de las mismas así lo justifiquen o, al menos, una vez al año. 3.3 Deterioro del valor de los activos no financieros A los efectos de evaluar la recuperabilidad de los activos no financieros, los activos se agrupan en los menores niveles para los cuales existen flujos de fondos identificables individualmente Para dichos fines, cada sociedad asociada y cada sociedad controlada en forma conjunta se ha considerado como una UGE. La metodología utilizada en la estimación del importe recuperable de los activos consiste principalmente en el cálculo del valor en uso.





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3.4. Contingencias La Sociedad está sujeta a diversas demandas, juicios y otros procedimientos legales que surgen en el curso habitual de sus negocios. Los pasivos con respecto a dichas demandas, juicios y otros procedimientos legales no pueden estimarse con certeza. La Sociedad analiza el estado de cada contingencia y evalúa la potencial exposición financiera, aplicando los criterios indicados en la nota 2.6.7, para lo cual elabora las estimaciones principalmente con la asistencia de los asesores legales. Las contingencias incluyen a los procesos judiciales pendientes o reclamos por eventuales perjuicios a terceros por daños originados en el desarrollo de las actividades, así como también reclamos de terceros originados en cuestiones de interpretación legislativa. La Sociedad evalúa la existencia de gastos adicionales directamente asociados con la resolución definitiva de cada contingencia, los cuales se incluyen en su valuación en el caso de que su monto pueda ser razonablemente estimado. 3.5 Medio ambiente: Los costos incurridos para limitar, neutralizar o prevenir la contaminación ambiental se activan sólo si se cumple al menos una de las siguientes condiciones: (a) se trata de mejoras en la seguridad; (b) se previene o limita el riesgo de contaminación ambiental; o (c) los costos se incurren para preparar a los activos para su venta y no incrementan el valor registrado por encima de su valor recuperable. Los pasivos relacionados con costos futuros de remediación son registrados cuando a partir de la evaluación ambiental es probable su materialización y los costos pueden ser estimados razonablemente. La oportunidad y la magnitud de dichas provisiones están generalmente enmarcadas en un plan de acción, sea éste un plan de remediación aprobado, o bien la venta o disposición de un activo. En general, la provisión se determina en función a la probabilidad de que un futuro compromiso de remediación pueda ser requerido. La valuación de los pasivos está determinada en función a la mejor estimación de la Sociedad del valor actual de los costos futuros, usando la tecnología disponible y aplicando las leyes y regulaciones relativas a la protección del medio ambiente actualmente vigentes, como así también las propias políticas de la Sociedad en la materia. 3.6 Beneficios al personal: Los compromisos actuariales con los planes de beneficios al personal son reconocidos como pasivos en el estado de situación financiera basada en cálculos actuariales que son revisados anualmente por un actuario independiente, utilizando el método de crédito unitario proyectado. El valor presente de las obligaciones por planes de pensión depende de múltiples factores que son determinados de acuerdo a cálculos actuariales, los cuales son revisados anualmente por un actuario independiente, neto del valor razonable de los activos del plan, cuando corresponda. Para ello, se utilizan ciertos supuestos dentro de los que se incluye la tasa de descuento y de incremento salarial.





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4. Gestión de riesgos financieros y del capital

4.1. Objetivos y políticas de gestión de riesgos Como consecuencia de sus operaciones, la Sociedad está expuesta a una serie de riesgos asociados a los mercados donde opera. La Sociedad adopta una metodología de gestión de riesgos integrada, donde el foco no está puesto en los riesgos individuales de las operaciones de las unidades de negocio, sino en una perspectiva más amplia enfocada en el monitoreo de los riesgos que afectan a todo su portafolio. La estrategia de gestión de riesgos de la Sociedad, en línea con la estrategia de integración de sus negocios, busca lograr un balance entre los objetivos de rentabilidad y el nivel de exposición al riesgo. La Sociedad y sus subsidiarias no contratan ni negocian instrumentos financieros derivados para fines especulativos. El Directorio de la Sociedad acuerda las políticas para la gestión y administración de cada uno de los riesgos que se mencionan a continuación, las cuales han sido aplicadas consistentemente en los períodos bajo análisis presentados en los presentes estados financieros: 4.1.1 Gestión de riesgo financiero 4.1.1.1. Riesgos asociados a tipos de cambio El resultado de las operaciones y la situación financiera de la Sociedad son sensibles a variaciones en los tipos de cambio entre el peso argentino y otras monedas. La divisa que genera la mayor exposición es el dólar estadounidense. La exposición de Petrobras Argentina a otras monedas diferentes al dólar estadounidense no es significativa. La Sociedad utiliza instrumentos financieros derivados para mitigar los riesgos asociados a tipos de cambio. Durante el ejercicio cerrado el 31 de diciembre de 2015, la Sociedad utilizó instrumentos financieros derivados, los cuales generaron una ganancia de 59 imputada en “Resultados Financieros”. Durante los ejercicios cerrados el 31 de diciembre de 2014 y 2013, la Sociedad utilizó instrumentos financieros derivados, los cuales no generaron resultados significativos.





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Los importes en libros de los activos y pasivos monetarios denominados en moneda extranjera al final de cada ejercicio sobre el que se informa son los siguientes:

(a) Al 31 de diciembre de 2015, de acuerdo con el tipo de cambio publicado por el Banco de la Nación Argentina. (b) Al 31 de diciembre de 2015, de acuerdo con el tipo de cambio publicado por el Banco Nacional de Bolivia y el Banco

Central de Venezuela, respectivamente.





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La Sociedad tiene una parte significativa de su endeudamiento designado como cobertura de la inversión denominada en moneda extranjera, por lo cual la Sociedad mantenía al 31 de diciembre de 2015 una posición financiera pasiva neta de USD 14 millones y al 31 de diciembre de 2014 y 2013, mantenía posiciones financieras activas netas de USD 70 millones y USD 124 millones, respectivamente. Las variaciones en los tipos de cambio generadas por el endeudamiento designado como cobertura se imputan en Otros resultados integrales (ver Nota 2.6.1.7). Análisis de sensibilidad del tipo de cambio Considerando la posición monetaria neta, las inversiones en compañías con deudas en dólares y las inversiones con moneda funcional distinta al peso al 31 de diciembre de 2015, la Dirección estimó que por cada aumento o disminución del tipo de cambio de un 20% frente al dólar estadounidense daría lugar a: - una pérdida o ganancia por “Diferencia de cambio” antes de impuestos de 36, respectivamente - un aumento o disminución de 65 en “Otros Resultados Integrales”, respectivamente, por la conversión de las

operaciones denominadas en moneda extranjera, neto del endeudamiento designado como cobertura. - una pérdida o ganancia de 70 por “Resultado de inversiones valuadas bajo el método de la participación”,

respectivamente, por la tenencia accionaria en CIESA que posee una posición pasiva neta en moneda extranjera - y una pérdida o ganancia de 180 en el “Impuesto a las ganancias”, neto del “Resultado atribuible a la participación

no controlante”, respectivamente, por la conversión de operaciones con moneda funcional distinta al peso,

Este análisis de sensibilidad no representa el riego inherente. Al 31 de diciembre de 2014, la Dirección estimó que por cada aumento o disminución en el tipo de cambio de un 20% frente al dólar estadounidense daría lugar a: (i) una ganancia o pérdida por “Diferencia de cambio” antes de impuestos de 120, respectivamente; (ii) un aumento o disminución de 19 en “Otros Resultados Integrales”; (iii) una pérdida o ganancia de 85 por “Resultado de inversiones valuadas bajo el método de la participación”, respectivamente; y (iv) una pérdida o ganancia de 110 en el “Impuesto a las ganancias”, neto del “Resultado atribuible a la participación no controlante”, respectivamente. Al 31 de diciembre de 2013, la Dirección estimó que por cada aumento o disminución del tipo de cambio de un 20% frente al dólar estadounidense daría lugar a: (i) una ganancia o pérdida por “Diferencia de cambio” antes de impuestos de 160, respectivamente; (ii) un aumento o disminución de 130 en “Otros Resultados Integrales”, respectivamente; (iii) una pérdida o ganancia de 75 por “Resultado de inversiones valuadas bajo el método de la participación”, respectivamente y (iv) una pérdida o ganancia de 80 en el “Impuesto a las ganancias”, neto del “Resultado atribuible a la participación no controlante”, respectivamente.

4.1.1.2. Riesgos asociados a tasa de interés La gestión del riesgo de tasa de interés busca reducir los costos financieros y limitar la exposición de la Sociedad al aumento en las tasas de interés. Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 aproximadamente el 99%, 98% y el 90%, respectivamente del total de la deuda financiera estaba sujeta a tasas de interés fijas, y el resto estaba sujeta a tasas de interés variable. La información referida a la financiación de la Sociedad y a las tasas de interés relacionadas se indica en Nota 20. En los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, Petrobras Argentina no ha utilizado instrumentos financieros derivados para mitigar riesgos relacionados con fluctuaciones en las tasas de interés.





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Análisis de sensibilidad de tasa de interés Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 la deuda de la Sociedad sujeta a tasa de interés variable ascendía a 7, 48 y 220, respectivamente. En 2015, 2014 y 2013, teniendo en cuenta su escasa materialidad, la Sociedad no está expuesta a un riesgo significativo de flujo de fondos como consecuencia de cambios en las tasas de interés. 4.1.1.3. Riesgo de liquidez El riesgo de liquidez representa el riesgo de que la Sociedad no tenga fondos suficientes para cumplir con todas sus obligaciones, tanto de naturaleza económica, laboral o comercial. El riesgo de liquidez está asociado a la capacidad de la Sociedad para financiar sus compromisos y llevar a cabo sus planes de negocio con fuentes de financiamiento estables, así como también al nivel de endeudamiento y al perfil de vencimientos de la deuda financiera. La Sociedad tiene una Política de Liquidez aprobada por el Directorio, cuyos principios fundamentales consisten en preservar el capital y mantener liquidez inmediata. En el marco de esta Política, mantiene disponibilidades de recursos en efectivo, otros instrumentos financieros líquidos y líneas de crédito no comprometidas en volumen suficiente, para hacer frente a los vencimientos de obligaciones financieras y comerciales, además de un balance entre deuda de corto y largo plazo. La Sociedad tiene vigente también una política de captación de fondos aprobada por el Directorio que establece parámetros para evitar concentración en las fuentes de financiamiento y las contrapartes crediticias. Adicionalmente utiliza una metodología para el análisis y asignación de límites de crédito a las diferentes entidades financieras y fondos comunes de inversión de manera de minimizar el riesgo de crédito asociado. En línea con esto, la Sociedad invierte sus fondos líquidos en entidades financieras con una adecuada calificación crediticia. Índice de liquidez: A continuación se expone la determinación del índice de liquidez de la Sociedad para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013:

Análisis de vencimientos de pasivos financieros A continuación se expone la estimación de las futuras obligaciones por vencimientos contractuales remanentes para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013. Los montos de la tabla representan los flujos de efectivo contractuales sin descontar y en consecuencia no coinciden con los montos revelados en el estado de situación financiera a excepción de cuentas por pagar a corto plazo cuando no se descuentan. Estas estimaciones son realizadas en base a información disponible al cierre de cada ejercicio y puede no reflejar los importes reales en el futuro. Por lo tanto, los montos expuestos se proporcionan al sólo efecto ilustrativo.





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(a) Corresponde principalmente a plazos menores de tres meses.





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4.1.1.4. Riesgo de crédito La Sociedad tiene una Política de Créditos aprobada por su Directorio que establece lineamientos y criterios para el otorgamiento de créditos a clientes. La Sociedad realiza permanentemente evaluaciones crediticias sobre la capacidad financiera de sus clientes, lo cual minimiza el riesgo potencial de pérdidas por incobrabilidad. El riesgo crediticio representa la exposición a posibles pérdidas derivadas de la falta de cumplimiento de contrapartes comerciales o financieras respecto a sus obligaciones asumidas para con la Sociedad. Este riesgo deriva principalmente de factores económicos y financieros, o de la posibilidad de que la contraparte entre en default. El riesgo de crédito está asociado a la actividad comercial de la Sociedad a través de los créditos por ventas otorgados a clientes, así como también a las disponibilidades y depósitos en bancos e instituciones financieras. La Sociedad, en el curso habitual de sus negocios y de acuerdo con su política de crédito, otorga crédito a una gran base de clientes, principalmente amplios sectores de la industria, incluyendo operadores de estaciones de servicio, refinadoras, exportadoras, compañías petroquímicas, distribuidores de gas natural, grandes usuarios de electricidad y distribuidores de energía eléctrica, entre otros. La Sociedad constituye una previsión para deudores incobrables. Esta previsión representa la mejor estimación de la Sociedad de las posibles pérdidas en relación con los créditos por ventas. Al 31 de diciembre de 2015 los créditos por ventas de la Sociedad totalizan 3.289, de los cuales el 99% son a corto plazo y el 1% restante se clasifica como no corriente y corresponden principalmente a CAMMESA (empresa nacional encargada de comprar energía eléctrica a los generadores y venderla a los distribuidores). Exceptuando CAMMESA, que representa aproximadamente el 40% del total de los créditos por ventas, la Sociedad no tiene una concentración significativa de riesgo de crédito, estando dicha exposición atomizada entre un gran número de clientes y otras contrapartes. Ningún otro cliente concentra un porcentaje significativo del importe total de estas cuentas por cobrar. El riesgo de crédito de los fondos líquidos y otras inversiones financieras es acotado dado que las contrapartes son entidades bancarias con calificaciones crediticias consideradas adecuadas. La Sociedad también tiene vigente una política de liquidez. 4.1.1.5. Gestión del capital El objetivo principal de la gestión del capital de la Sociedad es mantener la calidad crediticia y ratios de capital que permitan sustentar su negocio y maximizar el valor para sus accionistas. Asimismo, Petrobras Argentina busca mantener un nivel de generación de fondos de sus actividades operativas que le permitan atender su plan de inversiones y cumplir con todos sus compromisos. En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, los fondos generados por las operaciones totalizaron 4.239, 4.646 y 2.778, respectivamente. El Directorio de las compañías donde Petrobras Argentina posee influencia significativa o ejerce control conjunto formula sus propias políticas de gestión de riesgo.





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Índice de endeudamiento: A continuación se expone la determinación del índice de endeudamiento de la Sociedad para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013:

4.1.2. Gestión de Capital no financiero Riesgos de precio de commodities Las operaciones que realiza Petrobras Argentina están afectadas por numerosos factores que se encuentran fuera del control de la Sociedad, incluyendo variaciones en los precios de mercado de sus productos, regulaciones gubernamentales referidas a precios, impuestos y otros gravámenes, regalías y otros factores. En Argentina, los precios de los productos del sector de energía están determinados principalmente por regulaciones locales. Las fluctuaciones de los precios internacionales solo afectan parcialmente al mercado doméstico. En los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, Petrobras Argentina no ha utilizado instrumentos financieros derivados para mitigar riesgos relacionados con fluctuaciones en los precios de commodities.





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4.2. Instrumentos financieros por categorías Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, la clasificación de los instrumentos financieros por categoría es la siguiente:





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4.3. Valor razonable de los instrumentos financieros Para estimar los valores razonables de cada clase de instrumento financiero se han utilizado los siguientes métodos y supuestos: � Los valores contables de efectivo, equivalentes de efectivo, cuentas a cobrar y obligaciones a corto plazo se aproximan a su valor razonable, debido a los vencimientos a corto plazo de estos instrumentos. � El valor razonable de las participaciones en fondos comunes de inversión se reconoció sobre la base de precios cotizados en el mercado a la fecha de cierre del ejercicio para activos idénticos en mercados activos y, en consecuencia, se clasificó como Nivel 1. � El valor razonable de los títulos de deuda a largo plazo que cotizan en el mercado de valores se basa en precios de mercado cotizados a la fecha de cierre de ejercicio (Nivel 1), y en relación con los títulos de deuda a largo plazo restantes, el valor razonable se estimó en base a las tasas corrientes a disposición de la Sociedad para títulos de deuda con vencimientos restantes similares (Nivel 2). A continuación se exponen los valores razonables estimados de los instrumentos financieros al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 valuados a costo amortizado, excepto de los instrumentos financieros mencionados anteriormente cuyos valores contables se aproximan a los valores razonables:

4.4. Valor razonable por jerarquía El valor razonable es el precio que sería recibido por vender un activo o pagado por transferir un pasivo en una transacción ordenada entre participantes del mercado llevada a cabo en el mercado principal del activo o pasivo (o, en caso de ausencia, en el mercado más ventajoso) en condiciones de mercado presentes en la fecha de medición, independientemente que el precio sea directamente observable o estimado a partir de una técnica de valoración. Se trata de una medición para un activo o pasivo concreto y por lo tanto debe tener en cuenta las características particulares que serían consideradas por los participantes del mercado, asumiendo que actúan atendiendo su mejor interés económico. Las técnicas de valoración utilizadas por la Sociedad para medir el valor razonable maximizan el uso de variables observables relevantes y minimiza el uso de variables no observables. La jerarquía del valor razonable clasifica en tres niveles las variables de técnicas de valoración utilizadas y concede la prioridad más alta a las variables de Nivel 1 y la más baja a las de Nivel 3: � Nivel 1: Variables observables que son precios cotizados en mercados activos para activos o pasivos idénticos a los que la Sociedad puede acceder en la fecha de la medición; � Nivel 2: Variables diferentes a los precios cotizados en mercados activos, y que son observables para activos o pasivos ya sea directa o indirectamente; y � Nivel 3: Variables no observables para activos o pasivos, que son desarrolladas por la Sociedad utilizando la mejor información disponible para reflejar los supuestos de los participantes del mercado. Si una o más de las variables relevantes no estuvieran basadas en información de mercado observable, los instrumentos financieros relacionados serían incluidos en el Nivel 3.





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5. Información por segmentos La Sociedad prepara esta información en base a criterios de segmentación por negocios y adicionalmente prepara información relevante por área geográfica.

5.1. Segmentación por negocios: Los segmentos de negocios fueron definidos en función a la forma regular por la que la gerencia analiza la información en la toma de decisiones. Las operaciones entre segmentos de negocios se llevan a cabo en el curso ordinario de los negocios en condiciones y a precios de mercado. Los términos de estas operaciones son comparables con los ofrecidos por u obtenidos de partes no vinculadas.





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





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Otras informaciones relevantes





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(a) Incluye 614 vinculados al Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural para Empresas con Inyección

Reducida, reglamentado por la Resolución 60/2013 de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas del Gobierno Nacional.





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5.2. Información relevante por área geográfica A continuación se expone cierta información sobre activos, ventas netas, resultado operativo y resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación agrupados por área geográfica:





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(a) En su totalidad corresponde a ventas con terceros.

6. Costo de ventas A continuación se expone la determinación del costo de ventas de la Sociedad y los correspondientes gastos imputables al costo de ventas:

6.1 . Gastos imputables al costo de ventas





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7. Gastos de administración y comercialización

8. Gastos de exploración

9. Otros resultados operativos

(*) Corresponde al segmento de negocios “Exploración y Producción de Petróleo y Gas”





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10. Resultados financieros

11. Impuesto a las ganancias e impuesto diferido A continuación se detalla la composición del impuesto a las ganancias incluido en el Estado de Resultados Consolidado y la composición del impuesto diferido:

(a) Corresponde al efecto impositivo de las diferencias de cambio originadas por: (i) la revaluación de la inversión neta

denominada en moneda extranjera (imputada en el impuesto diferido), y (ii) por la revaluación del endeudamiento nominado en moneda extranjera designado como cobertura de dicha inversión (imputada en el impuesto estimado).





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a) Expuestos en el rubro “Activo por impuesto diferido” por 47 y en Pasivo por impuesto diferido por (499).

b) Expuestos en el rubro “Activo por impuesto diferido” por 7 y en Pasivo por impuesto diferido por (863).

(*) La Dirección de la Sociedad evalúa el recupero de los quebrantos y de las restantes diferencias activas tomando en consideración, entre otros elementos, la rentabilidad proyectada de los negocios, las estrategias de planificación fiscal, la temporalidad de las utilidades fiscales futuras atendiendo al plazo de prescripción de quebrantos, las reversiones futuras de las diferencias temporarias existentes y la historia fiscal de los años recientes. Toda la evidencia disponible, tanto positiva como negativa, debidamente ponderada, es considerada en el análisis.





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Plazo de reversión de Impuestos sobre las ganancias diferidos

La Sociedad considera que los activos/pasivos por impuestos diferidos se realizarán función a estimaciones de la realización de las provisiones y a la resolución final de eventos futuros.

El cronograma estimado de recuperación/reversión de activos/pasivos por impuestos diferidos al 31 de diciembre de 2015 se detalla en el siguiente cuadro:

Seguidamente, se muestra la conciliación entre el impuesto a las ganancias incluido en el Estado de Resultados Consolidado y el que resultaría de aplicar a la ganancia contable (antes del impuesto y la participación no controlante en el resultado de las sociedades subsidiarias a la tasa impositiva vigente del 35%):

(a) Corresponde principalmente a los resultados de ventas de inversiones permanentes. La Sociedad posee los siguientes quebrantos no reconocidos en los estados financieros, los cuales pueden ser utilizados hasta las fechas indicadas a continuación:

Activos y pasivos por impuesto a las ganancias:





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12. Ganancia por acción El cálculo del resultado por acción, en sus versiones básica y diluida, se determina de acuerdo con lo expuesto a continuación:

No se han producido operaciones con acciones ordinarias o con acciones ordinarias potenciales entre la fecha de cierre del ejercicio y la fecha de presentación de los estados financieros. 13. Efectivo y equivalentes de efectivo

Información adicional sobre el estado de flujo de efectivo

La Sociedad utiliza el método indirecto, el cual requiere una serie de ajustes a la utilidad neta del ejercicio para obtener los fondos generados por las operaciones. Las principales operaciones que no afectaron efectivo y equivalente de efectivo fueron eliminadas de los estados de flujo de efectivo al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 y son las siguientes:

(a) Las operaciones correspondientes a 2015 corresponden 98 a G&E, 77 a E&P y 50 a los restantes segmentos. Las operaciones correspondientes a los ejercicios 2014 y 2013 corresponden principalmente al segmento de negocios “Exploración y Producción de Petróleo y Gas”. (b) Corresponde al segmento de negocios “Exploración y Producción de Petróleo y Gas”





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14. Créditos por ventas

a) El movimiento de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, incluye (42), (40) y (9) imputados en “Gastos de administración y comercialización”. b) Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 los créditos por ventas corrientes incluyen en promedio 13%, 8% y 4%, respectivamente de créditos vencidos no previsionados, los cuales no superan el plazo de 3 meses. 15. Otros créditos

a) El movimiento de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, incluye (397), (182) y (140) imputados

en “Otros resultados integrales”, respectivamente. b) Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 los créditos corrientes incluyen en promedio 2%, 9% y 4%, respectivamente de

créditos vencidos no previsionados, los cuales no superan el plazo de 3 meses, respectivamente. 16. Inventarios





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17. Inversiones en sociedades relacionadas

17.1. Inversiones en negocios conjuntos

17.1.1. Distrilec: En el primer trimestre de 2013 la Sociedad vendió a Hidroeléctrica Piedra del Águila S.A. y a La Plata Cogeneración S.A. la totalidad de su participación directa e indirecta en PEDASA y PFB por un monto de USD 35 millones, reconociendo una pérdida de 34 imputados en “Otros resultados operativos” (Nota 9). A través de PEDASA y PFB, la Sociedad mantenía una participación indirecta del 48,50% en Distrilec, sociedad controlante de EDESUR. 17.1.2. CIESA:

Los accionistas de CIESA, sociedad controlante de TGS, sólo pueden vender las acciones Clase “A”, representativas del 51% del capital social de TGS, si contaran con la previa autorización de la autoridad regulatoria y la aprobación unánime de los accionistas de CIESA. 17.1.3. Valuación de las participaciones en CIESA: Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, la valuación de la participación directa e indirecta en CIESA es de 441, 491 y 497, respectivamente. La valuación contable de dicha participación no excede su valor recuperable. 17.1.4. Endeudamiento de CIESA: Como consecuencia del escenario macroeconómico configurado en la Argentina a partir de la sanción de la Ley de Emergencia Pública, CIESA no pagó a su vencimiento, en abril de 2002, el capital y la última cuota de intereses de sus obligaciones negociables emitidas en 1997 por un valor nominal de USD 200 millones, así como tampoco acuerdos de cap y collar de tasa de interés. A partir de abril de 2004, los accionistas y acreedores financieros de CIESA celebraron una serie de acuerdos, por los cuales, entre otras acciones, se previó la realización de ciertas transferencias accionarias a fin de proveer la flexibilidad necesaria para avanzar en la reestructuración de la deuda financiera de CIESA antes mencionada. En este sentido, el 1 de setiembre de 2005 celebraron un Acuerdo de Reestructuración de la Deuda Financiera (Acuerdo de Reestructuración), el cual estaba sujeto a las aprobaciones del ENARGAS y la CNDC, sucediéndose a partir de enero de 2009 una serie de reclamos judiciales ante los Tribunales de Nueva York.





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El 10 de mayo de 2011 CIESA suscribió un Acuerdo de Entendimiento con Pampa Energía S.A., Pampa Inversiones S.A. e Inversiones Argentina I Ltd. (“Grupo Pampa”), el cual pasó a ser, asimismo, titular de las obligaciones negociables, y el 18 de mayo de 2011 se suscribió una modificación al Acuerdo de Reestructuración por la cual el Grupo Pampa ingresó en dicho acuerdo. El 5 de octubre de 2011, mediante nota N° 11.362, el ENARGAS expresó no tener objeciones regulatorias al Acuerdo de Reestructuración y expresó que el mismo podrá hacerse efectivo una vez que se obtenga la aprobación por parte de la CNDC. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros, la autorización de la CNDC aún no fue obtenida. Con fecha 13 de julio de 2012, CIESA, el Grupo Pampa y la Sociedad llegaron a un acuerdo transaccional por el cual las partes involucradas desistieron de todos los reclamos, acciones y derechos bajo los juicios tramitados en los Tribunales de Nueva York, extinguiéndolos. Como resultado de este acuerdo, CIESA canceló la totalidad de la Deuda Financiera mediante: (i) la transferencia al Grupo Pampa del 4,3% de acciones de TGS; (ii) el pago de aproximadamente USD 130 millones; (iii) la condonación de la Deuda Financiera remanente; y (iv) la suscripción de una quinta modificación al Acuerdo de Reestructuración, mediante la cual, una vez obtenida la aprobación gubernamental pendiente, el Grupo Pampa recibirá acciones representativas del 40% del capital social de CIESA que se encuentran bajo el dominio fiduciario de The Royal Bank of Scotland, Sucursal Argentina. En virtud de la celebración del Acuerdo mencionado en la presente nota y a lo dispuesto en la reunión de Directorio de CIESA celebrada el 23 de octubre de 2012, el 2 de enero de 2013 CIESA notificó a la CNV de la cancelación formal de las Obligaciones Negociables y con fecha 30 de mayo de 2013 ha sido retirada del Régimen de Oferta Pública y Cotización. 17.1.5. Situación tarifaria de las empresas de servicios públicos 17.1.5.1. Marco general El escenario configurado a partir de la sanción de la Ley de Emergencia Pública implicó un profundo cambio en la ecuación económica – financiera de las empresas de servicios públicos, que resultaron afectadas, entre otros, por la devaluación de la moneda, la pesificación y la eliminación de las cláusulas indexatorias sobre las tarifas. La Ley de Emergencia Pública determinó la pesificación y la eliminación de cláusulas indexatorias sobre las tarifas de servicios públicos, quedando las tarifas establecidas en pesos a la relación de cambio 1 peso igual a 1 dólar. Asimismo, se autorizó al PEN a renegociar los contratos que tengan por objeto la prestación de servicios públicos, teniendo en cuenta los siguientes criterios: i) el impacto de las tarifas en la competitividad de la economía y en la distribución de ingresos, ii) la calidad de los servicios y los planes de inversión, cuando ellos estuviesen previstos contractualmente, iii) el interés de los usuarios y la accesibilidad de los servicios, iv) la seguridad de los sistemas comprendidos, y v) la rentabilidad de las empresas. Con fecha 12 de febrero de 2002 el PEN emitió el Decreto N° 293/02 a través del cual se encomendó al Ministerio de Economía y Producción la renegociación de los contratos con empresas de servicios públicos. En julio 2003, se creó la UNIREN con la misión de asistir en el proceso de renegociación de contratos de obras y servicios públicos, suscribir acuerdos integrales o parciales y elevar proyectos normativos concernientes a adecuaciones transitorias de precios y tarifas, entre otras cosas. En diciembre de 2015 se sancionó la Ley N° 27.200, la cual extendió hasta el 31 de diciembre de 2017 el plazo para renegociar los contratos de obras y servicios públicos.

17.1.5.2. TGS Acuerdo Transitorio: Luego de que la UNIREN le remitiera distintas propuestas en vista a lograr la readecuación tarifaria de su contrato de concesión, las cuales oportunamente habían sido evaluadas como insuficientes, en octubre de 2008 TGS suscribió con la UNIREN un acuerdo transitorio que establece un aumento tarifario del 20% con efecto retroactivo a partir del 1 de





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setiembre de 2008, y la aplicación de los fondos originados por dicho aumento a un plan de inversiones en el sistema de transporte de gas previsto en el mismo acuerdo. Con fecha 3 de diciembre de 2009, el PEN emitió el Decreto N° 1.918/09 mediante el cual ratifica dicho acuerdo transitorio, por lo que TGS quedó en condiciones de facturar a sus clientes el aumento tarifario luego que el ENARGAS publicara el nuevo cuadro tarifario y definiera la metodología de facturación del efecto retroactivo. Sin embargo, dicho acto administrativo no se efectivizó y ante la excesiva demora, en agosto de 2010, TGS solicitó por carta al ENARGAS la autorización para publicar el cuadro tarifario que contiene el incremento tarifario transitorio del 20% y la metodología de cobro del retroactivo de dicho aumento, requiriendo además la aplicación de una tasa de interés conforme la modalidad de pago que se establezca. El ENARGAS respondió a TGS que había remitido los antecedentes y el proyecto tarifario a la SCyCG, dependiente del MPFIPyS, con fundamento en la Resolución N° 2000/2005 del MPFIPyS. El 30 de setiembre de 2010, TGS interpuso una acción de amparo en los términos del artículo 43 de la Constitución Nacional y de la Ley N° 16.986, contra el ENARGAS y contra la SCyCG, a fin de obtener la implementación del nuevo cuadro tarifario, el cual tuvo favorable acogida en la Justicia. El 7 de abril de 2014, el ENARGAS mediante la Resolución N° I-2852 aprobó los cuadros tarifarios aplicables al servicio público de Transporte de Gas Natural a cargo de TGS vigentes a partir del 1 de abril de 2014. Los cuadros tarifarios disponen un incremento escalonado del 8% a partir del 1 de abril de 2014, del 14% acumulado desde el 1 de junio de 2014 y del 20% acumulado desde el 1 de agosto del corriente año. Dicho incremento estará destinado a la ejecución por parte de TGS de un plan de inversiones para la realización de obras en su sistema de transporte tendientes a garantizar los niveles de calidad del servicio de transporte de gas natural de acuerdo a los lineamientos establecidos en el Marco Regulatorio de la industria del gas natural. El 5 de junio de 2015 el ENARGAS emitió la Resolución N° 3.347, complementaria de la Resolución I-2852, por la cual aprueba un incremento en los cuadros tarifarios aplicables al servicio público de transporte de Gas Natural a partir del 1 de mayo de 2015. Estos incrementos significan para TGS un aumento transitorio del 44,3% en el precio del servicio de transporte de gas natural y del 73,2% en el Cargo de Acceso y Uso. Dichos incrementos transitorios tienen por finalidad cubrir los costos de operación y mantenimiento y solventar las inversiones necesarias para la normal prestación del servicio de transporte de gas natural hasta tanto TGS y el Gobierno Nacional arriben a un acuerdo para la renegociación integral (el “Acuerdo Integral”) de la Licencia de transporte de gas natural que fuera inicialado por TGS en octubre de 2011. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros no existe certidumbre respecto del plazo en el cual el Acta Acuerdo será suscripta e implementada por el Estado Nacional. Estos incrementos significan un reconocimiento parcial de los reclamos administrativos previos iniciados por TGS. Es por ello que TGS continuará con las acciones que correspondan en pos de resguardar sus derechos, incluyendo las que resulten necesarias para concretar la firma del Acuerdo Integral. La Resolución N° 7 del Ministerio de Energía y Minería de la Nación (B.O. 28.01.2016) derogó la Resolución 2000/2005 del MPFIPyS que disponía que todo incremento tarifario debe contar con la previa intervención de la SCyCG, dependiente de dicho organismo. Acuerdo Integral: A principios de octubre de 2008, TGS recibió de la UNIREN una propuesta de acuerdo de renegociación integral (que incluye el aumento inicial de tarifas del 20%). En octubre de 2011 se recibió una nueva propuesta, similar a la anterior, y que aceptada por TGS permite a la UNIREN iniciar el procedimiento administrativo previsto para su firma cuando este en su caso concluya favorablemente luego de la intervención de los distintos organismos competentes. En octubre de 2015, fue inicialada por TGS y la UNIREN una nueva versión del Acta Acuerdo Integral a fin de incorporar como antecedente normativo de la misma, la Resolución N° 3.347. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros no existe certidumbre respecto del plazo en el cual el Acta Acuerdo Integral será suscripta e implementada por el Estado Nacional.





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Inversión en CIESA/TGS Al 31 de diciembre de 2015 el valor de libros de la inversión en CIESA (accionista controlante de TGS) asciende a 441 y representa aproximadamente un 2% de los activos totales de Petrobras Argentina. El valor de dicha inversión no supera su valor recuperable.

17.2. Inversiones en compañías asociadas

(a) Incluye Petrokariña S.A., Petroritupano S.A., Petroven-Bras S.A. y Petrowayú S.A (b) El movimiento de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, incluye (2.714), (921) y (580) imputados en “Otros resultados integrales” y (1.213), (1.342) y (520), imputados en “Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación”, respectivamente (Ver nota 17.3).

En cuanto a lo requerido por NIIF 12, la Sociedad no ha identificado inversiones en asociadas que resulten significativas. Inversiones en las empresas mixtas en Venezuela En abril de 2005, el MEP instruyó a PDVSA a revisar los 32 convenios operativos celebrados por filiales de PDVSA con empresas petroleras entre 1992 y 1997. Dicha instrucción estableció que PDVSA debería tomar todas las medidas necesarias para convertir los convenios operativos a la modalidad de empresas mixtas. En agosto de 2006, se firmaron los contratos de conversión de los convenios operativos, a través de los cuales se estableció que la participación de los privados en las nuevas empresas fuera del 40%, correspondiéndole al estado venezolano la participación del 60%. Petroritupano S.A., Petrowayú S.A., Petroven-Bras S.A. y Petrokariña S.A. (en conjunto “empresas mixtas”) son empresas constituidas como resultado del proceso de migración de los convenios operativos que regulaban la explotación en Venezuela de las áreas de Oritupano Leona, La Concepción, Acema y Mata, respectivamente. Las empresas mixtas deben vender a PDVSA todos los hidrocarburos líquidos que produzcan en el área delimitada y el gas natural asociado (cuando así lo contemple el contrato), de acuerdo con una fórmula de precios asociada a marcadores internacionales como el BRENT.





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Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, el valor contable de las participaciones directas e indirectas en las compañías mixtas neto de previsiones es de 2.842, 2.667 y 3.078, respectivamente. La recuperabilidad de estas inversiones es altamente sensible a la volatilidad del precio del petróleo crudo, a los cambios en materia económica, social y regulatoria en Venezuela, y en particular a los planes de negocio resultantes para el desarrollo de las reservas de tales compañías. En la determinación del valor recuperable, la Sociedad consideró: precios basados en los planes de negocios (BRENT de USD 45 por barril para 2016, convergiendo a USD 71 en el largo plazo), curvas de producción, costos de las operaciones a valores de mercado y necesidades de inversión para el desarrollo de las reservas de dichas compañías. El impacto de los precios internacionales de referencia en la curva futura de ventas de hidrocarburos estimada para los activos bajo evaluación y el impacto del incremento del riesgo país en Venezuela en la tasa de descuento utilizada dieron como resultado la registración de pérdidas por desvalorización de 1.213 en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015. La tasa de descuento utilizada para la medición a valor recuperable, de 17.1% para 2015 y de 15.5% para 2014, considera el tipo de activo en cuestión, el segmento de negocio y el país donde se desarrollan las operaciones. Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 la Sociedad mantiene previsiones por desvalorización por 9.094, 5.167 y 2.903, respectivamente. La Sociedad realizó un análisis de sensibilidad del valor recuperable con respecto a: i) tasa de descuento: un aumento o disminución de un 1% en la tasa de descuento, implicaría una disminución del 5% o un aumento del 6%, en el valor recuperable, respectivamente y ii) precio del petróleo crudo utilizado: un aumento o disminución de un 10% en el precio, implicaría un incremento del 17% y una disminución del 20%, en el valor recuperable, respectivamente. En oportunidad de la firma de los respectivos contratos de conversión de los convenios operativos, en el año 2006 el Estado Venezolano reconoció a favor de la Sociedad un crédito divisible y transferible por un monto de USD 88,5 millones, que no devenga intereses y que podría ser utilizado para el pago de bonos de adquisición en el marco de cualquier nuevo proyecto de empresa mixta para el desarrollo de actividades de exploración y producción de petróleo, o de licencia para el desarrollo de operaciones de exploración y producción de gas en Venezuela. En virtud de que no se han concretado proyectos para su utilización, así como tampoco han resultado exitosas las gestiones para su transferencia a terceros y no se vislumbran otras alternativas de aplicación, la Sociedad mantiene previsionado íntegramente el valor del mismo. Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 la Sociedad mantiene previsiones por desvalorización por 1.153, 756 y 574, respectivamente (Nota 15). Desvalorización de la inversión en Oleoductos de Crudos Pesados (OCP) - Ecuador En relación a las divergencias interpretativas que OCP mantiene con el fisco ecuatoriano, la Corte Nacional de Justicia emitió sentencias confirmando la determinación impositiva a favor del Estado, por lo cual OCP interpuso acciones extraordinarias de protección ante la Corte Constitucional. A fines de 2014 dichas acciones extraordinarias han sido inadmitidas por la Corte Constitucional. Al 31 de diciembre de 2015 y 2014, OCP detenta un patrimonio neto negativo, sin embargo, y conforme que Petrobras Argentina no ha asumido compromisos de aportes de capital ni de asistencia financiera a OCP, dicha tenencia accionaria ha sido valuada a cero, reconociendo en el ejercicio 2014 una pérdida neta de 464, luego de la capitalización de un crédito con OCP durante 2014.





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17.3 Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación:

a) Incluye una previsión por desvalorización, correspondiente al segmento de negocio “Exploración y Producción de Petróleo

y Gas”, de 1.213, 1.342 y 520 por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013. 17.4 Dividendos cobrados:





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17.5 Información sobre participación en sociedades relacionadas

Cambios en las participaciones en sociedades relacionadas en los ejercicios 2013 a 2015: En el primer trimestre de 2013 la Sociedad vendió el 100% de su participación en PEDASA, a través de la cual mantenía una participación indirecta del 48,5% en Distrilec y del 27,33% en Edesur. En el ejercicio 2014 se aprobó la liquidación de Propyme S.G.R, de la cual la Sociedad detentaba una participación directa del 48,56% e indirecta del 0,07%. En diciembre de 2014, la Sociedad compró a PEISA las participaciones directas del 5% que esta sociedad tenía en Atalaya Energy S.R.L. y Canadian Hunter Argentina S.A., por lo cual a partir de esa fecha la Sociedad detenta el 100% de participación directa en ambas compañías y procedió a su posterior fusión por absorción con la Sociedad.





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17.6 Información relevante A continuación se expone la información más relevante de los estados financieros de PELSA, subsidiaria con participación no controlante:





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Resultado de Negocios conjuntos y asociadas, por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013:

18. Otras inversiones





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19. Propiedad, planta y equipos Evolución del rubro

(a) Las disminuciones del rubro “Pozos productores, exploratorios y propiedad minera” del ejercicio finalizado el 31 de

diciembre de 2013 incluye 11 por desvalorización del área de Santa Cruz II, imputado en “Otros resultados operativos” (Nota 9).

(b) Las disminuciones del rubro “Pozos productores, exploratorios y propiedad minera” del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 incluye 94 por desvalorización de las áreas Colpa y Caranda, imputado en “Otros resultados operativos” (Nota 9).

(c) Las disminuciones del rubro “Pozos productores, exploratorios y propiedad minera” del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015 incluye 635 de desvalorizaciones, de los cuales corresponden 471 y 164 a las áreas El Tordillo y Colpa y Caranda, respectivamente, imputado en “Otros resultados operativos” (Nota 9).





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Desvalorización de activos La evaluación de recuperabilidad de las áreas El Tordillo y La Tapera – Puesto Quiroga dio como resultado el reconocimiento de pérdidas por desvalorización por 471 como consecuencia del impacto de la significativa caída en los márgenes producto del incremento en los costos operativos y la disminución de los precios internos de referencia para las ventas de petróleo, con valores USD 55 para 2016, convergiendo a USD 69 en el largo plazo. La tasa de descuento WACC utilizada ascendió al 8.9% para 2015. Asimismo, se reconocieron pérdidas por desvalorización de 164, en el área Colpa y Caranda, como consecuencia del impacto de los precios internacionales de referencia en la curva futura de ventas de hidrocarburos, considerando valores de BRENT de USD 45 para 2016, convergiendo a USD 71 en el largo plazo, y por el diferimiento en la ejecución del plan de desarrollo. La tasa de descuento WACC utilizada ascendió al 8.7% para 2015 y al 8.3% para 2014. La Sociedad realizó un análisis de sensibilidad del valor recuperable en las áreas El Tordillo y La Tapera – Puesto Quiroga con respecto a: i) tasa de descuento: un aumento o disminución de un 1% en la tasa de descuento, implicaría una disminución del 5% o un aumento del 6%, en el valor recuperable, respectivamente y ii) precio del petróleo crudo utilizado: un aumento o disminución de un 10% en el precio, implicaría un incremento del 20% y una disminución del 20%, en el valor recuperable, respectivamente. La Sociedad realizó un análisis de sensibilidad del valor recuperable en el área Colpa y Caranda con respecto a: i) tasa de descuento: un aumento o disminución de un 1% en la tasa de descuento, implicaría una disminución del 33% o un aumento del 36%, en el valor recuperable, respectivamente y ii) precio del petróleo crudo utilizado: un aumento o disminución de un 10% en el precio, implicaría un incremento del 15% y una disminución del 18%, en el valor recuperable, respectivamente. Teniendo en cuenta que el valor residual contable asciende a 211, los efectos indicados, no implicarían un impacto significativo en relación con los activos de la Sociedad. 20. Préstamos

20.1. Programas globales de obligaciones negociables Programa global de USD 2.500 millones: Al 31 de diciembre de 2015, bajo este programa, se encuentra en circulación la Clase S, emitida en mayo de 2007, por un valor de USD 300 millones, con vencimiento en mayo de 2017, a una tasa de interés del 5,875% anual. La Clase S cuenta con el respaldo de un contrato de compra Standby Purchase Agreement provisto por Petróleo Brasileiro, según el cual, en caso de falta de pago del capital, intereses y cualquier otro monto adeudado por la Sociedad respecto de la Clase S, Petróleo Brasileiro estará obligada a comprar los derechos de los tenedores de las Obligaciones Negociables de recibir dichos pagos. El destino de los fondos ingresados por la emisión de obligaciones negociables ha sido la refinanciación de pasivos, la recomposición del capital de trabajo, inversiones en activos físicos situados en Argentina, o aportes de capital en sociedades, con aplicación de los fondos a los fines descriptos anteriormente. Las deudas originadas por las emisiones vigentes se exponen netas de la porción a devengar de los descuentos de emisión y de los costos incurridos por dichas emisiones. Programa global de USD 500 millones: La Asamblea General Extraordinaria de Accionistas de Petrobras Argentina S.A. celebrada el 21 de marzo de 2013 aprobó la constitución de un nuevo programa global de emisión de obligaciones negociables por hasta un monto máximo de capital en circulación en cualquier momento de USD 500 millones o su equivalente en otras monedas, con una vigencia de 5 años, o el plazo máximo que pueda ser fijado por la futura regulación que resulte aplicable. La creación del programa fue autorizada por la Resolución N° 17.162 de la CNV de fecha 15 de agosto de 2013. No se han emitido obligaciones negociables bajo este Programa.





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20.2. Cláusulas de cross default y otros Las obligaciones negociables y otros endeudamientos financieros vigentes contienen cláusulas de cross default, según las cuales el Trustee, conforme a instrucciones recibidas de tenedores que representen al menos el 25% del capital en circulación correspondiente, en el caso de las obligaciones negociables o el acreedor financiero, según corresponda, puede declarar vencido la totalidad de los importes adeudados, en caso que cualquier endeudamiento de la Sociedad o de sus subsidiarias significativas fuese acelerado ó no fuese cancelado al vencimiento, siempre que dichos importes vencidos y no pagados excedan el mayor de USD 25 millones o el 1% del patrimonio de Petrobras Argentina al momento de dichos vencimientos, y siempre que el incumplimiento no haya sido anulado o subsanado dentro de los plazos legales y/o contractuales que fuesen aplicables. Adicionalmente, contienen cláusulas con otras obligaciones que, de ser incumplidas, y siempre que el incumplimiento no haya sido anulado o subsanado dentro de los plazos legales y/o contractuales aplicables, podrían ocasionar también, una aceleración de la deuda. A la fecha de emisión de los presentes estados contables Petrobras Argentina ha cumplido con todas las cláusulas, compromisos y requisitos relacionados con su endeudamiento financiero. La Obligación Negociable Clase S tiene una cláusula en virtud de la cual si se produce un cambio en el grupo de control (tal como se define en la misma), la Sociedad tiene que hacer una oferta de recompra a los titulares de la Clase S a un precio de compra igual al 101% del valor nominal en circulación, más los intereses devengados y no pagados a la fecha de compra.

20.3. Composición y evolución del rubro: El detalle de los préstamos al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 es el siguiente:

Movimientos de Préstamos El movimiento de los préstamos y financiamientos al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 se expone a continuación:





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Detalle de la deuda a corto y largo plazo El pasivo por préstamos al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 se compone de la siguiente manera:

Los vencimientos de los préstamos al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 son los siguientes:

21. Deudas fiscales





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22. Provisiones y pasivos contingentes

Provisiones registradas contablemente

(a) Provisión para gastos de remediación ambiental

Las actividades de la Sociedad están sujetas a numerosas normas ambientales tanto en Argentina como en los demás países en los que opera. A juicio de la Dirección de la Sociedad, sus operaciones en curso cumplen en todos los aspectos relevantes con los requisitos ambientales pertinentes, según se interpretan y aplican a la fecha, incluyendo los compromisos regulatorios de saneamiento asumidos. La Sociedad no ha incurrido en responsabilidad significativa por contaminación resultante de sus operaciones. La Sociedad realiza evaluaciones de impacto ambiental respecto de sus nuevos proyectos e inversiones y, a la fecha, los requisitos y restricciones ambientales aplicables a esos nuevos proyectos no han producido un efecto adverso significativo en los negocios. El movimiento de los ejercicios 2015, 2014 y 2013 incluye (169), (54), y (273) correspondientes a pagos netos de nuevos cargos, 29, 193 y 27 imputados en “Otros resultados operativos” (Nota 9) y 135, 49 y 98 imputado en Otros resultados integrales, respectivamente. La Sociedad ha efectuado un análisis de sensibilidad respecto de variaciones del 1% en la tasa de descuento, sin tener dichos cambios un efecto significativo en los cargos a resultados del ejercicio.

(b) Provisión para costos de abandono y taponamiento de pozos.

De acuerdo con las regulaciones vigentes en los países donde desarrolla sus operaciones de exploración y producción de petróleo y gas, la Sociedad (directa o indirectamente a través de subsidiarias) tiene la obligación de incurrir en costos relacionados con el abandono y taponamiento de pozos. La Sociedad no posee activos legalmente restringidos para la cancelación de dichas obligaciones. A continuación se expone la evolución de los pasivos por costos de abandono y taponamiento de pozos por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013:

La Sociedad ha efectuado un análisis de sensibilidad respecto de variaciones del 1% en la tasa de descuento, sin tener dichos cambios un efecto significativo en los cargos a resultados del ejercicio.





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(c) Provisión para juicios y contingencias

La Sociedad (directa o indirectamente a través de subsidiarias) es parte en diversos procesos judiciales comerciales, fiscales y laborales originados en el curso normal de sus actividades. A efectos de determinar un adecuado nivel de provisión, la Sociedad ha considerado su mejor estimación principalmente con la asistencia de los asesores legales e impositivos. El movimiento de los ejercicios 2015, 2014 y 2013 incluye 9, 109 y 103 imputados en Otros resultados operativos (Nota 9) y (103), (126) y (58) correspondiente a utilizaciones del ejercicio. La determinación de las estimaciones está sujeta a cambios en el futuro, en otras cuestiones, relacionadas con nuevos acontecimientos a medida que se desarrolla cada proceso y con hechos no conocidos al momento de la evaluación. Por ese motivo, la resolución adversa de los procesos podrían exceder las provisiones establecidas.

Pasivos contingentes no reconocidos contablemente

A continuación se detallan los pasivos contingentes materiales considerados posibles en opinión de la Sociedad y sus asesores legales e impositivos, que no han sido reconocidos contablemente: Contingencias fiscales Impuesto a las Ganancias La Sociedad mantiene divergencias interpretativas con el fisco argentino relacionadas con el criterio aplicado por la Sociedad en cuanto al momento de imputación de los gastos vinculados con abandono de pozos en el impuesto a las ganancias. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros el Tribunal Fiscal ha emitido una sentencia desfavorable para la Sociedad por los períodos 2004, 2005 y 2006, sin que la misma arroje impuesto a pagar debido a que el fisco ha computado contra dichos períodos, quebrantos fiscales exteriorizados a dichas fechas y que no han sido utilizados ni objetados con posterioridad. La Dirección de la Sociedad se encuentra analizando los pasos administrativos y judiciales a seguir. Cabe señalar asimismo, que la divergencia en materia de interpretación se mantiene por los períodos fiscales subsiguientes, sin existir una sentencia administrativa o judicial definitiva. La sociedad estima que la resolución de estas cuestiones no tendrá un efecto adverso significativo sobre la situación financiera de la Sociedad.

Impuesto a los Ingresos Brutos

La Sociedad mantiene divergencias interpretativas con fiscos provinciales argentinos sobre tributos aplicables a la actividad hidrocarburífera. La Dirección de la Sociedad estima que la resolución de estas cuestiones no tendrá un efecto adverso significativo sobre la situación financiera ni sobre los resultados de las operaciones de la Sociedad. Arbitraje con Oil Combustibles S.A. (“OIL”) En diciembre de 2010, OIL y PESA suscribieron un contrato asumiendo el compromiso de venta de nafta virgen y bases octanicas por un plazo de 15 años a PESA, denominado “Contrato Marco de Suministros”. En abril 2015, la firma OIL inició un arbitraje ante la Cámara de Comercio Internacional (CCI), contra PESA, por considerar que por razones extraordinarias e imprevisibles el mencionado Contrato se tornó excesivamente oneroso para Oil. La Dirección de la Sociedad estima que en el estado en que se encuentra el proceso arbitral, no se advierte como probable que la resolución de esta cuestión pueda tener un efecto adverso significativo sobre la situación financiera ni sobre los resultados de las operaciones de la Sociedad.





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23. Beneficios sociales y otros beneficios para el personal

(a) Se incluye bajo el concepto “Diversos” en el rubro de “Provisiones” corrientes.

23.1. Plan de contribuciones definidas: Plan complementario de pensión para el personal En noviembre de 2005 el Directorio de Petrobras Argentina aprobó la implementación de un plan de contribuciones definidas de adhesión voluntaria para aquellos empleados que cumplan con determinadas condiciones. A través de este plan, Petrobras Argentina realiza aportes a un fideicomiso en una cuantía equivalente a las contribuciones de ley que efectúan los empleados adheridos al plan, de acuerdo con un esquema de contribución definido para cada nivel salarial. Los empleados adherentes pueden efectuar aportes voluntarios que excedan a los establecidos en el esquema de contribución, los que no son considerados a efectos de las contribuciones que debe efectuar la Sociedad. En los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, Petrobras Argentina bajo tal plan contabilizó pérdidas de 25, 21 y 17, respectivamente. 23.2. Planes de beneficios definidos: Plan “Indemnity” Es un plan de beneficios por el cual los empleados de la Sociedad que cumplan con determinadas condiciones son elegibles para recibir al momento de su egreso por jubilación un mes de sueldo por año de servicio en la empresa, con un mínimo de seis sueldos, de acuerdo con una escala decreciente conforme a los años de vigencia del Plan complementario de pensión para el personal. Fondo Compensador Es un plan de pensión al que tienen derecho aquellos empleados de Petrobras Argentina que hayan ingresado con anterioridad al 31 de mayo de 1995 y adheridos a los planes de contribuciones definidas vigentes en cada oportunidad y cuenten con la cantidad de años de servicio requerida. El beneficio es calculado en base al último salario computable de los trabajadores comprendidos en el fondo y a la cantidad de años de servicio. El plan es de naturaleza complementaria; esto significa que el beneficio recibido por el empleado consiste en el monto determinado de conformidad con las disposiciones del plan, después de deducir los beneficios otorgados en virtud del plan de contribuciones definidas mencionado en el apartado anterior, y del sistema de jubilaciones, de modo tal que la suma de los beneficios totales recibidos por cada empleado sea equivalente a lo definido en el plan.





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El plan requiere la realización de un aporte a un fondo por parte de la Sociedad, sin que resulte necesario aporte alguno por parte de los empleados. Los activos del fondo son aportados a un fideicomiso, y son invertidos en instrumentos de mercado de dinero denominados en dólares estadounidenses con el objetivo de preservar el capital acumulado y lograr un rendimiento acorde un perfil de riesgo moderado. Además, aunque no existe una asignación de destino de los activos para los años siguientes, los fondos son invertidos principalmente en bonos del Gobierno de los Estados Unidos, papeles comerciales con calificación A1 o P1, fondos mutuos con calificación AAAm- y certificados de depósito en bancos de Estados Unidos con calificación A + o superior, de conformidad con el Contrato de Fideicomiso firmado con el Bank of New York Mellon, de fecha 27 de marzo de 2002, debidamente enmendada por la Carta de Inversiones Autorizadas, de fecha el 14 de setiembre de 2006. El Bank of New York Mellon es el agente fiduciario, siendo Towers Watson el agente administrador. En caso de producirse un excedente, debidamente certificado por un actuario independiente, de los fondos fideicomitidos destinados a cancelar los beneficios definidos otorgados por el plan, Petrobras Argentina podrá optar por disponer del mismo, para lo cual deberá efectuar la comunicación correspondiente al agente fiduciario. Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 la información actuarial más relevante relacionada con los planes de pensión de beneficios definidos descriptos es la siguiente:

(a) Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 la obligación por beneficios definidos incluye 254, 221 y 172 correspondientes al Fondo Compensador y 118, 87 y 63 correspondientes al Indemnity Plan, respectivamente. Principales supuestos actuariales utilizados y análisis de sensibilidad

El análisis de sensibilidad fue determinado en base a posibles cambios en uno de los supuestos, mientras los demás se mantienen constantes. En la práctica, esto es improbable que ocurra dado que los supuestos son correlativos. Por lo tanto, estos datos podrían no ser representativos de un cambio real en los mismos.





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23.3. Otros beneficios al personal: Aquellos empleados de la Sociedad que resulten encuadrados bajo ciertos convenios de trabajo y que cumplan con las condiciones establecidas son elegibles para recibir al momento de su egreso, ya sea por jubilación o incapacidad, una determinada cantidad de sueldos. Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 la información actuarial más relevante relacionada con los beneficios por convenio descripto es la siguiente:

Principales supuestos actuariales utilizados y análisis de sensibilidad

El análisis de sensibilidad fue determinado en base a posibles cambios en uno de los supuestos, mientras los demás se mantienen constantes. En la práctica, esto es improbable que ocurra dado que los supuestos son correlativos. Por lo tanto, estos datos podrían no ser representativos de un cambio real en los mismos.

23.4. Financiamiento de los planes de pensión – Fideicomiso Optimum Petrobras La Sociedad, en su carácter de fiduciante, firmó un contrato de fideicomiso con el BNP Paribas Argentina Investment Partners S.A., en su carácter de fiduciario, cuyo activo fideicomitido está constituido por acciones de la Sociedad (Nota 2.6.8). Al 31 de diciembre de 2015, el activo fideicomitido está constituido por 5.811.866 acciones de la Sociedad. El fideicomiso tiene como único y exclusivo objeto el de realizar periódicamente el aporte de acciones y/o de los fondos que se obtengan producto de la venta de las acciones, con el objeto de que la Sociedad cumpla con las obligaciones de pago a los que se encuentra obligada en los términos del Fondo Compensador (Nota 23.2) y del Plan complementario de pensión para el personal (Nota 23.1).





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24. Capital social Al 31 de diciembre de 2015 el capital de la Sociedad asciende a 2.019, se encuentra totalmente suscripto, integrado y autorizado a oferta pública. Evolución del capital social en los últimos tres ejercicios sociales:

Restricciones a la disponibilidad de acciones de la Sociedad El 5 de octubre de 2015 se promulgó la Ley N° 27.181 que declara de interés público la protección de las participaciones sociales del Estado Nacional que integran, entre otras, la cartera de inversiones del Fondo de Garantía de Sustentabilidad del Sistema Integrado Previsional Argentino, creándose la Agencia Nacional de Participaciones Estatales en Empresas como autoridad de aplicación. En virtud de lo establecido en dicha ley, será necesaria la previa autorización del Congreso de la Nación para la transferencia de acciones de la Sociedad en poder del Fondo de Garantía de Sustentabilidad del Sistema Integrado Previsional Argentino. 25. Reservas

26. Resultados no asignados

27. Otros resultados integrales





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28. Operaciones con partes relacionadas

Ventas de sociedades: En diciembre de 2007 y en abril de 2009, Petrobras Argentina vendió a PIB BV (una subsidiaria de su sociedad controlante) el 40% inicial y el 60% remanente de su participación accionaria en PVIE por un valor de USD 423,3 millones y USD 619,4 millones, respectivamente. Al precio pactado deberá adicionársele una compensación contingente a favor de la Sociedad que refleje el valor del “Prospecto Kinteroni” en condiciones de mercado o, alternativamente, la no participación del comprador y su respectiva devolución al vendedor. Dicha compensación se deriva de la de la declaración de comercialidad con motivo del descubrimiento de gas y condensado en el prospecto Kinteroni del Lote 57. La Sociedad continúa negociando con el comprador con vistas a acordar dicha compensación. Garantías financieras: En 2007, Petrobras Argentina emitió obligaciones negociables Clase S por un valor de USD 300 millones, la cual cuenta con el respaldo de un contrato de compra Standby Purchase Agreement provisto por Petróleo Brasileiro (Nota 20). Operaciones comerciales: En el giro ordinario de sus negocios, la Sociedad realiza operaciones de compra y venta de petróleo crudo y derivados con PELSA, Refinor y EG3 Red, y operaciones de transporte de petróleo y gas con Oldelval y TGS. Adicionalmente, la Sociedad realiza importaciones y exportaciones de petróleo crudo y derivados con subsidiarias de Petróleo Brasileiro, especialmente con Braskem S.A. y Petrobras Global Trading BV. Por otro lado, la Sociedad tiene contratos de servicios de asistencia técnica, administrativa y tecnológica con PBI BV, Petróleo Brasileiro, Petrobras Colombia Combustible y Petrobras Venezuela Inversiones y Servicios. Finalmente, las operaciones con OCP están descriptas en Nota 30.

Saldos y operaciones con sociedades pertenecientes al mismo grupo económico Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, los saldos por operaciones con dichas sociedades son los siguientes:





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Las principales operaciones por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 con dichas sociedades son las siguientes:

En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, la Sociedad pagó a sus directores y principales ejecutivos un total aproximado de 34, 26 y 18 en concepto de remuneraciones, no existiendo pagos significativos de otros beneficios. Los miembros del Directorio y los principales ejecutivos no reciben pagos o compensaciones en acciones de la Sociedad.





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29. Operaciones en consorcios hidrocarburíferos

29.1. Consideraciones generales La Sociedad asume en forma conjunta y solidaria con los otros consorcistas el cumplimiento de las obligaciones de los contratos.

Las áreas de producción en Argentina son contratos de producción bajo la forma de concesión, con libre disponibilidad del crudo.

Por la producción computable de petróleo crudo y de gas natural en Argentina, de acuerdo con la Ley N° 17.319, se abonan regalías equivalentes al 12% sobre el valor en boca de pozo de dichos productos. Dicho valor se determina restando al precio de venta, el flete y otros gastos para disponer del hidrocarburo en condiciones de comercialización. La alícuota citada puede incrementarse entre un 3% y un 4% dependiendo la jurisdicción productora, y el valor de cotización del producto.

En Bolivia, la sucursal de la Sociedad ejecuta, a nombre y representación de YPFB, con sus propios medios y por su exclusiva cuenta y riesgo, las actividades de exploración y producción dentro de las áreas Colpa y Caranda. El contrato establece que YPFB es el titular de los hidrocarburos, que pagará las regalías, y el impuesto directo a los hidrocarburos, los que en conjunto ascienden al 50% de la producción valorizada en función a los precios de venta, y que aplicará el 80% del valor remanente en primera instancia al pago de los costos y las depreciaciones de las inversiones y el saldo será compartido entre YPFB y la sucursal de la Sociedad en base a un índice que surgirá de considerar, entre otros elementos, los volúmenes de producción, el ritmo de depreciación, precios e impuestos pagos.

29.2 Pozos exploratorios La evolución del costo de los pozos exploratorios durante los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 es la siguiente:





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29.3 Participación en áreas de petróleo y gas Al 31 de diciembre de 2015, Petrobras Argentina y sus sociedades relacionadas integran las áreas, uniones transitorias de empresas y consorcios de petróleo y gas que se indican a continuación:

(a) Nota 29.6 (b) La Sociedad firmó un acuerdo con Petrolera Pampa S.A. para la realización de inversiones adicionales en perforación de

pozos, que le dio derecho a esta última a disponer el 43% del producido de las mismas. (c) Se encuentra en trámite el otorgamiento de la concesión de explotación y el plazo será de 25 años desde el momento de

dicho otorgamiento. (d) Se ha cedido el 50% de la participación de PESA directa e indirecta a ExxonMobil Exploration Argentina S.R.L. (e) En cumplimiento del Art. 5.2 de los respectivos convenios de asociación, la Sociedad comunicó a los socios de Enarsa 1 y

Enarsa 3 su decisión de no participar en la reconversión de los mismos en permisos de exploración según art. 30 de la Ley 27.007"

(f) Se encuentra en proceso de devolución a Gas y Petróleo del Neuquén SA (Titular del permiso)





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29.4 Concesión de explotación del área Veta Escondida Con fecha 4 de abril de 2012, mediante la sanción del Decreto Provincial N° 563/12, Petrobras Argentina fue notificada de la decisión del gobierno de la Provincia del Neuquén de decretar la caducidad de la concesión de explotación del área Veta Escondida. Al respecto, la Sociedad no ha incurrido en ningún incumplimiento que dé lugar a esa decisión gubernamental, habiendo cumplido con todas las obligaciones como concesionarios. El 19 de diciembre de 2013, Petrobras Argentina, operador, y Total Austral con una participación del 55% y 45% de la concesión de explotación de Veta Escondida respectivamente, llegaron a un acuerdo extrajudicial con la Provincia del Neuquén y GyP, para solucionar el conflicto derivado de la sanción de dicho decreto, que había llevado a Petrobras Argentina a iniciar acciones legales contra la Provincia del Neuquén. El 17 de marzo de 2015, mediante la sanción del Decreto N°565/2015, la Provincia del Neuquén aprobó un modelo de acuerdo con términos y condiciones similares al alcanzado en diciembre de 2013. A la fecha de los presentes estados financieros, las partes se encuentran negociando una solución al conflicto tomando en cuenta el modelo de acuerdo aprobado y el actual contexto de la industria y el mercado. 29.5 Cambios en las participaciones en áreas de petróleo y gas Con fecha 31 de enero de 2014, el Directorio de la Sociedad aprobó la venta a YPF de su participación del 38.45% en la UTE Puesto Hernández por un monto de USD 40,7 millones, generando una utilidad antes de impuestos de 181 imputada en “Otros Resultados Operativos” (Nota 9). Esta operación representa para la Sociedad la terminación anticipada de dicho contrato de UTE, cuyos activos representaban aproximadamente el 1% del total de los activos de la Sociedad al 31 de diciembre de 2013. El Poder Ejecutivo de la Provincia del Neuquén, mediante el Decreto N° 575/2014, aprobó el contrato de UTE del sector Este del área Parva Negra, en el cual la Sociedad tiene una participación del 85%. La Sociedad tiene el compromiso de perforar 4 pozos exploratorios en los próximos dos años, con un monto garantizado de USD 27 millones para el primer año. La Sociedad tenía un pedido de concesión de explotación en el área Parva Negra, con una participación directa e indirecta del 47,63% y 52,37%, respectivamente. En el ejercicio 2014 la Sociedad renegoció sus derechos sobre el área, asociándose a Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP), titular del permiso de exploración Parva Negra Este, con participación de GyP del 15% y participación directa e indirecta de Petrobras (operador) del 85% (directa del 40,48% e indirecta del 44,52%). Con fecha 30 de marzo de 2015, el Directorio de la Sociedad aprobó la venta a Compañía General de Combustibles S.A. de la totalidad de sus participaciones en la Cuenca Austral en Argentina por un monto de 101 millones de USD, generando una utilidad antes impuestos de 675, imputada en “Otros resultados operativos” (Nota 9). La transacción incluye las concesiones abarcadas por las UTEs Santa Cruz I, Santa Cruz I Oeste, Glencross y Estancia Chiripá, los activos asociados a Santa Cruz II, la Terminal de Punta Loyola y los oleoductos y gasoductos operados en la cuenca.

En el tercer trimestre de 2015, el Poder Ejecutivo de la Provincia de Salta, a través del Decreto Provincial N° 3129/15, ratificó la incorporación de High Luck Group en el área Chirete, por lo cual la participación actual de la Sociedad en dicha área es del 50%. En el tercer trimestre de 2015, el Poder Ejecutivo de la Provincia del Neuquén, a través del Decreto Provincial N° 1600/15, ratificó la incorporación de ExxonMobil Exploration Argentina S.R.L. en el área Parva Negra Este, por lo cual la participación actual de la Sociedad en dicha área es del 42,50%. 29.6 Renegociación en las participaciones en áreas de petróleo y gas El 30 de diciembre de 2014 la Legislatura de la Provincia de Río Negro ratificó el acuerdo celebrado con la Provincia, suscripto el 9 de diciembre de 2014 y aprobado por el Poder Ejecutivo por Decreto N° 1708/2014 de fecha 15 de diciembre de 2014, que prorroga por 10 años la vigencia de las tres concesiones que posee en dicha jurisdicción: 25 de Mayo – Medanito, Jagüel de los Machos y Río Neuquén.





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Este acuerdo establece principalmente, como obligaciones de Petrobras Argentina S.A., el pago de un Bono Fijo de 40 millones de dólares, el pago de un aporte al Desarrollo Social y Fortalecimiento Institucional por 8 millones de dólares y el pago de un aporte complementario del 3 % sobre la producción de hidrocarburos (adicional al pago del 12% correspondiente a regalías). Asimismo, se convino la cesión a la Empresa de Desarrollo Hidrocarburífero Provincial Sociedad Anónima (EDHIPSA) del 5 % de los derechos y obligaciones que le correspondan en relación con la concesión de explotación del área Río Neuquén en la Provincia de Rio Negro. La formalización de dicha cesión se encuentra en fase de instrumentación conforme lo establecido en el artículo 3.18 del Acuerdo. Petrobras Argentina se comprometió a erogar en exploración y explotación de hidrocarburos un total estimado de 907,7 millones de dólares desde la entrada en vigencia del acuerdo hasta el nuevo vencimiento de las concesiones, de los cuales 450,7 son hasta el 2017, 266,1 del 2018 al 2020 y 190,9 del 2021 en adelante. Adicionalmente, el 30 de diciembre de 2014 la Legislatura de la Provincia de Río Negro ratificó el acuerdo celebrado con PELSA que prorroga por 10 años la vigencia de la concesión en el yacimiento Entre Lomas que posee en dicha jurisdicción. Este acuerdo establece principalmente, como obligaciones de PELSA, el pago de un Bono Fijo de 25,3 millones de dólares, el pago de un aporte al Desarrollo Social y Fortalecimiento Institucional por 5 millones de dólares y el pago de un aporte complementario del 3 % sobre la producción de hidrocarburos (adicional al pago del 12% correspondiente a regalías). PELSA se comprometió a erogar en exploración y explotación de hidrocarburos un total estimado de 491,8 millones de dólares desde la entrada en vigencia del acuerdo hasta el nuevo vencimiento de las concesiones, de los cuales 172,8 son hasta el 2017, 139,9 del 2018 al 2020 y 179,1 del 2021 en adelante. En noviembre 2014, la Sociedad anunció una inversión de USD 622 millones para el desarrollo de la formación Punta Rosada, provincia del Neuquén. La inversión contempla la perforación de 44 pozos de hasta 4.000 metros de profundidad para la búsqueda del tightgas. Para el 2014, 2015 y 2016, la inversión ascenderá a 245 millones de dólares y se perforarán al menos 15 pozos que agregarán 1,4 millones de m3 por día a la producción de gas de la provincia del Neuquén. Petrobras Argentina asume el desafío de aumentar la producción y de incrementar las reservas de gas. Con relación al área Jagüel de los Machos que se emplaza en la Provincia de La Pampa, se ha suscitado una controversia legal con dicha Provincia ya que ha desconocido los derechos de prórroga sobre el área adquiridos por la Sociedad a tenor de lo dispuesto por la Ley Nacional N° 17.319 modificada por la Ley N° 27.007 y en función de lo establecido en el Decreto Provincial N° 18/2015 de fecha 28 de enero de 2015. Como consecuencia de ello, sin perjuicio de que la Sociedad ha interpuesto los recursos administrativos correspondientes en defensa de sus derechos adquiridos, desde el 7 de septiembre de 2015 la Provincia de La Pampa ha tomado posesión del área y, en consecuencia, ha cesado desde esa fecha toda actividad de la Sociedad en la misma. 29.7 Compromisos de inversión

Adicionalmente a lo indicado en la nota 29.6, en Argentina, por su participación en los consorcios que tienen a su cargo la exploración de las áreas petroleras Río Colorado, Río Atuel y Parva Negra Este, al 31 de diciembre de 2015 la Sociedad mantiene compromisos de inversión por aproximadamente USD 9 millones, los cuales incluyen la perforación de pozos exploratorios. Por último, PELSA mantiene compromiso de inversión por USD 22 millones. Del total de ambos, 8 son hasta el 2017, 11 del 2018 al 2020 y 12 del 2021 en adelante.





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29.8 Información relevante A continuación se expone cierta información relevante relacionada con los activos, pasivos y resultados derivados de las participaciones de la Sociedad en operaciones conjuntas al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013:

El cargo por impuesto a las ganancias no recae en cabeza de las UTES, sino en las sociedades que las integran.





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

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

Con fecha 26 de julio de 2010, se aprobó por ministerio de ley la reforma a la Ley de Hidrocarburos vigente que estableció, entre otras cosas, la obligatoriedad de migrar a una nueva modalidad contractual antes del 24 de noviembre de 2010. Como resultado del proceso de negociación antes mencionado, la Sociedad decidió no aceptar la propuesta final recibida del Estado Ecuatoriano, por ser esta insuficiente para migrar a contratos de servicios en el Bloque 18 y en el Campo Unificado Palo Azul. En consecuencia, mediante Resolución de fecha 25 de noviembre del 2010, la Secretaría de Hidrocarburos notificó a EcuadorTLC S.A. la terminación de dichos Contratos de Participación y encargó a Petroamazonas EP el desarrollo del proceso de transición operacional. De acuerdo con lo estipulado en la cláusula novena de los Contratos Modificatorios, el Estado Ecuatoriano deberá indemnizar a las contratistas por un valor equivalente a las inversiones no amortizadas al cierre de cada ejercicio económico, actualizadas a una tasa de interés anual apropiada para este tipo de proyectos en Ecuador, estableciéndose un plazo para que la Sociedad y el Estado Ecuatoriano negocien la determinación de la liquidación del contrato. El 18 de marzo de 2011, la Secretaría de Hidrocarburos, mediante el Oficio N° 626, informó a la Sociedad que se encontraba analizando y estructurando un marco normativo para determinar la liquidación de los contratos. Con fecha 11 de abril de 2011 la Sociedad respondió este Oficio rechazando sus términos por no adecuarse al procedimiento para la determinación del valor de liquidación establecido por las propias partes en los Contratos Modificatorios, el cual no puede ser modificado unilateralmente. En este sentido, la Sociedad comunicó a la Secretaría de Hidrocarburos que continuará dando curso al procedimiento contractual. Con fecha 9 de diciembre de 2011, la Sociedad notificó al Estado Ecuatoriano la existencia de una controversia bajo los términos del Tratado para la Promoción y Protección Recíproca de Inversiones suscrito entre la República Argentina y la República del Ecuador. Ello implica la apertura de un período de negociaciones previo al inicio de un posible arbitraje. El 21 de junio de 2013, no habiendo alcanzado un acuerdo con el Estado Ecuatoriano, EcuadorTLC S.A., Cayman International Exploration Company y Teikoku Oil Ecuador, miembros del Consorcio, presentaron ante el Estado Ecuatoriano, una carta de notificación de controversia en los términos de los Contratos Modificatorios manifestando su decisión de someter dicha controversia a arbitraje internacional, de conformidad con el Reglamento de Arbitraje de la Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional. Finalmente, el 26 de Febrero del 2014 fue presentada la solicitud de arbitraje contra el Ecuador en los términos mencionados. Con fecha 13 de octubre de 2015 el Tribunal emitió la Orden Procesal No. 2, en la cual rechazó una solicitud de bifurcación solicitadas por las demandadas. Las demandadas presentarán su escrito de contestación de la demanda y objeciones a la Jurisdicción del Tribunal a más tardar el día 21 de marzo de 2016. Al 31 de diciembre de 2015 la Sociedad mantiene registrados 698 a ser recuperados del Estado Ecuatoriano de acuerdo con lo estipulado en los Contratos Modificatorios, expuestos en Otros créditos corrientes (Nota 15). Dicho monto no incluye el cálculo de la actualización prevista en dichos contratos, dado que la Sociedad considera que no es posible determinar con certeza la tasa de actualización a ser aplicada.





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Contrato de transporte de crudo con OCP La Sociedad mantiene un contrato con OCP, en virtud del cual asumió un compromiso por capacidad de transporte de petróleo de 80.000 barriles diarios por el término de 15 años a partir del 10 de noviembre de 2003. El contrato de transporte es del tipo “Ship or Pay”, por lo cual la Sociedad debe cumplir con sus obligaciones contractuales por la totalidad del volumen contratado, con prescindencia del volumen real transportado, abonando, al igual que los restantes productores, una tarifa que cubre, entre otros, los costos operativos y servicios financieros de OCP. La Sociedad tiene el derecho de vender la capacidad de transporte en el OCP para mitigar el impacto negativo derivado de su no utilización. En este sentido, la Sociedad negocia periódicamente la venta de capacidad de transporte contratada. Con fecha 31 de diciembre de 2008, la Sociedad suscribió un convenio con Petroecuador por el cual el Estado Ecuatoriano asumió el compromiso de que el crudo disponible de su propiedad que transporta por el OCP, a partir del 1 de enero de 2009 se efectúe con cargo a la capacidad de transporte de petróleo contratada por la Sociedad, hasta un volumen máximo de 70.000 barriles por día. Adicionalmente, la Sociedad ha vendido capacidad de transporte de aproximadamente 8.000 barriles diarios de petróleo para el período julio de 2004 a enero 2012. Como consecuencia de los incumplimientos contractuales por parte de los compradores, la Sociedad se encuentra realizando los reclamos pertinentes. Finalmente, el 40% del compromiso contractual neto, resultante de lo descripto, había sido asumido por Teikoku Oil Ecuador, como contraprestación por la cesión a esta sociedad de la participación del 40% en el Bloque 18 y Palo Azul en Octubre 2008. Durante el tercer trimestre de 2015 la Sociedad, a través de Petrobras Bolivia Internacional S.A., reasumió las obligaciones previamente cedidas a Teikoku Oil Ecuador relativas al mencionado contrato, recibiendo en contraprestación un pago de USD 95 millones. Esta operación posibilita contar con los fondos necesarios para avanzar con las negociaciones en Ecuador. Las obligaciones estimadas por 626, atribuibles a las Renegociaciones contractuales en Ecuador fueron expuestas en Provisiones corrientes (Nota 22). Adicionalmente, al 31 de diciembre de 2015 la Sociedad mantiene registrado un pasivo por la capacidad de transporte neta contratada con OCP, expuesto en Provisiones corrientes y no corrientes por 299 y 88, respectivamente (Nota 28). Las premisas utilizadas para el cálculo de esta provisión incluyen principalmente la estimación de la tarifa aplicable y la capacidad de transporte utilizada por terceros. Las tasas de descuento utilizadas para la medición consideran el tipo de pasivo en cuestión, el segmento de negocio y el país donde se desarrollan las operaciones. En la estimación de los pasivos mencionados al 31 de diciembre de 2015, la Sociedad revisó las premisas utilizadas para el cálculo, lo cual derivó en la registración de una ganancia de 507, en la línea “Otros resultados operativos” (Nota 9). La Sociedad debe mantener cartas de crédito a los efectos de asegurar el cumplimiento de sus compromisos financieros relacionados al contrato de transporte “Ship or Pay” con OCP y los correspondientes a las obligaciones comerciales de OCP. Dichas cartas de crédito, con vencimiento final en diciembre de 2018, se liberarán gradualmente en la misma proporción en que se extingan los compromisos indicados. Al 31 de diciembre de 2015, la Sociedad mantiene cartas de crédito por un total aproximado de USD 64,2 millones. A medida que las cartas de crédito venzan, la Sociedad deberá renovarlas, reemplazarlas o en su defecto dichos montos deberán ser integrados en efectivo. 31. Aportes para financiar obras en el sector energético en la Argentina

31.1. FONINVEMEM, Acuerdo 2008/2011, Resolución SE N° 95/2013, Resolución SE N° 529/2014 y Resolución SE N° 482/2015: A través de la Resolución N° 712/04, la Secretaría de Energía creó un fondo de inversión denominado FONINVEMEM I con el propósito de alentar a los acreedores del MEM a participar en inversiones orientadas a aumentar la oferta disponible de generación eléctrica en Argentina. En 2007, a través de la Resolución N° 564/07, la Secretaría de Energía convocó a los agentes del MEM para participar en el llamado del FONINVEMEM II cuyo objetivo fue complementar el financiamiento del FONINVEMEM I.





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En noviembre de 2010, la Secretaría de Energía y los generadores del MEM (entre los cuales se incluye la Sociedad) firmaron un Acuerdo que, entre otros, tiene como objetivos: (i) viabilizar el ingreso de nueva generación para cubrir el aumento de la demanda de Energía y Potencia en el MEM; (ii) mejorar la disponibilidad del equipamiento de generación existente; (iii) determinar un mecanismo para la cancelación de las acreencias que se configuren entre el período 2008 / 2011 y (iv) el reconocimiento de un mayor precio por potencia e incremento en los costos reconocidos de operación y mantenimiento. El 24 de Enero de 2012 Secretaría Energía mediante Nota N° 495/12 suspendió el mayor reconocimiento de costos de operación y mantenimiento y mayor precio de Potencia. El 26 de Marzo de 2013, retroactivo a Febrero de ese mismo año, la Secretaría de Energía emitió la Resolución N° 95 que implicó la modificación en la remuneración de los Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM exceptuando a los Generadores Plus, la Generación Hidroeléctrica Binacional y Generación Nuclear entre otros. Entre sus principales cambios, se encuentra la modificación de la remuneración que perciben los Generadores Comprendidos, que para el caso de Petrobras comprende al Ciclo Combinado de Genelba y la Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú. La nueva Resolución, estableció que los Generadores tenían la opción de adherir o no a las condiciones establecidas. El 31 de Mayo de 2013, la compañía adhirió a la nueva normativa quedando las centrales anteriormente mencionadas encuadradas bajo la nueva Resolución. Además dicha Resolución suspendió transitoriamente los contratos entre privados de Demanda de Energía Eléctrica Base y de combustibles. El 20 de Mayo de 2014, retroactivo al mes de Febrero de ese mismo año, la Secretaría de Energía a través de la Resolución SE N° 529/2014 actualizó los valores remunerativos de la Resolución SE 95/2013 anteriormente citada. Adicionalmente, en la nueva normativa se destaca la incorporación de una remuneración para cubrir Mantenimientos no Recurrentes de las centrales térmicas y un adicional remunerativo para las máquinas térmicas en los períodos de mayor demanda estacional. El 10 de Julio de 2015, retroactivo al mes de Febrero de este mismo año la Secretaría de Energía a través de la Resolución SE N° 482/2015 actualizó los valores remunerativos de la Resolución SE 529/2014 anteriormente citada. Adicionalmente, en la nueva normativa se destaca la incorporación de una remuneración para Nuevas Inversiones y una Remuneración por mejoras en la eficiencia y en la producción FONINVEMEM El financiamiento del FONINVEMEM I y II se realizó a través de los aportes del 35% y del 50% de las acreencias que se configuraron en los períodos 2004-2006 y en el año 2007, respectivamente, en relación al margen entre el precio de venta de la energía y el costo variable de su generación. Los fondos aportados por Petrobras Argentina fueron de USD 42 millones. Adicionalmente, la Sociedad cobró las acreencias del año 2007 por USD 16 millones bajo los términos de la Resolución SE N° 564/07 a través de su inversión en Genelba Plus. El 17 de octubre de 2005 y bajo los términos de la Resolución N° 1.193 de la Secretaría de Energía, Petrobras Argentina conjuntamente con otros acreedores del MEM manifestaron formalmente su decisión de gestionar la construcción, operación y mantenimiento de dos centrales de ciclo combinado de 850 MW cada una. Para la compra de equipos y la construcción, operación y mantenimiento de las centrales se crearon dos fideicomisos. La gestión de compra del equipamiento, la construcción, operación y mantenimiento de cada una de las centrales está a cargo de las sociedades Termoeléctrica José de San Martín S.A. y Termoeléctrica Manuel Belgrano S.A., las cuales a su vez poseen un contrato de suministro de energía eléctrica por 10 años con CAMMESA por el 80% de la energía generada a un precio que le permite cubrir todos sus costos. Asimismo, el contrato también contempla el pago de las acreencias del FONINVEMEM I y II y las deudas contraídas para el financiamiento de la inversión inicial. El 20% restante de la energía es comercializada en el mercado spot. Al finalizar el contrato de abastecimiento, se transferirá a las sociedades generadoras la titularidad de los activos fideicomitidos respetando la proporción aportada para el financiamiento de la inversión. A fines de diciembre de 2009 ya se encontraban habilitadas y operando a ciclo abierto las turbinas de gas de las dos centrales, en tanto que comenzaron a operar a ciclo combinado en el primer trimestre de 2010.





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La Sociedad está actualmente recuperando los fondos aportados en el FONINVEMEM I, convertidos a dólares estadounidenses y ajustados con una tasa de interés libo + 1% anual, en 120 cuotas mensuales desde marzo de 2010, cuando ambas centrales ingresaron en operación bajo la configuración a ciclo combinado. Adicionalmente, es accionista en ambas sociedades con el 8,9% de participación. Al 31 de diciembre de 2009 los fondos aportados por la Sociedad al FONINVEMEM II fueron recuperados en su totalidad mediante la inversión en proyectos de generación de energía adicional bajo los términos de la Resolución N° 564/2007 de la Secretaría de Energía, por el cual la Sociedad construyó la central termoeléctrica Genelba Plus de 165 MW que se erige actualmente en el mismo predio que la Central Térmica Genelba. Acuerdo 2008/2011 Con fecha 25 de noviembre de 2010, la Secretaría de Energía y los Generadores firmaron el Acuerdo 2008/2011, el cual se materializan a través de proyectos de nueva generación, que deberán ser presentados por los Generadores ante la Secretaría de Energía para su selección y posterior aprobación. Con respecto a la remuneración a los generadores que adhirieron al Acuerdo, se preveía ciertos mecanismos que les permitieron preservar sus márgenes de contribución principalmente en lo que respecta a remuneración por Potencia, reconocimientos de mayores costos variables de mantenimiento y otros no combustibles. El mecanismo indicado estuvo vigente hasta el 31 de diciembre de 2011, con la aplicación de la Nota N° 495/12 indicada precedentemente. Resolución SE N° 95/2013 En marzo de 2013, la Secretaría de Energía sancionó la Resolución N° 95/2013 que implicó la modificación en el esquema de remuneración de los Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM exceptuando a los Generadores Plus, la Generación Hidroeléctrica Binacional y Generación Nuclear entre otros. Entre las principales modificaciones de aplicación para los Generadores que han adherido a este nuevo esquema son: a) Cambios en la remuneración de los agentes generadores según su escala y tecnología. Se remuneran costos fijos y variables no combustibles como así también una remuneración adicional (estos últimos dos ítems se pagarán en función de la generación de cada máquina). Una parte de la remuneración adicional se destinará a un fideicomiso que financiará obras del sector eléctrico. b) Suspensión transitoria de las contrataciones entre privados de combustibles e insumos asociados para el abastecimiento de las centrales, que serán administrados por CAMMESA. c) Suspensión transitoria de los contratos del Mercado a Término para el suministro de Demanda Base y obligando por ende a los Grandes Usuarios a adquirir su demanda de energía eléctrica a CAMMESA. Hasta el 7 de Octubre de 2013, se realizaron las adhesiones de la compañía a dicha resolución como Gran Usuario del MEM. Resolución SE N° 529/2014 En mayo de 2014, y retroactivo al mes de febrero, se dictó la Resolución N° 529/2014 en la cual se actualizan los valores remunerativos de la Resolución N° 95/2013, siendo que se adicionan los siguientes conceptos remunerativos discriminados por escala y tecnología: a) Remuneración de los Mantenimientos No Recurrentes, concepto que es devengado y pagado en función de los mantenimientos a ser realizados. b) Remuneración de los Costos Fijos de Máquinas Térmicas en Función de su Disponibilidad, el cual establece un incremento en el precio percibido en función de la disponibilidad de la central en los meses de mayor demanda del año.





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Resolución SE N° 482/2015 En Julio de 2015, y retroactivo al mes de febrero, se dictó la Resolución N° 482/2015 en la cual se actualizan los valores remunerativos de la Resolución N° 529/2014, siendo que se adicionan los siguientes conceptos remunerativos discriminados por escala y tecnología: a) Recurso para las Inversiones del FONINVEMEN 2015-2018, los cuales serán asignados a aquellos generadores participantes de Proyectos de Inversión aprobados o a aprobarse por la Secretaría de Energía.

b) Incentivos a la producción de Energía y la Eficiencia Operativa 31.2 Fideicomiso Financiero de Obra Gasoducto Sur Con el objeto de contribuir al financiamiento de las obras tendientes a la ampliación de la capacidad de transporte del Gasoducto General San Martín, en su tramo offshore que atraviesa el Estrecho de Magallanes, en el cuarto trimestre de 2009 Petrobras Argentina suscribió bonos emitidos por el Fideicomiso Financiero de Obra Gasoducto Sur por un monto en pesos equivalente a USD 30 millones.

Petrobras Argentina recibió a cambio Títulos de Deuda nominados en pesos argentinos (“VRD Obra-4 Estrecho Definitivos”), que devengan una tasa de interés equivalente al Coeficiente de Estabilización de Referencia más 8% nominal anual. El capital se amortiza en 30 cuotas trimestrales a partir del 25 de abril de 2011.

32. Avales, fianzas y garantías otorgadas Los avales, fianzas y garantías al 31 de diciembre de 2015 no expuestos en las restantes notas ascienden a 2.526. Adicionalmente, en ciertas operaciones comerciales en las cuales la Sociedad y la contraparte actúan como clientes y proveedores, ambas partes emiten avales sobre dichas operaciones por valores equivalentes, los cuales al 31 de diciembre de 2015 ascienden a 652. Asimismo, al 31 de diciembre de 2015, la Sociedad mantenía los siguientes compromisos de compra y venta:

(a) Precio estimado de $ 0,71 por MMm3. (b) Los precios son determinados generalmente por fórmulas basadas en precios de mercados de futuro. Los precios estimados en esta tabla, utilizados para calcular el equivalente monetario de estas obligaciones de compra, se basan en precios corrientes de mercado al 31 de diciembre de 2015 y pueden no reflejar los precios reales en el futuro. En consecuencia, los montos en pesos expuestos en esta tabla con respecto a estas obligaciones se proporcionan al sólo efecto ilustrativo.





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33. Resolución General N° 629/2014 – Guarda de Documentación Con fecha 14 de agosto de 2014, la Comisión Nacional de Valores emitió la Resolución General N° 629 mediante la cual modifica normas en materia de guarda de documentación. En tal sentido, la Sociedad informa que los libros de comercio, los libros societarios y los registros contables se encuentran en la sede inscripta. La Sociedad ha enviado para su guarda documentación de cierta antigüedad al proveedor AdeA - Administración de Archivos S.A., con domicilio Ruta 36, km 34,5, Florencio Varela, Buenos Aires.

34. Hechos posteriores Negociaciones para la venta de la participación accionaria de PETROBRAS en la Sociedad: El 2 de marzo de 2016, Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS, anunció que su Consejo Ejecutivo ha aprobado llevar a cabo las negociaciones con la compañía Pampa Energía S.A. para la venta de su participación indirecta del 67,2% en el capital accionario de la Sociedad, acordando un período de exclusividad de 30 días, el cual podrá ser extendido por 30 días adicionales. PETROBRAS agregó que esta transacción está sujeta a la aprobación de sus términos y condiciones finales por el Consejo Ejecutivo y Consejo de Administración de PETROBRAS, así como también por los órganos reguladores competentes. 35. Información requerida por el artículo 64, Apartado I, Inciso b) de la ley 19.550 por los ejercicios terminado el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013







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36. Reservas petroleras y gasíferas (INFORMACIÓN NO CUBIERTA POR EL INFORME DE LOS AUDITORES) El siguiente cuadro refleja, segregado por área geográfica y según se trate de sociedades controladas y bajo control conjunto o sociedades vinculadas, las reservas probadas estimadas de petróleo (incluye petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural) y gas natural al 31 de diciembre de 2015:

(a) En miles de barriles. (b) En millones de pies cúbicos. La Sociedad efectúa una reestimación de sus reservas con una frecuencia de por lo menos una vez al año. Las estimaciones de reservas al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 fueron auditadas por DeGolyer and MacNaughton. Las revisiones técnicas efectuadas por los mencionados consultores técnicos internacionales cubrieron aproximadamente el 81%, 80% y 73% de las reservas estimadas por la Sociedad al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, respectivamente.







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INFORMACIÓN ADICIONAL

Resolución General N° 622 de la CNV De acuerdo a lo dispuesto en el artículo 1°, Capítulo III, Título IV de la Resolución General N° 622 de la CNV, se detallan las notas a los estados financieros consolidados que exponen la información solicitada por la Resolución en formato de Anexos.

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

Informe sobre los estados financieros Hemos auditado los estados financieros consolidados adjuntos de Petrobras Argentina S.A. y sus sociedades controladas (en adelante “la Sociedad”) que comprenden el estado consolidado de situación financiera al 31 de diciembre de 2015, los estados consolidados de resultados, del resultado integral, de cambios en el patrimonio y de flujos de efectivo por el ejercicio finalizado en esa fecha, y un resumen de las políticas contables significativas y otra información explicativa. Los saldos y otra información correspondientes a los ejercicios 2014 y 2013, son parte integrante de los estados financieros auditados mencionados precedentemente y por lo tanto deberán ser considerados en relación con esos estados financieros. Responsabilidad de la Dirección El Directorio de la Sociedad es responsable por la preparación y presentación razonable de estos estados financieros consolidados de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) adoptadas como normas contables profesionales argentinas por la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (FACPCE) e incorporadas por la Comisión Nacional de Valores (CNV) a su normativa, tal y como fueron aprobadas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB por sus siglas en inglés). Asimismo, el Directorio es responsable de la existencia del control interno que considere necesario para posibilitar la preparación de estados financieros consolidados libres de incorrecciones significativas originadas en errores o en irregularidades. Responsabilidad de los auditores Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión sobre los estados financieros consolidados adjuntos basada en nuestra auditoría. Hemos llevado a cabo nuestro examen de conformidad con Normas Internacionales de Auditoría (NIAs). Dichas normas fueron adoptadas como normas de auditoría en Argentina mediante la Resolución Técnica N° 32 de FACPCE tal y como fueron aprobadas por el Consejo de Normas Internacionales de Auditoría y Aseguramiento (IAASB por sus siglas en inglés) y exigen que cumplamos con los requerimientos de ética, así como que planifiquemos y ejecutemos la auditoría con el fin de obtener una seguridad razonable sobre si los estados financieros consolidados se encuentran libres de incorrecciones significativas.

Una auditoría conlleva la aplicación de procedimientos para obtener elementos de juicio sobre las cifras y otra información presentada en los estados financieros consolidados. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio del auditor, incluyendo la valoración del riesgo de incorrecciones significativas en los estados financieros consolidados debidas a fraude o error. Al efectuar dicha valoración del riesgo, el auditor debe tener en consideración el control interno pertinente para la preparación y presentación razonable por parte de la Sociedad de los estados financieros consolidados, con el fin de diseñar los procedimientos de auditoría que sean adecuados, en función a las circunstancias, y no con la finalidad de expresar una opinión sobre la eficacia del control interno de la Sociedad. Una auditoría también comprende una evaluación de la adecuación de las políticas contables aplicadas, de la razonabilidad de las estimaciones significativas realizadas por la dirección de la Sociedad y de la presentación de los estados financieros consolidados en su conjunto.

Consideramos que los elementos de juicio que hemos obtenido proporcionan una base suficiente y adecuada para fundamentar nuestra opinión de auditoría con salvedades. Fundamentos de nuestra opinión con salvedades

La Sociedad ha registrado su participación en las empresas mixtas en Venezuela al 31 de diciembre de 2015 por el método de la participación. No hemos podido obtener evidencia de auditoría suficiente y adecuada sobre dicha registración contable debido a que no hemos tenido acceso a la información financiera auditada de dichas empresas. Por consiguiente, no nos fue posible determinar si los importes registrados, los cuales ascienden a $ 2.842 millones al 31 de diciembre de 2015, deberían ser ajustados

Opinión con salvedades En nuestra opinión, excepto por los efectos de la situación detallada en el párrafo “Fundamentos de nuestra opinión con salvedades”, los estados financieros consolidados mencionados en el primer párrafo del presente informe presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera consolidada de Petrobras Argentina S.A. y sus sociedades controladas al 31 de diciembre de 2015, su resultado integral consolidado y los flujos de efectivo consolidados por el ejercicio finalizado en esa fecha, de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera.

Informe sobre cumplimiento de disposiciones vigentes

En cumplimiento de disposiciones vigentes informamos, respecto de Petrobras Argentina S.A., que:

a) los estados financieros consolidados de Petrobras Argentina S.A. se encuentran asentados en el libro "Inventarios y Balances" y cumplen, en lo que es materia de nuestra competencia, con lo dispuesto en la Ley de Sociedades Comerciales y en las resoluciones pertinentes de la Comisión Nacional de Valores;

b) los estados financieros individuales de Petrobras Argentina S.A. surgen de registros

contables llevados en sus aspectos formales de conformidad con normas legales, que mantienen las condiciones de seguridad e integridad en base las cuales fueron autorizados por la Comisión Nacional de Valores;

c) hemos leído la sección “Síntesis de la Estructura Patrimonial y de Resultados” de la Memoria, sobre la cual, en lo que es materia de nuestra competencia, no tenemos otra observación que formular que la indicada en en el párrafo “Fundamentos de nuestra opinión con salvedades”;

d) al 31 de diciembre de 2015 la deuda devengada a favor del Sistema Integrado Previsional Argentino de Petrobras Argentina S.A. que surge de los registros contables y de las liquidaciones de la Sociedad ascendía a $ 52.824.849, no siendo exigible a dicha fecha;

e) de acuerdo con lo requerido por el artículo 21°, inciso e), Capítulo III, Sección VI, Título II de la normativa de la Comisión Nacional de Valores, informamos que el total de honorarios en concepto de servicios de auditoría y relacionados facturados a la Sociedad en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015 representan:

e.1) el 100% sobre el total de honorarios por servicios facturados a la Sociedad por todo concepto en dicho ejercicio;

e.2) el 61,1% sobre el total de honorarios por servicios de auditoría y relacionados facturados a la Sociedad, sus sociedades controlantes, controladas y vinculadas en dicho ejercicio;

e.3) el 61,1% sobre el total de honorarios por servicios facturados a la Sociedad, sus sociedades controlantes, controladas y vinculadas por todo concepto en dicho ejercicio;

f) hemos aplicado los procedimientos sobre prevención de lavado de activos y financiación del terrorismo para Petrobras Argentina S.A. previstos en las correspondientes normas profesionales emitidas por el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 3 de marzo de 2016


(Socio)C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17



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Estados financieros individuales al 31 de diciembre de 2015


Estados Financieros Individuales 1

Estados de Resultados 2

Estados de Resultados integrales 3

Estados de Situación Financiera 4

Estados de Cambios en el Patrimonio 5

Estados de Flujo de Efectivo 6

Notas a los Estados Financieros 7

1. Información general 7

2. Bases de preparación 7

3. Juicios contables críticos y fuentes clave para la estimación de las incertidumbres 25

4. Gestión de riesgos financieros y del capital 28

5. Costo de Ventas 38

6. Gastos de administración y comercialización 39

7. Gastos de exploración 39

8. Otros resultados operativos 40

9. Resultados financieros 40

10. Impuesto a las ganancias e impuesto diferido 40

11. Ganancia por acción 43

12. Efectivo y equivalentes de efectivo 44

13. Créditos por ventas 44

14. Otros créditos 45

15. Inventarios 45

16. Inversiones en sociedades relacionadas 46

17. Otras inversiones 56

18. Propiedad, planta y equipos 57

19. Prestamos 58

20. Deudas fiscales 60

21. Provisiones y pasivos contingentes 61

22. Beneficios sociales y otros beneficios para el personal 63

23. Capital social 66

24. Reservas 66

25. Resultados no asignados 66

26. Otros resultados integrales 67

27. Operaciones con partes relacionadas 67

28. Operaciones en consorcios hidrocarburíferos 69

29. Aportes para financiar obras en el sector energético en la Argentina 73

30. Avales, fianzas y garantías otorgadas 76

31. Resolución General N° 629/2014 – Guarda de documentación 76

32. Hechos posteriores 77

33. Información requerida por el Art. 64 LSC 77

34. Apertura de colocaciones de fondos, créditos, préstamos y otras deudas 78

35. Reservas petroleras y gasíferas 79 Información adicional a las notas a los estados financieros Art. N° 68 del reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y Art. N° 12 – Título IV – Capítulo III del régimen informativo periódico de la Comisión Nacional de Valores. 80

Informe de los Auditores sobre Estados Financieros

Informe de la Comisión Fiscalizadora

PETROBRAS ARGENTINA S.A. | Estados Financieros Individuales






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Maipú 1 - Piso 22 – Ciudad Autónoma de Buenos Aires

República Argentina

EJERCICIO ECONÓMICO Nº 70

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

AL 31 de diciembre de 2015

Actividad principal de la Sociedad: Estudio, exploración y explotación de pozos hidrocarburíferos, el desarrollo de actividades mineras, la industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos y sus derivados, la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Fecha de inscripción en el Registro Público de Comercio: - Del estatuto: 7 de noviembre de 1947. - De la última modificación del estatuto: 28 de mayo de 2010. Fecha en que se cumple el plazo de duración de la Sociedad: 18 de junio de 2046. Sociedad controlante: Petrobras Participaciones S.L. (a) Actividad principal de la sociedad controlante: Inversora y financiera. Participación de la sociedad controlante en el capital social y en los votos: 67,2% (a)

COMPOSICIÓN DEL CAPITAL (b)

- Expresado en pesos -

(a) Ver Nota 1.3 (b) Ver Nota 23







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ESTADOS DE RESULTADOS INDIVIDUALES POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2015, 2014 Y 2013 (Expresados en millones de pesos)








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3

ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES INDIVIDUALES POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2015, 2014 Y 2013 (Expresados en millones de pesos)








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4

ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2015, 2014 Y 2013 (Expresados en millones de pesos)








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ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO INDIVIDUAL POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2015, 2014 Y 2013 (Expresados en millones de pesos)

(a) Saldos por combinaciones de negocios de sociedades bajo control común (Nota 2.6.8). (b) Note 26. (c) Según lo dispuesto por la Asamblea General Ordinaria del 21 de marzo de 2013. (d) Según lo dispuesto por la Asamblea General Ordinaria del 27 de marzo de 2014. (e) Según lo dispuesto por la Asamblea General Ordinaria del 19 de marzo de 2015. Las notas 1 a 35 son partes integrante de y deben leerse juntamente con estos estados.







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6

ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO INDIVIDUALES POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2015, 2014 Y 2013 (Expresados en millones de pesos)






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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013

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

1.Información general

1.1 La Sociedad Petrobras Argentina es una sociedad anónima cuya sede social se encuentra localizada en Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina. Las acciones de Petrobras Argentina cotizan en la BCBA. Las ADS, cada una representando 10 acciones ordinarias Clase B de Petrobras Argentina, cotizan en el NYSE. La Sociedad no está adherida al Régimen estatutario optativo de oferta pública de adquisición obligatoria.

1.2 Los negocios Los negocios de Petrobras Argentina se concentran principalmente en el sector energético, específicamente en la exploración y producción de petróleo y gas, refinación y distribución, petroquímica, electricidad y comercialización y transporte de hidrocarburos. Los negocios de Petrobras Argentina se extienden a la Argentina, Bolivia, Ecuador y Venezuela. El ejercicio social de la Sociedad cierra el 31 de diciembre de cada año. Petrobras Argentina junto con sus subsidiarias son referidas en estos estados financieros como “la Sociedad” o “el Grupo”. Los presentes estados financieros individuales (en adelante “estados financieros”), han sido aprobados para su emisión por el Directorio el 3 de marzo de 2016.

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

2. Bases de preparación

2.1. Declaración de cumplimiento Los presentes estados financieros han sido preparados de conformidad con la Resolución Técnica N° 26 de la FACPCE, incorporada por la CNV. Dicha norma difiere de las NIIF aprobadas por el IASB en lo que refiere al criterio de contabilización de las inversiones en compañías subsidiarias, controladas en forma conjunta y asociadas, las cuales se registraron utilizando el método de la participación (valor patrimonial proporcional) descripto en la NIC 28 "Inversiones en Asociadas", criterio que difiere con el establecido en la NIC 27.





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2.2. Resumen de las principales políticas contables A continuación se describen las principales políticas contables adoptadas en la preparación de los presentes estados financieros, las cuales se han aplicado de manera uniforme en estos estados financieros. Las políticas contables han sido aplicadas consistentemente para las entidades del Grupo.

2.2.1. Nuevas normas contables e interpretaciones emitidas por el IASB que son de aplicación efectiva al 31 de diciembre de 2015 y han sido adoptadas por la Sociedad Mejoras anuales a las NIIF - Ciclos 2010-2012 y 2011-2013 La aplicación por parte de la Sociedad de los ciclos de mejoras a las NIIF emitidos no impactó en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad, no obstante, se efectuaron revelaciones adicionales con respecto a los criterios de agregación de segmentos efectuados por la Sociedad en Nota 2.5. 2.2.2. Nuevas normas contables e interpretaciones emitidas por el IASB que no son de aplicación efectiva al 31 de diciembre de 2015 y no han sido adoptadas anticipadamente por la Sociedad NIC 1 “Presentación de estados financieros” En diciembre de 2014, el IASB modificó la NIC 1 “Presentación de estados financieros” incorporando guías para la presentación de los Estados Financieros y resulta aplicable a los ejercicios anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2016, permitiendo su adopción anticipada. La Sociedad estima que la aplicación de la misma no impactará en forma significativa en la presentación de los estados financieros. NIC 27 “Estados financieros separados” En agosto de 2014, el IASB modificó la NIC 27 “Estados financieros separados”, admitiendo la utilización del método de la participación, como se describe en NIC 28, como opción en la contabilización de inversiones en subsidiarias, controladas en forma conjunta y asociadas y resulta aplicable a los ejercicios anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2017 y permitiendo su adopción anticipada. La Sociedad utiliza el método de la participación en la contabilización de inversiones en subsidiarias, controladas en forma conjunta y asociadas en la preparación de sus estados financieros individuales de conformidad con la Resolución Técnica N° 26 de la FACPCE, incorporada por la CNV, por lo que, la aplicación de la modificación no impactará en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad. NIIF 9 “Instrumentos financieros” En julio 2014, el IASB emitió una nueva versión de la NIIF 9 “Instrumentos financieros” que sustituye a las versiones emitidas con anterioridad y que establece nuevos requerimientos para la clasificación y medición de activos y pasivos financieros, aplicable a los ejercicios anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2018, permitiendo su adopción anticipada. La Sociedad se encuentra analizando el impacto de la aplicación de la NIIF 9, no obstante, se estima que la aplicación de la misma no impactará en forma significativa en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad.





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NIIF 15 “Ingresos de actividades ordinarias procedentes de contratos con clientes” En mayo de 2014, el IASB emitió la NIIF 15 “Ingresos de actividades ordinarias procedentes de contratos con clientes”, posteriormente, en septiembre 2015, modificó la entrada en vigencia de la misma a los ejercicios anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2018, permitiendo su adopción anticipada. Trata los principios para el reconocimiento de ingresos y establece los requerimientos de información sobre la naturaleza, monto, calendario e incertidumbre de ingresos y flujos de efectivo que surgen de contratos con clientes. El principio básico implica reconocer ingresos que representen la transferencia de bienes o servicios comprometidos con clientes a cambio de un importe que refleje la contraprestación a la cual la entidad espera tener derecho. La Sociedad se encuentra analizando el impacto de la aplicación de la NIIF 15, no obstante, se estima que la aplicación de la misma no impactará en forma significativa en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad.

Mejoras anuales a las NIIF – Ciclo 2012-2014 En septiembre 2014, el IASB publicó modificaciones a las NIIF que resultan aplicables para los ejercicios iniciados a partir del 1 de enero de 2016, permitiendo su aplicación anticipada. La Sociedad estima que la aplicación de las mismas no impactará en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad.

2.3. Participación en sociedades

2.3.1. Inversiones en sociedades relacionadas 2.3.1.1. Subsidiarias: Las subsidiarias son todas las entidades sobre las cuales la Sociedad posee control como consecuencia de su exposición o derecho a rendimientos variables y su capacidad de influir en los mismos a través de su poder para dirigir las actividades relevantes, que generalmente se acompañan con una tenencia superior a la mitad de los derechos de voto. Posteriormente, las inversiones en estas compañías se contabilizan según el método del valor patrimonial proporcional, incrementando o disminuyendo su valor inicial para reconocer la porción que corresponda a la Sociedad en el resultado obtenido por la entidad participada. Las políticas contables de las subsidiarias fueron modificadas en la medida en que se ha considerado necesario para asegurar la consistencia con las políticas contables adoptadas por la Sociedad. 2.3.1.2. Participaciones en acuerdos conjuntos Un acuerdo conjunto es aquel de naturaleza contractual por el cual dos o más partes mantienen control conjunto. Existe control conjunto únicamente cuando las decisiones sobre las actividades relevantes requieren el consentimiento unánime de las partes que comparten control. Una operación conjunta es el acuerdo conjunto mediante el cual las partes que tienen control conjunto del acuerdo, tienen derecho a los activos y obligaciones con respecto a los pasivos, relacionados con el acuerdo. Un negocio conjunto es el acuerdo conjunto mediante el cual las partes que tienen control conjunto tienen derecho a los activos netos del acuerdo.





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2.3.1.2.1. Negocios conjuntos Las inversiones en negocios conjuntos se registran inicialmente al costo y posteriormente se valúan de acuerdo con el método de la participación. Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 la Sociedad posee control conjunto en CIESA. Los resultados no trascendidos generados en transacciones entre la Sociedad y las entidades controladas en forma conjunta se eliminan en proporción a la participación de la Sociedad en dichas sociedades. Las políticas contables de las entidades controladas en forma conjunta fueron modificadas en la medida en que se ha considerado necesario para asegurar la consistencia con las políticas contables adoptadas por la Sociedad. La valuación de las inversiones en negocios conjuntos, cada una de las cuales se considera una UGE, se analiza por desvalorización cuando hechos o cambios en las circunstancias indican que el valor de libros podría no ser recuperable y, de corresponder, se registra una pérdida por desvalorización. 2.3.1.2.2. Operaciones conjuntas y sucursales La Sociedad reconoce en sus estados financieros los activos, pasivos, ingresos de actividades ordinarias y gastos relativos a su participación en las operaciones conjuntas en los diferentes consorcios y UTES de exploración y producción de hidrocarburos. Las sucursales han sido consolidadas línea por línea.

2.3.1.3. Asociadas Las asociadas son todas las entidades en las cuales la Sociedad posee influencia significativa, que generalmente se acompaña de una participación entre el 20% y el 50% de los derechos de voto. Las inversiones en asociadas se registran inicialmente al costo, incluyendo el valor llave reconocido a la fecha de adquisición, y posteriormente se valúan de acuerdo con el método de la participación. Los resultados no trascendidos generados en transacciones entre la Sociedad y las asociadas se eliminan en proporción a la participación de la Sociedad en dichas sociedades. Las políticas contables de las asociadas fueron modificadas en la medida en que se ha considerado necesario para asegurar la consistencia con las políticas contables adoptadas por la Sociedad. La valuación de las inversiones en compañías asociadas, cada una de las cuales se considera una UGE, se analiza por desvalorización cuando hechos o cambios en las circunstancias indican que el valor de libros podría no ser recuperable y, de corresponder, se registra una pérdida por desvalorización. 2.3.1.4. Sociedad bajo control común La Sociedad utiliza el método de la compra para registrar las adquisiciones de subsidiarias. El costo de la adquisición es determinado como el valor razonable de los activos transferidos, instrumentos de capital emitidos y deudas asumidas a la fecha de la adquisición. Los costos directamente atribuibles a la adquisición se imputan en resultados en el momento que se incurren. Las combinaciones de negocios entre sociedades bajo control común se contabilizan considerando el valor de libros de la sociedad adquirida en la sociedad controlante. La diferencia entre el precio pagado y el valor de libros mencionado se registra en una partida en el patrimonio ("Otros" Nota 2.6.8). Los gastos de la operación se imputan a resultados en el período en que se devengan.





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2.3.2. Estados financieros utilizados Para la preparación de los presentes, se han utilizado los estados financieros de las sociedades subsidiarias, bajo control conjunto y asociadas al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, o bien la mejor información financiera disponible a tales fechas, adaptados a igual período de tiempo respecto de los estados financieros de la Sociedad. Asimismo, han sido considerados los ajustes para adaptar los criterios de medición a los de la Sociedad.

2.4. Conversión de operaciones A continuación se exponen las principales consideraciones relacionadas con la conversión de operaciones de moneda funcional distinta de la moneda de presentación.

2.4.1. Moneda funcional y de presentación Las cifras incluidas en los estados financieros correspondientes a las distintas entidades componentes del Grupo fueron medidas utilizando su moneda funcional, es decir, la moneda del ambiente económico primario en el que dicha entidad opera. La moneda funcional y la de presentación de los estados financieros de Petrobras Argentina es el peso. La Sociedad ha evaluado y concluido que a la fecha de los estados financieros no se cumplen las condiciones establecidas en la NIC 29 “Información financiera en economías hiperinflacionarias” para considerar a la Argentina como una economía hiperinflacionaria. Estas condiciones incluyen que la inflación acumulada de los últimos tres años aproxime o supere el 100%. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros, esta pauta, medida como la variación en los índices de precios publicados por el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos, no está alcanzada. Por lo tanto, los presentes estados financieros no han sido reexpresados. 2.4.2. Saldos y transacciones Las transacciones en moneda extranjera se convierten a la moneda funcional usando los tipos de cambio prevalecientes a la fecha de la transacción o valuación cuando los ítems son remedidos. Las ganancias y pérdidas de cambio resultantes de la cancelación de dichas operaciones o de la medición al cierre del ejercicio de los activos y pasivos monetarios denominados en moneda extranjera se reconocen en el Estado de Resultados Individual, excepto por coberturas de flujo de efectivo o de inversión neta que califiquen para su exposición como “Otros resultados integrales”(Nota 2.6.8). 2.4.3. Subsidiarias y asociadas Los resultados y posición financiera de las subsidiarias y asociadas que tienen moneda funcional distinta de la moneda de presentación del Grupo se convierten a moneda de presentación de la siguiente manera al cierre de cada ejercicio: - los activos y pasivos son trasladados a los tipos de cambio de cierre; - los resultados son trasladados a los tipos de cambio transaccional. Los resultados por conversión a moneda funcional de dichas operaciones son reconocidos en el Estado de Resultados Consolidado en la cuenta “Resultados financieros”. Los resultados por conversión de moneda funcional a moneda de presentación de dichas operaciones son reconocidos en “Otros resultados integrales”. Cuando se vende o se dispone de una inversión, en todo o en parte, dichos “Otros resultados integrales” son reclasificados al Estado de Resultados Consolidado como parte del resultado por la venta o disposición.





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2.5. Información por segmentos La Sociedad ha adoptado la NIIF 8 – Información por segmentos, que establece que son segmentos de negocios aquellos identificados sobre la base de informes internos con respecto a los componentes de la Sociedad revisados regularmente por el Directorio, principal tomador de decisiones operacionales, para asignar recursos y evaluar su desempeño. En la segmentación la Sociedad considera las transacciones realizadas con terceros y las operaciones intersegmentos, las cuales son valuadas según precios internos de transferencia definidos entre los segmentos, con metodologías de verificación basadas en parámetros de mercado. En la agregación de segmentos, la Gerencia ha considerado principalmente la naturaleza del marco normativo aplicable en la Industria Energética en Argentina y la integración de productos en el proceso productivo de la Sociedad. La Sociedad concentra sus negocios primariamente en el sector de la energía, básicamente a través de sus actividades vinculadas a la exploración y producción de petróleo y gas, refinación y distribución, petroquímica y gas y energía. En relación a ello, ha identificado los siguientes segmentos de negocios: (a) Exploración y Producción de Petróleo y Gas, integrado por las participaciones en áreas de petróleo y gas y por las inversiones en Oleoductos del Valle S.A., OCP, las participaciones directas e indirectas en las empresas mixtas en Venezuela. (b) Refinación y Distribución, integrado por las operaciones propias en la refinería de Bahía Blanca y la red de estaciones de

servicio asociada, por la participación en Refinería del Norte S.A. y por la comercialización del petróleo producido en Argentina, el cual es transferido a precios de mercado desde el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas. La agregación de los segmentos de refinación y distribución responde fundamentalmente a la confluencia de una estrategia común en línea con la integración de las operaciones de la Sociedad de manera vertical y con acuerdo a las regulaciones de la industria tendientes a asegurar el abastecimiento del mercado interno.

(c) Petroquímica, integrado por las operaciones propias de estirénicos desarrolladas en la planta de Argentina. (d) Gas y energía, integrado por las operaciones propias de comercialización del gas producido en Argentina, por las actividades de servicios de brokerage de gas y GLP, por la participación en TGS, por las actividades de generación de electricidad de la Central Térmica Genelba y de la represa hidroeléctrica Pichi Picún Leufú y por la participación accionaria en Enecor. La agregación de los segmentos de gas y energía responde fundamentalmente a la confluencia de una estrategia común tendiente a maximizar la rentabilidad y asegurar el abastecimiento propio. Los líquidos obtenidos del procesamiento del gas y del petróleo son producidos en los segmentos de negocio de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, de Refinación y Distribución y de Petroquímica. Hasta el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, la comercialización de estos productos era realizada en el segmento de Gas y Energía, y a partir del 1° de enero de 2014, dicha comercialización se descentralizó en cada uno de los segmentos en los cuales se producen. (e) Los activos y los resultados operativos correspondientes a la Estructura Central, los no identificables a algún segmento de negocios y las eliminaciones intersegmentos se exponen conjuntamente. En la Estructura Central se incluyen gastos comunes a los distintos segmentos de negocio, entre otros, gastos de administración, impuesto a las transacciones bancarias, intereses de pasivos financieros e impuesto a las ganancias, que son incurridos por la Sociedad en el desarrollo normal de sus operaciones y que por economía del control se administran desde la Estructura Central y no se reapropian entre los segmentos operativos.





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2.6. Criterios de medición Los principales criterios de medición utilizados en la preparación de los presentes estados financieros son los siguientes:

2.6.1 Instrumentos financieros 2.6.1.1. Clasificación de activos financieros La Sociedad clasifica sus activos financieros en las siguientes categorías: Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados Dentro de esta categoría se incluyen aquellos activos financieros adquiridos para su negociación o venta en un corto plazo o si son así designados por la Gerencia. Los beneficios y las pérdidas procedentes de las variaciones en el valor razonable se incluyen en los resultados del ejercicio. La Sociedad posee dentro de esta categoría fondos comunes de inversión, los cuales se valúan al valor de cotización de las cuotas parte al cierre de cada ejercicio. Préstamos y créditos Los préstamos y créditos son instrumentos financieros con pagos fijos o determinables que no se cotizan en un mercado activo. Estos instrumentos inicialmente se reconocen al valor razonable más cualquier costo de transacción directamente atribuible. Posteriormente al reconocimiento inicial, los préstamos y créditos se valorizan al costo amortizado usando el método de interés efectivo, menos las pérdidas por deterioro. Los beneficios y las pérdidas procedentes del uso del método de interés efectivo se reconocen en el Estado de Resultados Consolidado, en el rubro “Resultados financieros”. Asimismo, el valor razonable de las deudas bancarias y financieras corrientes no difiere significativamente de su valor de libros al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013. La Sociedad posee dentro de esta categoría certificados de depósito, colocaciones en sociedades integrantes del grupo económico, otras inversiones, créditos por ventas, otros créditos, deudas comerciales y préstamos. 2.6.1.2. Desvalorización de activos financieros La Sociedad determina a cada fecha de cierre de los estados financieros si existe evidencia objetiva de disminución de valor de un activo financiero o un grupo de activos financieros, y en caso afirmativo registra su desvalorización en el resultado del ejercicio. En los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, los cargos por desvalorización de activos financieros corresponden a la previsión para incobrables indicada en Nota 13. 2.6.1.3. Efectivo y equivalentes de efectivo: El efectivo y equivalentes de efectivo incluye caja, depósitos a la vista en bancos y otras inversiones a corto plazo altamente líquidas con vencimiento original a tres meses o menos. Los adelantos en cuenta corriente se exponen dentro de “Préstamos” en el pasivo corriente en el Estado de Situación Financiera Individual. 2.6.1.4. Créditos por ventas y deudas comerciales: Los créditos por ventas se reconocen inicialmente a su valor razonable y se valúan posteriormente a su costo amortizado, utilizando el método del interés efectivo, neto de la previsión por desvalorización, en caso de corresponder.





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En el caso de créditos por venta, otros créditos, otras inversiones de largo plazo, deudas comerciales y otras deudas, se estima que el costo amortizado se aproxima a su valor razonable. Se constituye una previsión por desvalorización de créditos por ventas cuando existe evidencia objetiva de que la Sociedad no podrá cobrar todos los montos adeudados de acuerdo con los vencimientos originales de los créditos. Para constituir dicha previsión, la Sociedad se basa en la evaluación de distintos factores, incluyendo el riesgo crediticio de los clientes, tendencias históricas y otra información relevante. Dicha evaluación podría requerir ajustes futuros, si las condiciones económicas difirieran sustancialmente de los supuestos considerados al realizarlas. El monto de la previsión es la diferencia entre el valor de libros del activo y el valor presente del flujo de fondos futuro estimado, descontado a la tasa de interés efectiva. El valor del activo se expone neto de la previsión registrada, de corresponder. El cargo por la previsión se reconoce en el resultado del ejercicio y se expone en “Gastos de administración y comercialización”. Las deudas comerciales son reconocidas inicialmente a su valor razonable y subsiguientemente valuados a costo amortizado utilizando el método del interés efectivo. 2.6.1.5. Contabilización de instrumentos financieros derivados Los instrumentos financieros derivados son contabilizados a su valor razonable, determinado sobre la base del valor en efectivo a cobrar o pagar necesario para cancelar el instrumento a la fecha de medición, neto de los anticipos cobrados o pagados. Los cambios en la medición contable de los instrumentos derivados designados como cobertura de riesgos de flujos de efectivo, que se hayan determinado como una cobertura eficaz, se reconocen en el Patrimonio en el rubro “Otros Resultados Integrales” (ver Nota 2.6.1.7). Los cambios en la medición contable de los instrumentos derivados que no califican para la contabilidad de cobertura se reconocen en el Estado de Resultados Individual, en el rubro “Resultados financieros”. Al 31 de diciembre de 2015, la Sociedad mantenía instrumentos financieros derivados por USD 48, cuya utilización generó ganancia de 59 durante 2015, imputadas en “Resultados Financieros”. Al 31 de diciembre de 2014 y 2013, la Sociedad no mantenía instrumentos financieros derivados relevantes, no existiendo cargos significativos a resultados por esta clase de operaciones en los ejercicios finalizados en esas fechas.





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2.6.1.6. Préstamos: Los préstamos han sido valuados inicialmente al valor razonable neto de los costos incurridos de la transacción. En períodos posteriores, los préstamos se valúan al costo amortizado. Las diferencias entre el producido (neto de los costos de transacción) y el valor de rescate se registran en el Estado de Resultados Individual durante la vigencia de los préstamos por el método de interés efectivo. Los préstamos se clasifican como pasivo corriente salvo que la Sociedad tenga derecho de diferir el pago del pasivo durante al menos 12 meses posteriores a la fecha de los estados financieros. 2.6.1.7. Contabilidad de cobertura: Una cobertura se registra contablemente sólo cuando al inicio de la misma la Sociedad designa y documenta formalmente la relación de cobertura, el objetivo y la estrategia de gestión del riesgo asociado. Las relaciones de cobertura se clasifican en: (i) cobertura del valor razonable: cuando implica la cobertura de la exposición a los cambios en el valor razonable de total o de una porción identificada de activos o pasivos reconocidos o de compromisos en firme no reconocidos, atribuibles a un riesgo en particular; (ii) cobertura de flujos de efectivo: cuando implica la cobertura de la exposición a la variación en los flujos de efectivo atribuibles a un riesgo particular asociado con un activo o pasivo reconocido o una transacción prevista altamente probable; y iii) cobertura de la inversión neta en un negocio en el extranjero: cuando implica la cobertura de la participación en los activos netos del negocio en el extranjero. En las relaciones que califican para la contabilidad de cobertura del valor razonable, la ganancia o pérdida de volver a medir el instrumento de cobertura y de la partida cubierta al valor razonable de cobertura se reconoce en el estado de resultados. En las relaciones que califican para la contabilidad de cobertura de flujos de efectivo, las ganancias o pérdidas relacionadas con la parte eficaz de la cobertura se reconocen en otro resultado integral y se reclasifican al resultado en el mismo período en los flujos cubiertos afectan el resultado. Las ganancias o pérdidas relativas a la porción ineficaz se reconocen en el estado de resultados. Se considera que una cobertura es eficaz cuando en su origen, como en el resto de la vida de la misma, sus cambios compensan entre un ochenta y un ciento veinticinco por ciento los cambios en el sentido contrario del ítem o partida cubierta. En tal sentido, la Sociedad excluye el componente específico atribuido al valor tiempo de una opción en la medición de la efectividad de los instrumentos derivados que califican para la contabilidad de cobertura. En caso que el instrumento de cobertura expire, sea vendido, resuelto o ejercido, o bien, deje de cumplir los criterios para su registración o la Sociedad revoque la designación, la ganancia o pérdida acumulada que haya sido reconocida en otro resultado integral se separa en el patrimonio hasta que la transacción prevista tenga lugar. Cuando ya no se espera que la transacción prevista ocurra, la ganancia o pérdida acumulada del instrumento de cobertura que haya sido reconocida en otro resultado integral se reclasifica al resultado. En las coberturas que califican para la contabilidad de coberturas de una inversión neta en un negocio en el extranjero, las ganancias o pérdidas relacionadas con la parte eficaz de la cobertura se reconocen en otro resultado integral y se reclasifican al resultado al disponerse parcial o totalmente del negocio en el extranjero. Las ganancias o pérdidas relativas a la porción ineficaz se reconocen en el estado de resultados. Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, la Sociedad ha designado una porción significativa de su deuda en dólares principalmente de largo plazo (instrumentos financieros no derivados) como instrumentos de cobertura de la inversión neta en negocios en el extranjero (cuyas actividades se basan o se llevan a cabo en un país o moneda distintos) para reflejar el efecto de la cobertura natural sobre la variación en el tipo de cambio que existe entre una porción significativa de las obligaciones denominadas en dólares estadounidenses y la participación en los activos netos de los negocios en el extranjero de la Sociedad.





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2.6.2. Otros créditos y otras deudas: Los restantes créditos y deudas han sido valuados inicialmente a su valor razonable y con posterioridad a su costo amortizado utilizando el método del interés efectivo. Asimismo, en “Otros créditos” se incluyen anticipos a proveedores valuados en función a las sumas de dinero entregadas. 2.6.3. Inventarios: Bajo este rubro se incluyen stock de petróleo crudo, materias primas y materiales y productos en proceso y terminados correspondientes a los negocios de Refinación y Distribución, Petroquímica y Gas y Energía. Los inventarios se valúan al costo de adquisición o valor neto de realización, el que resulte menor. El costo se determina por el método precio promedio ponderado (PPP). El costo de los inventarios incluye los gastos incurridos en su adquisición y producción, y otros costos necesarios para llevarlos a su condición y locación actual. En el caso de los productos manufacturados y la producción en proceso, el costo incluye una porción de los costos indirectos de producción, excluyendo cualquier capacidad ociosa. El valor neto de realización es el precio de venta estimado en el giro normal de los negocios, menos los costos estimados de finalización y los costos estimados para efectuar la venta. La evaluación del valor recuperable se realiza al final del ejercicio, registrando con cargo a resultados la oportuna corrección de valor cuando los mismos se encuentran sobrevaluados. 2.6.4. Propiedad, planta y equipos: 2.6.4.1. Criterio general La propiedad, planta y equipos, con las excepciones indicadas a continuación, ha sido valuada siguiendo el modelo del costo. Las erogaciones posteriores al reconocimiento original del activo se incorporan como un componente del mismo sólo si éstas constituyen una mejora y sea probable que el activo genere ingresos netos de fondos en exceso de los originalmente previstos, o bien si corresponden a tareas de mantenimiento mayores que permitan recuperar la capacidad de servicio del activo para su uso continuo, en la medida que: (i) sean atribuidas al reemplazo de componentes del activo, (ii) que la vida útil de estos componentes haya sido calculada en función a su propio desgaste o agotamiento y (iii) que sea probable que como consecuencia de la erogación fluyan beneficios económicos futuros. El costo de las obras en curso cuya construcción se prolonga en el tiempo incluye, de corresponder, los costos financieros devengados por la financiación con capital de terceros y los costos asociados al proceso de puesta en marcha, de los cuales se ha deducido cualquier ganancia que se obtuviera en el transcurso de dicho proceso por la venta de producciones que tuvieran valor comercial. En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 no se registraron activaciones de costos financieros. La propiedad, planta y equipos correspondientes a las operaciones del exterior han sido convertidos a su moneda funcional a los tipos de cambio históricos, y luego han sido trasladados a pesos a los tipos de cambio de cierre.





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2.6.4.2. Actividades de exploración y producción de petróleo y gas La Sociedad utiliza el método del esfuerzo exitoso para contabilizar las operaciones relacionadas con las actividades de exploración y producción de petróleo y gas. Bajo este método son activados: i) los costos de adquisición de propiedades en áreas de producción y exploración de petróleo y gas; ii) los costos de perforación y equipamiento de pozos exploratorios que resultan descubridores de reservas económicamente explotables; iii) los costos de perforación y equipamiento de pozos de desarrollo y iv) los costos futuros estimados de abandono y taponamiento. De acuerdo con el método del esfuerzo exitoso, los costos de exploración, excluidos los costos de los pozos exploratorios, se imputan a resultados durante el período en que se realizan los mismos. Los costos de perforación de los pozos exploratorios son activados hasta que se determine si existen reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial. Si no se encuentran tales reservas, los mencionados costos de perforación se imputan a resultados. Ocasionalmente, un pozo exploratorio puede determinar la existencia de reservas, pero las mismas pueden no ser clasificadas como probadas cuando la perforación es completada. En esos casos dichos costos continúan activados en la medida en que el pozo hubiera encontrado suficiente cantidad de reservas para justificar su completamiento como pozo productor y que la compañía estuviera haciendo progresos suficientes en la evaluación económica y operativa de la viabilidad del proyecto. Los costos futuros estimados de abandono y taponamiento de pozos en las áreas de hidrocarburos, descontados a una tasa ajustada al riesgo, son capitalizados junto a los activos que le dieron origen, y son depreciados utilizando el método de unidades de producción. Adicionalmente, un pasivo es reconocido por dicho concepto al valor estimado de las sumas a pagar descontadas. Los cambios en la medición del pasivo existente que se deriven de cambios en el calendario estimado o importe de las salidas de recursos requeridas para cancelar la obligación, o en la tasa de descuento, se añaden o deducen del costo del activo correspondiente. Si la disminución en el pasivo excediese el importe en libros del activo, el exceso se reconoce inmediatamente en el resultado del periodo. 2.6.4.3. Depreciaciones La Sociedad deprecia los pozos productores, las maquinarias y los campamentos correspondientes a las áreas de producción de petróleo y gas, utilizando el método de unidades de producción, mediante la aplicación de la relación entre el petróleo y el gas producido, y las reservas de petróleo y gas probadas y desarrolladas estimadas. El costo de adquisición de propiedades con reservas probadas se deprecia mediante la aplicación de la relación entre el petróleo y gas producido y las reservas de petróleo y gas probadas estimadas. La propiedad minera vinculada a reservas no probadas ha sido valuada al costo, examinándose periódicamente su recuperabilidad en base a las estimaciones geológicas y de ingeniería de las reservas posibles y probables que se espera probar en el plazo de cada concesión. Para la depreciación del resto de la propiedad, planta y equipos se utiliza el método de la línea recta, en función de la vida útil estimada del mismo, según el siguiente detalle:

El método de depreciación es revisado a cada cierre de ejercicio. Si las expectativas difieren de las estimaciones previas, los ajustes se realizan prospectivamente, de corresponder. Petrobras Argentina deprecia, utilizando el método de la línea recta, cada parte significativa que compone una unidad de propiedad, planta y equipos no relacionada a áreas de producción de petróleo y gas que: (i) puede ser identificada como un componente independiente con un costo significativo en relación al valor total de la unidad, y (ii) tiene una vida útil operativa que difiere de otra parte significativa de la misma unidad de propiedad, planta y equipos.





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2.6.4.4. Deterioro del valor de la propiedad, planta y equipos El valor registrado de propiedad, planta y equipos no supera el valor recuperable de los mismos. La Dirección de la Sociedad evalúa su recuperabilidad cuando hechos o cambios en las circunstancias (incluyendo disminuciones significativas en los valores de mercado de los bienes, en los precios de los principales productos que comercializa la Sociedad o en sus reservas de petróleo y gas, como así también cambios en el marco regulatorio en que se desarrollan sus operaciones, incrementos significativos en los costos operativos, o evidencias de obsolescencia o daño físico) pudieran indicar que el valor de un activo o de una UGE puede ser no recuperable. El valor contable de un activo es ajustado a su valor recuperable en caso que exceda dicho valor. Normativamente, se entiende como valor recuperable al mayor importe entre el valor razonable menos costos de venta y el valor de utilización económica, definido éste como la suma de los flujos netos de los fondos descontados esperados que deberían surgir del uso de los bienes y de su eventual disposición final. A tales efectos se consideran, entre otros elementos, las premisas que representen la mejor estimación que la Dirección hace de las condiciones económicas que existirán durante la vida útil de los activos. En particular, la tasa usada para el descuento de los flujos de fondos es la que mide la WACC. Para cada activo o UGE se determinó una WACC específica que considera el segmento de negocio y el país donde se desarrollan las operaciones. En períodos posteriores a la registración de la desvalorización, se analiza la pertinencia de su reversión en la medida que se verifiquen cambios en las estimaciones efectuadas para determinar los valores recuperables. En tal caso, la medición contable del activo o UGE se eleva al menor importe entre: a) la medición contable que el activo o unidad generadora de efectivo hubiera tenido si nunca se hubiese reconocido la pérdida por desvalorización; y b) su valor recuperable. Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 se registraron desvalorizaciones de propiedad, planta y equipos por 635, 94 y 11, respectivamente (Ver Nota 18). 2.6.5. Pasivos por costos laborales: Los pasivos por costos laborales se devengan en el período de tiempo en el cual los empleados hayan prestado el servicio que le da origen a tales contraprestaciones. El costo de los planes de contribuciones definidas es reconocido periódicamente, conforme las contribuciones que realiza Petrobras Argentina. A los efectos de hacer una estimación confiable del costo estimado de los planes de beneficios definidos se han utilizado supuestos actuariales, respecto a las variables demográficas y financieras que influyen en la determinación del monto de tales beneficios. El importe reconocido como pasivo por tales beneficios representa la suma del valor presente de la obligación y del valor corriente de los activos del plan, con los cuales se cancelarán directamente las obligaciones. Las ganancias y pérdidas actuariales con impacto son reconocidas en “Otros resultados integrales” y los costos de servicios prestados en el pasado en el resultado del ejercicio.





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2.6.6. Cargas fiscales 2.6.6.1. Impuesto a las ganancias: El cargo por impuesto a las ganancias del ejercicio comprende el impuesto corriente y el diferido. El impuesto es reconocido en el Estado de Resultados Individual, excepto en los casos que se relacione con partidas reconocidas en el Estado de Resultados Integrales Individual. En este caso, el impuesto es también reconocido en dicho estado.

El cargo por impuesto a las ganancias corriente se calcula sobre la base de las leyes impositivas vigentes o en curso de promulgación a la fecha de cierre del ejercicio en los países en los que operan la Sociedad y sus subsidiarias y que generan ganancia imponible. La gerencia evalúa en forma periódica las posiciones tomadas en las declaraciones juradas de impuestos con relación a las situaciones en las cuales la legislación impositiva está sujeta a alguna interpretación y establece previsiones cuando es apropiado.

Para contabilizar el cargo por impuesto diferido se utiliza el método del pasivo, que establece la determinación de activos o pasivos impositivos diferidos basados en las diferencias temporarias determinadas entre las mediciones contables e impositivas de activos y pasivos. Las diferencias temporarias determinan saldos activos o pasivos de impuestos cuando su reversión futura disminuya o aumente los impuestos determinados, sin perjuicio de las compensaciones de importes que sean pertinentes. Cuando existen quebrantos impositivos no utilizados susceptibles de deducción de ganancias impositivas futuras, se reconoce un activo por impuesto diferido, pero sólo en la medida en que su utilización sea probable.

Los activos y pasivos diferidos son medidos a la tasa impositiva que se espera se le apliquen en el período en el que el activo se realice o el pasivo se cancele, basado en las alícuotas y legislaciones vigentes o en curso de promulgación a la fecha de cierre. Los activos y pasivos por impuesto diferido se compensan por sociedad cuando existe un derecho legalmente exigible de compensar los activos y pasivos impositivos corrientes y cuando el impuesto a las ganancias diferido está asociado a la misma autoridad fiscal. Los activos y pasivos por impuesto diferido han sido valuados a su valor nominal.

Las tasas del impuesto a las ganancias utilizadas al cierre del ejercicio en Argentina y Bolivia son del 35 y 25%, respectivamente. Adicionalmente, los pagos de rentas de fuente boliviana efectuados a beneficiarios fuera de Bolivia, están sujetos a la retención y pago del impuesto a las utilidades de las empresas beneficiarias del exterior a una tasa del 12,5%. En el caso de Ecuador, se aplica un cargo adicional por participación laboral, por el cual la tasa computable se eleva al 33,70%.

2.6.6.2. Impuesto a la ganancia mínima presunta: En Argentina el impuesto a la ganancia mínima presunta es complementario del impuesto a las ganancias, dado que mientras este último grava la utilidad impositiva del ejercicio, el impuesto a la ganancia mínima presunta constituye una imposición mínima que grava la renta potencial de ciertos activos productivos a la tasa del uno por ciento, de modo que la obligación fiscal de la Sociedad coincidirá con el mayor de ambos impuestos. Sin embargo, si el impuesto a la ganancia mínima presunta excede en un ejercicio fiscal al impuesto a las ganancias determinado, dicho exceso podrá computarse como pago a cuenta de cualquier excedente del impuesto a las ganancias sobre el impuesto a la ganancia mínima presunta que pudiera producirse en cualquiera de los diez ejercicios siguientes.

En los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, el cargo por impuesto a las ganancias resultó superior al impuesto a la ganancia mínima presunta determinado, por lo cual la Sociedad contabilizó únicamente el cargo correspondiente al impuesto a las ganancias.





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2.6.6.3. Regalías hidroeléctricas: Por la explotación del Complejo Hidroeléctrico Pichi Picún Leufú la Sociedad abona regalías hidroeléctricas del 12% del importe que resulte de aplicar a la energía vendida la tarifa correspondiente a la venta en bloque, en función de los términos del artículo 43 de la Ley N° 15.336, modificada por la Ley N° 23.164. Asimismo, la Sociedad paga mensualmente al Estado Nacional, en carácter de canon por el uso de la fuente, el 0,5% de la suma prevista para el cálculo de la regalía hidroeléctrica mencionada precedentemente. 2.6.6.4. Regímenes de retención a las exportaciones de hidrocarburos: La Ley N° 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario estableció la creación de un régimen de retenciones a las exportaciones de hidrocarburos por cinco años, a partir del 1 de marzo de 2002, el cual fue prorrogado por cinco años más por la Ley N° 26.217. El efecto de tales retenciones se deduce de los respectivos precios de venta. Petróleo crudo y derivados Con efectos a partir de noviembre de 2007, la Resolución N° 394/07 del Ministerio de Economía y Producción estableció una nueva metodología de cálculo de las retenciones a las exportaciones de petróleo crudo y equiparó el tratamiento de ciertos productos derivados de su procesamiento con el aplicable al petróleo crudo. La modificación indicada implica la aplicación de un derecho de exportación variable según una fórmula que contempla el precio internacional del crudo y un valor de corte por producto. Conforme a esta metodología, cuando el precio internacional del petróleo crudo supere los USD 60,90 por barril, para las exportaciones de petróleo crudo se fija una alícuota de retenciones creciente que determina para una calidad de crudo estándar un ingreso tope de USD 42 por barril. Si el precio internacional varía entre USD 45 y USD 60,90 por barril, la retención aplicable es del 45%. El mismo criterio se aplica a las exportaciones de los productos derivados, tales como naftas, fuel oil y aceites lubricantes, para los que se definieron distintos valores de corte y de referencia. Con fecha 3 de enero de 2013 el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, mediante Resolución N° 01/2013, procedió a modificar la metodología para el cálculo de las retenciones a las exportaciones de petróleo crudo incrementando el valor de referencia a USD 80 por barril y el valor de corte a USD 70 por barril. En octubre 2014, mediante Resolución N° 803/14, el Ministerio de Economía y Finanzas modificó la alícuota de retención a la exportación de hidrocarburos conforme a un cuadro de precios y alícuotas determinado, con porcentajes entre el 10% y el 13%. A partir del 1 de enero de 2015 entró en vigencia la Resolución N° 1077/14 del Ministerio de Economía y Finanzas Publicas, que deroga la Resolución N° 394/2007 y su modificatoria la Resolución N° 803/14. Estableciendo que cuando el Precio Internacional sea menor a USD 71 por barril la alícuota de retención a aplicar será del 1% y si el Precio Internacional es mayor o igual a USD 71 por barril, en dicha Resolución se aplicará una alícuota de retención creciente. En diciembre 2015 mediante la Resolución N° 160/15 del Ministerio de Producción, estableció una alícuota del 0% como derecho de exportación de los productos derivados, tales como caucho, estireno, poliestireno, bops y tolueno. Gas natural En marzo de 2008 el Ministerio de Economía y Producción dictó la Resolución N° 127/08, que en lo relativo al gas natural modificó la Resolución N° 534/2006, la cual establecía una alícuota del 45% sobre el precio de importación del gas de Bolivia, fijando una retención del 100% sobre las exportaciones de gas natural, considerando como base de valoración el precio más alto establecido para esta mercadería en los contratos de importación de gas natural a la Argentina aplicables en cada momento. Asimismo, dicha resolución extendió para el GLP la metodología de cálculo aplicable a las retenciones sobre las exportaciones de petróleo crudo. Durante 2015, el gobierno argentino emitió algunas medidas para el mercado de GLP. La Resolución 60/15 redujo la retención de impuestos sobre las exportaciones de GLP del 45% al 1% y la Resolución de la SE N° 792/2015 actualiza e incrementa los precios con paridad de exportación por los cuales se comercializa el GLP en el mercado local a aquellos clientes que no se encuentran alcanzados por el Nuevo Programa de Estabilización.





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2.6.6.5 Régimen cambiario – Obligatoriedad de ingreso de divisas del 100 % para exportaciones de crudo y derivados.

El Decreto N° 1.722/2011 del 25 de octubre de 2011 restableció la obligatoriedad de ingreso y negociación en el mercado de cambios, de la totalidad de divisas generadas por operaciones de exportación de crudo y derivados, gas natural y gases licuados. El presente decreto obliga a Petrobras Argentina a liquidar el 100% de las divisas generadas por todas sus exportaciones de bienes y servicios. 2.6.6.6 Nuevas regulaciones a la actividad hidrocarburífera en Argentina. En mayo de 2012, se sancionó la Ley N° 26.741 que declara de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos. Asimismo se declara de utilidad pública y sujeto a expropiación el cincuenta y un por ciento (51%) del patrimonio de YPF S.A. y Repsol YPF Gas S.A. En julio de 2012, mediante el Decreto N° 1.277 se aprueba la reglamentación de la Ley N° 26.741 y se dicta el Reglamento de Soberanía Hidrocarburífera de la República Argentina, el cual dispuso la creación de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (la “Comisión”), dependiente de la Secretaría de Política Económica y Planificación de Desarrollo del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, como así también el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (el “Registro”). El Decreto N° 1.277/12 estableció la obligación por parte de las compañías de la industria del petróleo y gas de Argentina de presentar a la Comisión un plan anual de inversiones de exploración y explotación. La Comisión a su vez está obligada a diseñar un Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, que buscará la maximización de inversiones y la sustentabilidad de la industria en el corto, medio y largo plazo. Asimismo se derogan artículos de los Decretos N° 1.055/89, N°1.212/89 y N° 1.589/89 que se referían a la libre disponibilidad de los hidrocarburos producidos en áreas de concesión otorgadas, la libre comercialización en el mercado interno y externo, y la libertad de precios. La Sociedad ha cumplido con los requerimientos de información periódicos solicitados. En febrero de 2013, mediante la Resolución N° 1/2013, la Comisión creó el “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural”, en el que pueden participar las empresas inscriptas en el Registro. La participación se realizará mediante la presentación de proyectos para incrementar el volumen total de gas natural a ser inyectado en el mercado interno durante el período propuesto. Una vez que el proyecto se implemente, se establece: a) una compensación para la inyección excedente en base a un precio de 7,5 USD / MBTU y b) una multa en el caso de que la compañía, dentro de un determinado plazo, no haya logrado el aumento de los volúmenes de producción comprometido. Con el objetivo de desarrollar los yacimientos de gas en Argentina, la Sociedad formalizó las presentaciones requeridas para la calificación de la Resolución N°1/2013 y hasta el momento la Comisión no se ha expedido. A su vez, en noviembre de 2013, mediante la Resolución N° 60/2013, la Comisión creó el “Programa Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”. Los productores tuvieron hasta el 31 de marzo de 2014 para presentar su Proyecto que contribuya al incremento de niveles de producción de gas natural. El mismo está destinado a empresas sin producción previa, o un tope de 3,5 MMm3/día, con incentivos de precios ante aumentos de producción, y penalidades de importación de GNL ante incumplimiento de volúmenes comprometidos. Asimismo, aquellas empresas que fueran beneficiarias del Programa mencionado en el párrafo precedente y reunieran las condiciones correspondientes, puedan solicitar el cese de su participación en aquel programa y su incorporación en el presente. La Resolución N°60/2013 y sus modificatorias (Resoluciones N° 22/2014 y N° 139/2014), que estableció un precio que varía entre 4 USD/MBtu y 7,5 USD/MBtu, según la curva de mayor producción alcanzada. El 30 de enero de 2015 la Sociedad resultó inscripta al mencionado programa mediante la Resolución Nº 13/2015 de la Secretaría de Política Económica y Planificación del Desarrollo del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, habiendo cumplido en el tercer trimestre 2015 con las presentaciones adicionales requeridas por dicha Comisión, aprobando su aplicación con efecto retroactivo al 1 de julio de 2014.





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En Octubre de 2014 fue dictada la Ley N° 27.007 modificatoria de la Ley Nacional de Hidrocarburos N° 17.319 mediante la cual, entre otras cosas, se definió y reguló las exploración y explotación de hidrocarburos en objetivos no convencionales, se reformó el régimen de prórroga de concesiones, se fijó un régimen de regalías especiales, un régimen de promoción a las inversiones hidrocarburíferas y se prohibió la creación de áreas reservadas a favor de entidades o empresas públicas o con participación del estado. Además, entre sus disposiciones transitorias, otorgó 90 días para la conclusión de las negociaciones por las extensión de concesiones que estuvieran en curso." En febrero de 2015 la Comisión, mediante la Resolución 14/2015, crea el “Programa de Estímulo a la Producción de Petróleo Crudo” que prevé de pago de estímulos de exportación y/o producción para empresas registradas sujetas a ciertos requisitos. Mediante Resolución 33/15, la Comisión aprobó el Reglamento General del Programa de Estímulo a la Producción de Petróleo Crudo. Posteriormente, mediante Resolución 123/15, la Comisión Aprobó el “Reglamento de Adquisiciones, Ventas y Cesiones de Áreas, Derechos y Participación en el marco del Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural y del Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”. Mediante Decreto 272/15, el PEN dispuso disolver la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas creada por el art. 2 del Reglamento del Régimen de Soberanía Hidrocarburífera aprobado como Anexo I del Dec. 1277/12. Las competencias asignadas a la Comisión serán ejercidas por el Ministerio de Energía y Minería. El art. 5 del Decreto 272 prevé que los actos dictados por la Comisión en ejercicio de sus facultades otorgadas por el Reglamento u otras normas, conservarán su vigencia en tanto no se disponga lo contrario por resolución expresa del Ministerio de Energía y Minería. 2.6.7. Provisiones y pasivos contingentes Las provisiones son pasivos cuyo importe o vencimiento puede ser inciertos, se reconocen contablemente cuando: a) la Sociedad tiene una obligación presente (ya sea legal o asumida) como resultado de un suceso pasado; b) es probable que una salida de recursos sea necesaria para cancelar tal obligación, y c) puede hacerse una estimación fiable del importe de la obligación. Las provisiones se miden al valor actual de los desembolsos que se espera que sean necesarios para cancelar la obligación presente teniendo en cuenta la mejor información disponible en la fecha de preparación de los estados financieros y en base a premisas y métodos considerados apropiados. Las estimaciones son revisadas y ajustadas periódicamente, a medida que la Sociedad obtiene información adicional. La tasa de descuento utilizada para determinar el valor actual refleja las evaluaciones actuales del mercado, a la fecha de los estados financieros, del valor temporal del dinero, así como el riesgo específico relacionado con cada pasivo en particular. Los pasivos contingentes son: i) obligaciones posibles, surgida de sucesos pasados, cuya existencia se encuentra sujeta a la ocurrencia o no de hechos futuros inciertos que no están enteramente bajo el control de la Sociedad; u ii) obligaciones presentes, surgidas de sucesos pasados para cuya cancelación no es probable que se requiera una salida de recursos o cuyo importe no pueda ser medido con la suficiente fiabilidad. Los pasivos contingentes no se reconocen contablemente. La Sociedad revela en nota a los estados financieros información relativa a la naturaleza de los pasivos contingentes materiales. Los pasivos contingentes para los cuales la posibilidad de una eventual salida de recursos para su liquidación sea remota no son revelados, a menos que involucren garantías, en cuyo caso se incluye en nota a los estados financieros la naturaleza de tales garantías.





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2.6.8. Cuentas de patrimonio: Las partidas de patrimonio han sido preparadas de acuerdo con las normas contables anteriores a la aplicación de IFRS, excepto por lo mencionado en Resultados no asignados. La registración de movimientos del mencionado rubro se realizó de acuerdo con las decisiones asamblearias, normas legales o reglamentarias oportunamente tomadas. Capital social Está formado por los aportes efectuados por los accionistas representados por acciones y la capitalización de resultados no asignados, y comprende a las acciones en circulación a su VN. Ajuste del capital Las cuentas componentes del capital social se reexpresaron en moneda homogénea según principios de contabilidad generalmente aceptados anteriores a la aplicación de IFRS. La cuenta Capital social se ha mantenido a su valor nominal y el ajuste derivado de dicha reexpresión monetaria se expone en la cuenta Ajuste del capital. El Ajuste del capital no es distribuible en efectivo ni en bienes, pero se permite su capitalización mediante la emisión de acciones liberadas. Asimismo, esta partida es aplicable para cubrir pérdidas acumuladas, de acuerdo con el orden de absorción que se indica en el apartado “Resultados no asignados”. Prima por fusión La cuenta Prima por fusión se generó principalmente en enero de 2005, como consecuencia de la fusión por absorción de las sociedades Eg3, PAR y Petrolera Santa Fe, por la cual se incorporaron al patrimonio de la Sociedad todos los activos, pasivos, derechos y obligaciones de las sociedades incorporadas y se emitieron acciones de la Sociedad en función de la relación de canje aprobada. Prima por venta de acciones propias La cuenta Prima por venta de acciones propias se generó hasta el ejercicio 2010, como consecuencia de la venta de acciones propias de la Sociedad, con valores venta superiores a sus costos de adquisición. Durante el tercer trimestre de 2010, y dando cumplimiento a los plazos y condiciones previstas en el artículo 220 de la LSC, la Sociedad enajenó estas acciones propias mediante el procedimiento de oferta preferente establecido en los artículos 221 y 194 de la LSC, y la posterior enajenación al Fideicomiso Optimum Petrobras del remanente de acciones de la Sociedad. Reserva legal De acuerdo con las disposiciones legales vigentes, la Sociedad debe efectuar una reserva legal no inferior al 5% del resultado positivo surgido de la sumatoria algebraica del resultado del ejercicio, los ajustes de ejercicios anteriores, las transferencias de otros resultados integrales a resultados acumulados y las pérdidas acumuladas de ejercicios anteriores, hasta alcanzar el 20% de la suma del Capital social y el saldo de la cuenta Ajuste del capital. Reserva para futuras inversiones Corresponde a la asignación hecha por la Asamblea de Accionistas de la Sociedad, por la cual se destina un monto específico para constituir una Reserva especial cuyo objetivo es desarrollar las actividades de inversión de la Sociedad, las cuales están focalizadas en el negocio exploración y producción de petróleo y gas.





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Reserva para futuros dividendos Corresponde a la asignación hecha por la Asamblea de Accionistas de la Sociedad, por la cual se destina un monto específico para constituir una Reserva para futuros dividendos. Adicionalmente, la Asamblea de Accionistas facultó al Directorio de la Sociedad para determinar la cuantía y oportunidad de su distribución hasta la fecha de la Asamblea Ordinaria de Accionistas que trate el cierre de ejercicio correspondiente. Otros resultados integrales En la cuenta Otros resultados integrales se incluyen los resultados generados por la conversión de las operaciones en el moneda extranjera, netas de las diferencias de cambio originadas por el endeudamiento de la Sociedad denominado en moneda extranjera designado como cobertura de dichas operaciones, las ganancias y pérdidas actuariales correspondientes a los planes de beneficios definidos y sus correspondientes efectos impositivos(Nota 26). Resultados no asignados Comprende el resultado de ejercicios anteriores que no fueron distribuidos, los importes transferidos de otros resultados integrales y los ajustes de ejercicios anteriores por efecto de aplicación de las NIIF. La Resolución General N° 593/2011 de la CNV estableció que las Asambleas de Accionistas que consideren estados contables cuya cuenta Resultados no asignados arroje resultados positivos, deberán adoptar una resolución expresa en cuanto a su destino, ya sea como distribución en forma de dividendos, capitalización, constitución de reservas o una eventual combinación de tales dispositivos. Las Asambleas de Accionistas de la Sociedad dieron cumplimiento a lo indicado precedentemente. Distribución de dividendos La distribución de dividendos en efectivo se reconoce como un pasivo en los estados financieros del Grupo en el ejercicio en el cual resultan aprobados por los accionistas de la Sociedad. Otras partidas de Patrimonio La cuenta “Otros” corresponde al importe generado por la adquisición de PELSA, de combinación de negocios de sociedades bajo control común, que afectó los resultados acumulados en (693), determinado como la diferencia entre el valor de libros de los activos y pasivos a la fecha de la transacción y el valor pagado (Nota 2.3.1.4). El saldo de esta partida disminuye el total distribuible de los resultados acumulados. 2.6.9. Resultados por acción básico y diluido: La ganancia básica por acción se ha obtenido dividiendo la cifra del resultado del ejercicio entre la media ponderada de acciones ordinarias en circulación durante el ejercicio. La ganancia diluida por acción coincide con la ganancia básica, dado que la Sociedad no posee acciones preferidas ni deuda convertible en acciones, que pueda diluir este resultado.





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2.6.10. Reconocimiento de ingresos: Los ingresos por la venta de petróleo crudo, gas natural, productos petroquímicos y refinados se reconocen cuando los productos son entregados. Los ingresos se calculan al valor razonable de la contraprestación recibida o por cobrar teniendo en cuenta el importe de cualquier descuento comercial y rebaja por volumen de ventas de la entidad. Los ingresos procedentes de la venta de bienes se reconocen cuando se han satisfecho todas las siguientes condiciones: (a) la entidad ha transferido al comprador los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad de los bienes; (b) la entidad no conserva para sí ninguna implicación en la gestión corriente de los bienes vendidos, en el grado usualmente asociado con la propiedad, ni retiene el control efectivo sobre los mismos; (c) el importe de los ingresos puede ser medido de forma fiable; (d) es probable que los beneficios económicos asociados con la transacción fluyan a la entidad; y (e) los costes incurridos, o por incurrir, en relación con la transacción pueden ser medidos con fiabilidad. Los ingresos por ventas correspondientes a las actividades de producción de petróleo y gas natural, en los que la Sociedad tiene participación compartida con otros productores, se reconocen sobre la base de la participación contractual que la Sociedad detenta en cada consorcio con prescindencia de la asignación real. En caso de que se produzcan desbalanceos entre la asignación real y la asignación por contrato, esto dará lugar al reconocimiento de una deuda o de un crédito, según la producción asignada a la Sociedad sea en exceso o en defecto respecto de la producción resultante de su participación contractual en el consorcio. La Sociedad acuerda operaciones de intercambio de gas oil y de naftas comerciales con otras compañías refinadoras en localizaciones geográficas distintas, con el objetivo de optimizar la cadena logística. Estas transacciones se exponen netas en el Estado de Resultados Individual. Los ingresos por servicios son calculados al valor razonable de la contraprestación cobrada o a cobrar, teniendo en cuenta el importe estimado de cualquier descuento, determinando de esta manera los importes netos. Los ingresos se reconocen al cumplirse todas y cada una de las siguientes condiciones: (e) el importe de los ingresos puede medirse confiablemente;

(f) es probable que la entidad reciba los beneficios económicos derivados de la transacción;

(g) el grado de terminación de la transacción, a la fecha del balance, pueda ser medido confiablemente;

(h) los costos ya incurridos en la prestación, así como los que quedan por incurrir hasta completarla, puedan ser medidos con fiabilidad.

3. Juicios contables críticos y fuentes clave para la estimación de las incertidumbres En la elaboración de informaciones financieras es necesario utilizar estimaciones para ciertos activos, pasivos y otras transacciones. Aunque la Dirección de la Sociedad utiliza premisas y juicios que se revisan periódicamente, los resultados reales pueden diferir en relación a las estimaciones realizadas. Las estimaciones y criterios se evalúan periódicamente y se basan en la experiencia histórica y otros factores, incluyendo expectativas de hechos futuros que se considera son razonables en las circunstancias. A continuación se detallan las estimaciones y premisas más significativas:





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3.1 Reservas de hidrocarburos Por reservas se entiende a los volúmenes de petróleo y gas (expresado en m3 equivalentes de petróleo) que originan o están asociados a algún ingreso económico, en las áreas donde la Sociedad opera o tiene participación (directa o indirecta) y sobre los cuales se posee derechos para su explotación, incluyendo los volúmenes de hidrocarburos relacionados con aquellos contratos de servicios en los cuales la Sociedad 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 generan incertidumbre con respecto a la estimación de las reservas probadas y con respecto a la estimación de perfiles de producción futura, costos de desarrollo y precios, incluyendo diversos 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 incertidumbre. La estimación de reservas se realiza en función a la calidad de la información de geología e ingeniería disponible a la fecha de cálculo y de su interpretación. Las estimaciones de reservas son ajustadas en la medida que cambios en los aspectos considerados para la evaluación de las mismas así lo justifiquen o, al menos, una vez al año. Dichas estimaciones de reservas han tenido en cuenta las evaluaciones efectuadas por firmas de consultores hidrocarburíferos. La Sociedad utiliza la información obtenida del cálculo de Reservas en la determinación de las depreciaciones de los activos utilizados en las áreas de producción de petróleo y gas, así como también en la evaluación de la recuperabilidad de dichos activos (Notas 2.6.4.3, 2.6.4.4, 16.2 y 18).

3.2 Provisión para abandono de pozos Las obligaciones relacionadas con el abandono de pozos una vez finalizadas las operaciones implican que la Gerencia realice estimaciones respecto de la cantidad de pozos, los costos de abandono a largo plazo y del tiempo restante hasta el abandono. Cabe destacar que la tecnología, los costos y las consideraciones de política, ambiente y seguridad cambian continuamente, lo que puede resultar en diferencias entre los costos futuros reales y las estimaciones. Las estimaciones de las obligaciones relacionadas con el abandono y taponamiento de pozos son ajustadas en la medida que cambios en los aspectos considerados para la evaluación de las mismas así lo justifiquen o, al menos, una vez al año. 3.3. Deterioro del valor de los activos no financieros A los efectos de evaluar la recuperabilidad de los activos no financieros, los activos se agrupan en los menores niveles para los cuales existen flujos de fondos identificables individualmente. Para dichos fines, cada sociedad asociada y cada sociedad controlada en forma conjunta se ha considerado como una UGE. La metodología utilizada en la estimación del importe recuperable de los activos consiste principalmente en el cálculo del valor en uso. 3.4. Contingencias La Sociedad está sujeta a diversas demandas, juicios y otros procedimientos legales que surgen en el curso habitual de sus negocios. Los pasivos con respecto a dichas demandas, juicios y otros procedimientos legales no pueden estimarse con certeza. La Sociedad analiza el estado de cada contingencia y evalúa la potencial exposición financiera, aplicando los criterios indicados en la nota 2.6.7, para lo cual elabora las estimaciones principalmente con la asistencia de los asesores legales. Las contingencias incluyen a los procesos judiciales pendientes o reclamos por eventuales perjuicios a terceros por daños originados en el desarrollo de las actividades, así como también reclamos de terceros originados en cuestiones de interpretación legislativa.





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La Sociedad evalúa la existencia de gastos adicionales directamente asociados con la resolución definitiva de cada contingencia, los cuales se incluyen en su valuación en el caso de que su monto pueda ser razonablemente estimado. Si la potencial pérdida no es probable, pero sí razonablemente posible, o es probable pero su monto no puede ser estimado. 3.5 Medio ambiente: Los costos incurridos para limitar, neutralizar o prevenir la contaminación ambiental se activan sólo si se cumple al menos una de las siguientes condiciones: (a) se trata de mejoras en la seguridad; (b) se previene o limita el riesgo de contaminación ambiental; o (c) los costos se incurren para preparar a los activos para su venta y no incrementan el valor registrado por encima de su valor recuperable. Los pasivos relacionados con costos futuros de remediación son registrados cuando a partir de la evaluación ambiental es probable su materialización y los costos pueden ser estimados razonablemente. La oportunidad y la magnitud de dichas provisiones están generalmente enmarcadas en un plan de acción, sea éste un plan de remediación aprobado, o bien la venta o disposición de un activo. En general, la provisión se determina en función a la probabilidad de que un futuro compromiso de remediación pueda ser requerido. La valuación de los pasivos está determinada en función a la mejor estimación de la Sociedad del valor actual de los costos futuros, usando la tecnología disponible y aplicando las leyes y regulaciones relativas a la protección del medio ambiente actualmente vigentes, como así también las propias políticas de la Sociedad en la materia. El análisis de sensibilidad correspondiente se encuentra indicado en la Nota 21. 3.6 Beneficios al personal: Los compromisos actuariales con los planes de beneficios al personal son reconocidos como pasivos en el estado de situación financiera basada en cálculos actuariales que son revisados anualmente por un actuario independiente, utilizando el método de crédito unitario proyectado, El valor presente de las obligaciones por planes de pensión depende de múltiples factores que son determinados de acuerdo a cálculos actuariales, los cuales son revisados anualmente por un actuario independiente, neto del valor razonable de los activos del plan, cuando corresponda. Para ello, se utilizan ciertos supuestos dentro de los que se incluye la tasa de descuento y de incremento salarial.





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4. Gestión de riesgos financieros y del capital

4.1. Objetivos y políticas de gestión de riesgos Como consecuencia de sus operaciones, la Sociedad está expuesta a una serie de riesgos asociados a los mercados donde opera. La Sociedad adopta una metodología de gestión de riesgos integrada, donde el foco no está puesto en los riesgos individuales de las operaciones de las unidades de negocio, sino en una perspectiva más amplia enfocada en el monitoreo de los riesgos que afectan a todo su portafolio. La estrategia de gestión de riesgos de la Sociedad, en línea con la estrategia de integración de sus negocios, busca lograr un balance entre los objetivos de rentabilidad y el nivel de exposición al riesgo. La Sociedad y sus subsidiarias no contratan ni negocian instrumentos financieros derivados para fines especulativos. El Directorio de la Sociedad acuerda las políticas para la gestión y administración de cada uno de los riesgos que se mencionan a continuación, las cuales han sido aplicadas consistentemente en los períodos bajo análisis presentados en los presentes estados financieros: 4.1.1. Gestión de riesgo financiero

4.1.1.1. Riesgos asociados a tipos de cambio El resultado de las operaciones y la situación financiera de la Sociedad son sensibles a variaciones en los tipos de cambio entre el peso argentino y otras monedas. La divisa que genera la mayor exposición es el dólar estadounidense. La exposición de Petrobras Argentina a otras monedas diferentes al dólar estadounidense no es significativa. La Sociedad utiliza instrumentos financieros derivados para mitigar los riesgos asociados a tipos de cambio. Durante el ejercicio cerrado el 31 de diciembre de 2015, la Sociedad utilizó instrumentos financieros derivados, los cuales generaron una ganancia de 59 imputada en “Resultados Financieros”. Durante los ejercicios cerrados el 31 de diciembre de 2014 y 2013, la Sociedad utilizó instrumentos financieros derivados, los cuales no generaron resultados significativos.





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Los importes en libros de los activos y pasivos monetarios denominados en moneda extranjera al final de cada ejercicio sobre el que se informa son los siguientes:

(a) Al 31 de diciembre de 2015, de acuerdo con el tipo de cambio publicado por el Banco de la Nación Argentina. (b) Al 31 de diciembre de 2015, de acuerdo con el tipo de cambio publicado por el Banco Nacional de Bolivia. La Sociedad tiene una parte significativa de su endeudamiento designado como cobertura de la inversión denominada en moneda extranjera, por lo cual la Sociedad mantenía al 31 de diciembre de 2015 una posición financiera pasiva neta de USD 63 millones y al 31 de diciembre de 2014 y 2013, mantenía posiciones financieras activas netas de USD 16 millones y USD 10 millones, respectivamente. Las variaciones en los tipos de cambio generadas por el endeudamiento designado como cobertura se imputan en Otros resultados integrales (ver Nota 2.6.1.7).





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Análisis de sensibilidad del tipo de cambio Considerando la posición monetaria neta, las inversiones en compañías con deudas en dólares y las inversiones con moneda funcional distinta al peso al 31 de diciembre de 2015, la Dirección estimó que por cada aumento o disminución del tipo de cambio de un 20% frente al dólar estadounidense daría lugar a: - una pérdida o ganancia por “Diferencia de cambio” antes de impuestos de 164, respectivamente - un aumento o disminución de 65 en “Otros Resultados Integrales”, respectivamente, por la conversión de las

operaciones denominadas en moneda extranjera, neto del endeudamiento designado como cobertura. - una pérdida o ganancia de 122 por “Resultado de inversiones valuadas bajo el método de la participación”,

respectivamente, por la tenencia accionaria en CIESA que posee una posición pasiva neta en moneda extranjera y por la conversión de operaciones con moneda funcional distinta al peso,

Este análisis de sensibilidad no representa el riego inherente.

Al 31 de diciembre de 2014, la Dirección estimó que por cada aumento o disminución en el tipo de cambio de un 20% frente al dólar estadounidense daría lugar a: (i) una ganancia o pérdida por “Diferencia de cambio” antes de impuestos de 27, respectivamente; (ii) un aumento o disminución de 19 en “Otros Resultados Integrales”; (iii) una pérdida o ganancia de 102 por “Resultado de inversiones valuadas bajo el método de la participación”, respectivamente. Al 31 de diciembre de 2013, la Dirección estimó que por cada aumento o disminución del tipo de cambio de un 20% frente al dólar estadounidense daría lugar a: (i) una ganancia o pérdida por “Diferencia de cambio” antes de impuestos de 13, respectivamente; (ii) un aumento o disminución de 130 en “Otros Resultados Integrales”, respectivamente; (iii) una pérdida o ganancia de 8 por “Resultado de inversiones valuadas bajo el método de la participación”, respectivamente. 4.1.1.2. Riesgos asociados a tasa de interés La gestión del riesgo de tasa de interés busca reducir los costos financieros y limitar la exposición de la Sociedad al aumento en las tasas de interés. Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 aproximadamente el 99%, el 99% y el 90%, respectivamente del total de la deuda financiera estaba sujeta a tasas de interés fijas, y el resto estaba sujeta a tasas de interés variable. La información referida a la financiación de la Sociedad y a las tasas de interés relacionadas se indica en Nota 19. En los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, Petrobras Argentina no ha utilizado instrumentos financieros derivados para mitigar riesgos relacionados con fluctuaciones en las tasas de interés. Análisis de sensibilidad de tasa de interés Al 31 de diciembre de 2015 la Sociedad no mantenía deuda a tasa de interés variable. Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 la deuda de la Sociedad sujeta a tasa de interés variable ascendía a 15 y 188, respectivamente. En 2015, 2014 y 2013, teniendo en cuenta su escasa materialidad, la Sociedad no está expuesta a un riesgo significativo de flujo de fondos como consecuencia de cambios en las tasas de interés.





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4.1.1.3. Riesgo de liquidez El riesgo de liquidez representa el riesgo de que la Sociedad no tenga fondos suficientes para cumplir con todas sus obligaciones, tanto de naturaleza económica, laboral o comercial. El riesgo de liquidez está asociado a la capacidad de la Sociedad para financiar sus compromisos y llevar a cabo sus planes de negocio con fuentes de financiamiento estables, así como también al nivel de endeudamiento y al perfil de vencimientos de la deuda financiera. La Sociedad tiene una Política de Liquidez aprobada por el Directorio, cuyos principios fundamentales consisten en preservar el capital y mantener liquidez inmediata. En el marco de esta Política, mantiene disponibilidades de recursos en efectivo, otros instrumentos financieros líquidos y líneas de crédito no comprometidas en volumen suficiente, para hacer frente a los vencimientos de obligaciones financieras y comerciales, además de un balance entre deuda de corto y largo plazo. La Sociedad tiene vigente también una política de captación de fondos aprobada por el Directorio que establece parámetros para evitar concentración en las fuentes de financiamiento y las contrapartes crediticias. Adicionalmente utiliza una metodología para el análisis y asignación de límites de crédito a las diferentes entidades financieras y fondos comunes de inversión de manera de minimizar el riesgo de crédito asociado. En línea con esto, la Sociedad invierte sus fondos líquidos en entidades financieras con una adecuada calificación crediticia. Índice de liquidez: A continuación se expone la determinación del índice de liquidez de la Sociedad para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013:

Análisis de vencimientos de pasivos financieros A continuación se expone la estimación de las futuras obligaciones por vencimientos contractuales remanentes para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013. Los montos de la tabla representan los flujos de efectivo contractuales sin descontar y en consecuencia no coinciden con los montos revelados en el estado de situación financiera a excepción de cuentas por pagar a corto plazo cuando no se descuentan. Estas estimaciones son realizadas en base a información disponible al cierre de cada ejercicio y puede no reflejar los importes reales en el futuro. Por lo tanto, los montos expuestos se proporcionan al sólo efecto ilustrativo.





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(a) Corresponde a menos de tres meses.





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4.1.1.4. Riesgo de crédito La Sociedad tiene una Política de Créditos aprobada por su Directorio que establece lineamientos y criterios para el otorgamiento de créditos a clientes. La Sociedad realiza permanentemente evaluaciones crediticias sobre la capacidad financiera de sus clientes, lo cual minimiza el riesgo potencial de pérdidas por incobrabilidad. El riesgo crediticio representa la exposición a posibles pérdidas derivadas de la falta de cumplimiento de contrapartes comerciales o financieras respecto a sus obligaciones asumidas para con la Sociedad. Este riesgo deriva principalmente de factores económicos y financieros, o de la posibilidad de que la contraparte entre en default. El riesgo de crédito está asociado a la actividad comercial de la Sociedad a través de los créditos por ventas otorgados a clientes, así como también a las disponibilidades y depósitos en bancos e instituciones financieras. La Sociedad, en el curso habitual de sus negocios y de acuerdo con su política de crédito, otorga crédito a una gran base de clientes, principalmente amplios sectores de la industria, incluyendo operadores de estaciones de servicio, refinadoras, exportadoras, compañías petroquímicas, distribuidores de gas natural, grandes usuarios de electricidad y distribuidores de energía eléctrica, entre otros. La Sociedad constituye una previsión para deudores incobrables. Esta previsión representa la mejor estimación de la Sociedad de las posibles pérdidas en relación con los créditos por ventas. Al 31 de diciembre de 2015 los créditos por ventas de la Sociedad totalizan 2.956, de los cuales el 98% son a corto plazo y el 2% restante se clasifica como no corriente y corresponden principalmente a CAMMESA (empresa nacional encargada de comprar energía eléctrica a los generadores y venderla a los distribuidores). Exceptuando CAMMESA, que representa aproximadamente el 45% del total de los créditos por ventas, la Sociedad no tiene una concentración significativa de riesgo de crédito, estando dicha exposición atomizada entre un gran número de clientes y otras contrapartes. Ningún otro cliente concentra un porcentaje significativo del importe total de estas cuentas por cobrar. El riesgo de crédito de los fondos líquidos y otras inversiones financieras es acotado dado que las contrapartes son entidades bancarias con calificaciones crediticias consideradas adecuadas. La Sociedad también tiene vigente una política de liquidez.

4.1.1.5. Gestión del capital El objetivo principal de la gestión del capital de la Sociedad es mantener la calidad crediticia y ratios de capital que permitan sustentar su negocio y maximizar el valor para sus accionistas. Asimismo, Petrobras Argentina busca mantener un nivel de generación de fondos de sus actividades operativas que le permitan atender su plan de inversiones y cumplir con todos sus compromisos. En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, los fondos generados por las operaciones totalizaron 2.836, 3.864 y 2.446, respectivamente. El Directorio de las compañías donde Petrobras Argentina posee influencia significativa o ejerce control conjunto formula sus propias políticas de gestión de riesgo.





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Índice de endeudamiento: A continuación se expone la determinación del índice de endeudamiento de la Sociedad para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013:

4.1.2. Gestión del capital no financiero Riesgos de precio de commodities Las operaciones que realiza Petrobras Argentina están afectadas por numerosos factores que se encuentran fuera del control de la Sociedad, incluyendo variaciones en los precios de mercado de sus productos, regulaciones gubernamentales referidas a precios, impuestos y otros gravámenes, regalías y otros factores. En Argentina, los precios de los productos del sector de energía están determinados principalmente por regulaciones locales. Las fluctuaciones de los precios internacionales solo afectan parcialmente al mercado doméstico. En los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, Petrobras Argentina no ha utilizado instrumentos financieros derivados para mitigar riesgos relacionados con fluctuaciones en los precios de commodities.





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4.2. Instrumentos financieros por categorías Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, la clasificación de los instrumentos financieros por categoría es la siguiente:





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4.3. Valor razonable de los instrumentos financieros Para estimar los valores razonables de cada clase de instrumento financiero se han utilizado los siguientes métodos y supuestos: � Los valores contables de efectivo, equivalentes de efectivo, cuentas a cobrar y obligaciones a corto plazo se aproximan a su valor razonable, debido a los vencimientos a corto plazo de estos instrumentos. � El valor razonable de las participaciones en fondos comunes de inversión se reconoció sobre la base de precios cotizados en el mercado a la fecha de cierre del ejercicio para activos idénticos en mercados activos y, en consecuencia, se clasificó como Nivel 1. � El valor razonable de los títulos de deuda a largo plazo que cotizan en el mercado de valores se basa en precios de mercado cotizados a la fecha de cierre de ejercicio (Nivel1), y en relación con los títulos de deuda a largo plazo restantes, el valor razonable se estimó en base a las tasas corrientes a disposición de la Sociedad para títulos de deuda con vencimientos restantes similares (Nivel 2).

A continuación se exponen los valores razonables estimados de los instrumentos financieros al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 valuados a costo amortizado, excepto de los instrumentos financieros mencionados anteriormente cuyos valores contables se aproximan a los valores razonables:

4.4. Valor razonable por jerarquía El valor razonable es el precio que sería recibido por vender un activo o pagado por transferir un pasivo en una transacción ordenada entre participantes del mercado llevada a cabo en el mercado principal del activo o pasivo (o, en caso de ausencia, en el mercado más ventajoso) en condiciones de mercado presentes en la fecha de medición, independientemente que el precio sea directamente observable o estimado a partir de una técnica de valoración. Se trata de una medición para un activo o pasivo concreto y por lo tanto debe tener en cuenta las características particulares que serían consideradas por los participantes del mercado, asumiendo que actúan atendiendo su mejor interés económico. Las técnicas de valoración utilizadas por la Sociedad para medir el valor razonable maximizan el uso de variables observables relevantes y minimiza el uso de variables no observables. La jerarquía del valor razonable clasifica en tres niveles las variables de técnicas de valoración utilizadas y concede la prioridad más alta a las variables de Nivel 1 y la más baja a las de Nivel 3 una medición basada en el mercado que debe determinarse en base a supuestos que utilizarían los participantes del mercado en la determinación del precio de un activo o un pasivo. La Sociedad utiliza la siguiente jerarquía de tres niveles para la medición del valor razonable, que prioriza los datos observables utilizados en la valuación del valor razonable: � Nivel 1: Variables observables tales que son precios cotizados en mercados activos para activos o pasivos idénticos a los que la Sociedad puede acceder en la fecha de la medición; � Nivel 2: Variables diferentes a los precios cotizados en mercados activos, y que son observables para activos o pasivos ya sea directa o indirectamente; y � Nivel 3: Variables no observables para activos o pasivos, que son desarrolladas por la Sociedad utilizando la mejor información disponible para reflejar los supuestos de los participantes del mercado.





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Si una o más de las variables relevantes no estuvieran basadas en información de mercado observable, los instrumentos financieros relacionados serían incluidos en el Nivel 3.

5. Costo de ventas A continuación se expone la determinación del costo de ventas de la Sociedad y los correspondientes gastos imputables al costo de ventas:





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5.1 Gastos imputables al costo de ventas

6. Gastos de administración y comercialización

7. Gastos de exploración





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8. Otros resultados operativos

(*) Corresponde al segmento de negocios “Exploración y Producción de Petróleo y Gas”

9. Resultados financieros

10. Impuesto a las ganancias e impuesto diferido A continuación se detalla la composición del impuesto a las ganancias incluido en el Estado de Resultados Individual y la composición del impuesto diferido:

(a) Corresponde al efecto impositivo de las diferencias de cambio originadas por: (i) la revaluación de la inversión neta

denominada en moneda extranjera (imputada en el impuesto diferido), y (ii) por la revaluación del endeudamiento nominado en moneda extranjera designado como cobertura de dicha inversión (imputada en el impuesto estimado).





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(a) La Dirección de la Sociedad evalúa el recupero de los quebrantos y de las restantes diferencias activas tomando en consideración, entre otros elementos, la rentabilidad proyectada de los negocios, las estrategias de planificación fiscal, la temporalidad de las utilidades fiscales futuras atendiendo al plazo de prescripción de quebrantos, las reversiones futuras de las diferencias temporarias existentes y la historia fiscal de los años recientes. Toda la evidencia disponible, tanto positiva como negativa, debidamente ponderada, es considerada en el análisis.

Plazo de reversión de Impuestos sobre las ganancias diferidos

La Sociedad considera que los activos/pasivos por impuestos diferidos se realizarán función a estimaciones de la realización de las provisiones y a la resolución final de eventos futuros.

El cronograma estimado de recuperación/reversión de activos/pasivos por impuestos diferidos al 31 de diciembre de 2015 se detalla en el siguiente cuadro:





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Seguidamente, se muestra la conciliación entre el impuesto a las ganancias incluido en el Estado de Resultados Individual y el que resultaría de aplicar a la ganancia contable (antes del impuesto y la participación no controlante en el resultado de las sociedades subsidiarias a la tasa impositiva vigente del 35%:

La Sociedad posee los siguientes quebrantos no reconocidos en los estados financieros, los cuales pueden ser utilizados hasta las fechas indicadas a continuación:

11. Ganancia por acción El cálculo del resultado por acción, en sus versiones básica y diluida, se determina de acuerdo con lo expuesto a continuación:

No se han producido operaciones con acciones ordinarias o con acciones ordinarias potenciales entre la fecha de cierre del ejercicio y la fecha de presentación de los estados financieros.





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12. Efectivo y equivalentes de efectivo

Información adicional sobre el estado de flujo de efectivo La Sociedad utiliza el método indirecto, el cual requiere una serie de ajustes a la utilidad neta del ejercicio para obtener los fondos generados por las operaciones. La principal operación que no afectaron efectivo y equivalente de efectivo fueron eliminadas de los estados de flujo de efectivo al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 son las siguientes:

(a)Las operaciones correspondientes a 2015 corresponden 98 a G&E, 77 a E&P y 50 a los restantes segmentos. Las operaciones correspondientes a los ejercicios 2014 y 2013 corresponden principalmente al segmento de negocios “Exploración y Producción de Petróleo y Gas”. (b) Corresponde al segmento de negocios “Exploración y Producción de Petróleo y Gas” 13. Créditos por ventas

(a) El movimiento de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 se encuentra imputado en “Gastos de administración y comercialización”. (b) Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 los créditos por ventas corrientes incluyen en promedio 6%, 9% y 4% de créditos vencidos no previsionados, respectivamente, los cuales no superan el plazo de 3 meses.





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Apertura de ventas por segmentos de negocios

(a) Incluye 442 vinculados al Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida, reglamentado por la Resolución 60/2013 de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas del Gobierno Nacional.

14. Otros créditos

a) El movimiento de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 incluye (397), (182) y (140) imputados en “Otros resultados integrales”, respectivamente. b) Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 los créditos corrientes incluyen en promedio de 4% de créditos vencidos no previsionados, los cuales no superan el plazo de 3 meses.

15. Inventarios





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16. Inversiones en sociedades relacionadas

16.1. Inversiones en negocios conjuntos

16.1.1. Distrilec: En el primer trimestre de 2013 la Sociedad vendió a Hidroeléctrica Piedra del Águila S.A. y a La Plata Cogeneración S.A. la totalidad de su participación directa e indirecta en PEDASA y PFB por un monto de USD 35 millones, reconociendo una pérdida de 34, de los cuales 6 están imputados en “Otros resultados operativos” (Nota 8) y 28 en “Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación” (Nota 16.4). 16.1.2. CIESA:

Los accionistas de CIESA, sociedad controlante de TGS, sólo pueden vender las acciones Clase “A”, representativas del 51% del capital social de TGS, si contaran con la previa autorización de la autoridad regulatoria y la aprobación unánime de los accionistas de CIESA. 16.1.3. Valuación de las participaciones en CIESA y Distrilec: Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, la valuación de la participación directa e indirecta en CIESA es de 441, 491 y 497, respectivamente. La valuación contable de dichas participaciones no excede su valor recuperable.

16.1.4. Endeudamiento de CIESA: Como consecuencia del escenario macroeconómico configurado en la Argentina a partir de la sanción de la Ley de Emergencia Pública, CIESA no pagó a su vencimiento, en abril de 2002, el capital y la última cuota de intereses de sus obligaciones negociables emitidas en 1997 por un valor nominal de USD 200 millones, así como tampoco acuerdos de cap y collar de tasa de interés. A partir de abril de 2004, los accionistas y acreedores financieros de CIESA celebraron una serie de acuerdos, por los cuales, entre otras acciones, se previó la realización de ciertas transferencias accionarias a fin de proveer la flexibilidad necesaria para avanzar en la reestructuración de la deuda financiera de CIESA antes mencionada. En este sentido, el 1 de setiembre de 2005 celebraron un Acuerdo de Reestructuración de la Deuda Financiera (Acuerdo de Reestructuración), el cual estaba sujeto a las aprobaciones del ENARGAS y la CNDC, sucediéndose a partir de enero de 2009 una serie de reclamos judiciales ante los Tribunales de Nueva York.





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El 10 de mayo de 2011 CIESA suscribió un Acuerdo de Entendimiento con Pampa Energía S.A., Pampa Inversiones S.A. e Inversiones Argentina I Ltd. (“Grupo Pampa”), el cual pasó a ser, asimismo, titular de las obligaciones negociables, y el 18 de mayo de 2011 se suscribió una modificación al Acuerdo de Reestructuración por la cual el Grupo Pampa ingresó en dicho acuerdo. El 5 de octubre de 2011, mediante nota N° 11.362, el ENARGAS expresó no tener objeciones regulatorias al Acuerdo de Reestructuración y expresó que el mismo podrá hacerse efectivo una vez que se obtenga la aprobación por parte de la CNDC. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros, la autorización de la CNDC aún no fue obtenida. Con fecha 13 de julio de 2012, CIESA, el Grupo Pampa y la Sociedad llegaron a un acuerdo transaccional por el cual las partes involucradas desistieron de todos los reclamos, acciones y derechos bajo los juicios tramitados en los Tribunales de Nueva York, extinguiéndolos. Como resultado de este acuerdo, CIESA canceló la totalidad de la Deuda Financiera mediante: (i) la transferencia al Grupo Pampa del 4,3% de acciones de TGS; (ii) el pago de aproximadamente USD 130 millones; (iii) la condonación de la Deuda Financiera remanente; y (iv) la suscripción de una quinta modificación al Acuerdo de Reestructuración, mediante la cual, una vez obtenida la aprobación gubernamental pendiente, el Grupo Pampa recibirá acciones representativas del 40% del capital social de CIESA que se encuentran bajo el dominio fiduciario de The Royal Bank of Scotland, Sucursal Argentina. En virtud de la celebración del Acuerdo mencionado en la presente nota y a lo dispuesto en la reunión de Directorio de CIESA celebrada el 23 de octubre de 2012, el 2 de enero de 2013 CIESA notificó a la CNV de la cancelación formal de las Obligaciones Negociables y con fecha 30 de mayo de 2013 ha sido retirada del Régimen de Oferta Pública y Cotización. 16.1.5. Situación tarifaria de las empresas de servicios públicos 16.1.5.1. Marco general El escenario configurado a partir de la sanción de la Ley de Emergencia Pública implicó un profundo cambio en la ecuación económica – financiera de las empresas de servicios públicos, que resultaron afectadas, entre otros, por la devaluación de la moneda, la pesificación y la eliminación de las cláusulas indexatorias sobre las tarifas. La Ley de Emergencia Pública determinó la pesificación y la eliminación de cláusulas indexatorias sobre las tarifas de servicios públicos, quedando las tarifas establecidas en pesos a la relación de cambio 1 peso igual a 1 dólar. Asimismo, se autorizó al PEN a renegociar los contratos que tengan por objeto la prestación de servicios públicos, teniendo en cuenta los siguientes criterios: i) el impacto de las tarifas en la competitividad de la economía y en la distribución de ingresos, ii) la calidad de los servicios y los planes de inversión, cuando ellos estuviesen previstos contractualmente, iii) el interés de los usuarios y la accesibilidad de los servicios, iv) la seguridad de los sistemas comprendidos, y v) la rentabilidad de las empresas. Con fecha 12 de febrero de 2002 el PEN emitió el Decreto N° 293/02 a través del cual se encomendó al Ministerio de Economía y Producción la renegociación de los contratos con empresas de servicios públicos. En julio 2003, se creó la UNIREN con la misión de asistir en el proceso de renegociación de contratos de obras y servicios públicos, suscribir acuerdos integrales o parciales y elevar proyectos normativos concernientes a adecuaciones transitorias de precios y tarifas, entre otras cosas. En diciembre de 2015 se sancionó la Ley N° 27.200, la cual extendió hasta el 31 de diciembre de 2017 el plazo para renegociar los contratos de obras y servicios públicos. 16.1.5.2. TGS Acuerdo Transitorio: Luego de que la UNIREN le remitiera distintas propuestas en vista a lograr la readecuación tarifaria de su contrato de concesión, las cuales oportunamente habían sido evaluadas como insuficientes, en octubre de 2008 TGS suscribió con la UNIREN un acuerdo transitorio que establece un aumento tarifario del 20% con efecto retroactivo a partir del 1 de setiembre de 2008, y la aplicación de los fondos originados por dicho aumento a un plan de inversiones en el sistema de transporte de gas previsto en el mismo acuerdo.





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Con fecha 3 de diciembre de 2009, el PEN emitió el Decreto N° 1.918/09 mediante el cual ratifica dicho acuerdo transitorio, por lo que TGS quedó en condiciones de facturar a sus clientes el aumento tarifario luego que el ENARGAS publicara el nuevo cuadro tarifario y definiera la metodología de facturación del efecto retroactivo. Sin embargo, dicho acto administrativo no se efectivizó y ante la excesiva demora, en agosto de 2010, TGS solicitó por carta al ENARGAS la autorización para publicar el cuadro tarifario que contiene el incremento tarifario transitorio del 20% y la metodología de cobro del retroactivo de dicho aumento, requiriendo además la aplicación de una tasa de interés conforme la modalidad de pago que se establezca. El ENARGAS respondió a TGS que había remitido los antecedentes y el proyecto tarifario a la SCyCG, dependiente del MPFIPyS, con fundamento en la Resolución N° 2000/2005 del MPFIPyS. El 30 de setiembre de 2010, TGS interpuso una acción de amparo en los términos del artículo 43 de la Constitución Nacional y de la Ley N° 16.986, contra el ENARGAS y contra la SCyCG, a fin de obtener la implementación del nuevo cuadro tarifario, el cual tuvo favorable acogida en la Justicia. El 7 de abril de 2014, el ENARGAS mediante la Resolución N° I-2852 aprobó los cuadros tarifarios aplicables al servicio público de Transporte de Gas Natural a cargo de TGS vigentes a partir del 1 de abril de 2014. Los cuadros tarifarios disponen un incremento escalonado del 8% a partir del 1 de abril de 2014, del 14% acumulado desde el 1 de junio de 2014 y del 20% acumulado desde el 1 de agosto del corriente año. Dicho incremento estará destinado a la ejecución por parte de TGS de un plan de inversiones para la realización de obras en su sistema de transporte tendientes a garantizar los niveles de calidad del servicio de transporte de gas natural de acuerdo a los lineamientos establecidos en el Marco Regulatorio de la industria del gas natural. El 5 de junio de 2015 el ENARGAS emitió la Resolución N° 3.347, complementaria de la Resolución I-2852, por la cual aprueba un incremento en los cuadros tarifarios aplicables al servicio público de transporte de Gas Natural a partir del 1 de mayo de 2015. Estos incrementos significan para TGS un aumento transitorio del 44,3% en el precio del servicio de transporte de gas natural y del 73,2% en el Cargo de Acceso y Uso. Dichos incrementos transitorios tienen por finalidad cubrir los costos de operación y mantenimiento y solventar las inversiones necesarias para la normal prestación del servicio de transporte de gas natural hasta tanto TGS y el Gobierno Nacional arriben a un acuerdo para la renegociación integral (el “Acuerdo Integral”) de la Licencia de transporte de gas natural que fuera inicialado por TGS en octubre de 2011. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros no existe certidumbre respecto del plazo en el cual el Acta Acuerdo será suscripta e implementada por el Estado Nacional. Estos incrementos significan un reconocimiento parcial de los reclamos administrativos previos iniciados por TGS. Es por ello que TGS continuará con las acciones que correspondan en pos de resguardar sus derechos, incluyendo las que resulten necesarias para concretar la firma del Acuerdo Integral. La Resolución N° 7 del Ministerio de Energía y Minería de la Nación (B.O. 28.01.2016) derogó la Resolución 2000/2005 del MPFIPyS que disponía que todo incremento tarifario debe contar con la previa intervención de la SCyCG, dependiente de dicho organismo. Acuerdo Integral: A principios de octubre de 2008, TGS recibió de la UNIREN una propuesta de acuerdo de renegociación integral (que incluye el aumento inicial de tarifas del 20%). En octubre de 2011 se recibió una nueva propuesta, similar a la anterior, y que aceptada por TGS permite a la UNIREN iniciar el procedimiento administrativo previsto para su firma cuando este en su caso concluya favorablemente luego de la intervención de los distintos organismos competentes. En octubre de 2015, fue inicialada por TGS y la UNIREN una nueva versión del Acta Acuerdo Integral a fin de incorporar como antecedente normativo de la misma, la Resolución N° 3.347. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros no existe certidumbre respecto del plazo en el cual el Acta Acuerdo Integral será suscripta e implementada por el Estado Nacional.





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Inversión en CIESA/TGS Al 31 de diciembre de 2015 el valor de libros de la inversión en CIESA (accionista controlante de TGS) asciende a 441 y representa aproximadamente un 2% de los activos totales de Petrobras Argentina. La Sociedad ha efectuado la prueba de recuperabilidad del valor de dicha inversión en base a premisas de incrementos de tarifas del negocio de TGS, determinando que no deben registrarse pérdidas por desvalorización. La materialización de ciertas premisas utilizadas en la evaluación es altamente sensible al contexto económico y es contingente de hechos y acciones futuras, algunas de las cuales están fuera del alcance de la Dirección de la Sociedad y podrían afectar el valor contable de los activos.

16.2. Inversiones en compañías asociadas

(a) Se incluye Petrokariña S.A., Petroritupano S.A., Petroven-Bras S.A. y Petrowayú S.A. (b) El movimiento de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, incluye (1.207), (921) y (580) imputados en “Otros resultados integrales” y (2.714), (1.342) y (520), imputados en “Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación”, respectivamente (Ver nota 16.4). En cuanto a lo requerido por NIIF 12, la Sociedad no ha identificado inversiones en asociadas que resulten significativas. Inversiones en las empresas mixtas en Venezuela En abril de 2005, el MEP instruyó a PDVSA a revisar los 32 convenios operativos celebrados por filiales de PDVSA con empresas petroleras entre 1992 y 1997. Dicha instrucción estableció que PDVSA debería tomar todas las medidas necesarias para convertir los convenios operativos a la modalidad de empresas mixtas. En agosto de 2006, se firmaron los contratos de conversión de los convenios operativos, a través de los cuales se estableció que la participación de los privados en las nuevas empresas fuera del 40%, correspondiéndole al estado venezolano la participación del 60%. Petroritupano S.A., Petrowayú S.A., Petroven-Bras S.A. y Petrokariña S.A. (en conjunto “empresas mixtas”) son empresas constituidas como resultado del proceso de migración de los convenios operativos que regulaban la explotación en Venezuela de las áreas de Oritupano Leona, La Concepción, Acema y Mata, respectivamente. Las empresas mixtas deben vender a PDVSA todos los hidrocarburos líquidos que produzcan en el área delimitada y el gas natural asociado (cuando así lo contemple el contrato), de acuerdo con una fórmula de precios asociada a marcadores internacionales como el BRENT.





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Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, el valor contable de las participaciones directas e indirectas en las compañías mixtas neto de previsiones es de 2.830, 2.655 y 3.067, respectivamente. La recuperabilidad de estas inversiones es altamente sensible a la volatilidad del precio del petróleo crudo, a los cambios en materia económica, social y regulatoria en Venezuela, y en particular a los planes de negocio resultantes para el desarrollo de las reservas de tales compañías. En la determinación del valor recuperable (BRENT de USD 45 por barril para 2016, convergiendo a USD 71 en el largo plazo), curvas de producción, costos de las operaciones a valores de mercado y necesidades de inversión para el desarrollo de las reservas de dichas compañías. El impacto de los precios internacionales de referencia en la curva futura de ventas de hidrocarburos estimada para los activos bajo evaluación y el impacto del incremento del riesgo país en Venezuela en la tasa de descuento utilizada dieron como resultado la registración de pérdidas por desvalorización de 1.207 en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015. La tasa de descuento utilizada para la medición a valor recuperable, de 17.1% para 2015 y de 15.5% para 2014, considera el tipo de activo en cuestión, el segmento de negocio y el país donde se desarrollan las operaciones. Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 la Sociedad mantiene previsiones por desvalorización por 9.088, 5.167 y 2.903, respectivamente. La Sociedad realizó un análisis de sensibilidad del valor recuperable con respecto a: i) tasa de descuento: un aumento o disminución de un 1% en la tasa de descuento, implicaría una disminución del 5% o un aumento del 6%, en el valor recuperable, respectivamente y ii) precio del petróleo crudo utilizado: un aumento o disminución de un 10% en el precio, implicaría un incremento del 17% y una disminución del 20%, en el valor recuperable, respectivamente. En oportunidad de la firma de los respectivos contratos de conversión de los convenios operativos, en el año 2006, el Estado Venezolano reconoció a favor de la Sociedad un crédito divisible y transferible por un monto de USD 88,5 millones, que no devenga intereses y que podría ser utilizado para el pago de bonos de adquisición en el marco de cualquier nuevo proyecto de empresa mixta para el desarrollo de actividades de exploración y producción de petróleo, o de licencia para el desarrollo de operaciones de exploración y producción de gas en Venezuela. En virtud de que no se han concretado proyectos para su utilización, así como tampoco han resultado exitosas las gestiones para su transferencia a terceros y no se vislumbran otras alternativas de aplicación, la Sociedad mantiene previsionado íntegramente el valor del mismo. Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 la Sociedad mantiene previsiones por desvalorización por 1.153, 756 y 574, respectivamente (Nota 14).

16.3 Inversiones en compañías controladas





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

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

Con fecha 26 de julio de 2010, se aprobó por ministerio de ley la reforma a la Ley de Hidrocarburos vigente que estableció, entre otras cosas, la obligatoriedad de migrar a una nueva modalidad contractual antes del 24 de noviembre de 2010. Como resultado del proceso de negociación antes mencionado, la Sociedad decidió no aceptar la propuesta final recibida del Estado Ecuatoriano, por ser esta insuficiente para migrar a contratos de servicios en el Bloque 18 y en el Campo Unificado Palo Azul. En consecuencia, mediante Resolución de fecha 25 de noviembre del 2010, la Secretaría de Hidrocarburos notificó a EcuadorTLC S.A. la terminación de dichos Contratos de Participación y encargó a Petroamazonas EP el desarrollo del proceso de transición operacional. De acuerdo con lo estipulado en la cláusula novena de los Contratos Modificatorios, el Estado Ecuatoriano deberá indemnizar a las contratistas por un valor equivalente a las inversiones no amortizadas al cierre de cada ejercicio económico, actualizadas a una tasa de interés anual apropiada para este tipo de proyectos en Ecuador, estableciéndose un plazo para que la Sociedad y el Estado Ecuatoriano negocien la determinación de la liquidación del contrato. El 18 de marzo de 2011, la Secretaría de Hidrocarburos, mediante el Oficio N° 626, informó a la Sociedad que se encontraba analizando y estructurando un marco normativo para determinar la liquidación de los contratos. Con fecha 11 de abril de 2011 la Sociedad respondió este Oficio rechazando sus términos por no adecuarse al procedimiento para la determinación del valor de liquidación establecido por las propias partes en los Contratos Modificatorios, el cual no puede ser modificado unilateralmente. En este sentido, la Sociedad comunicó a la Secretaría de Hidrocarburos que continuará dando curso al procedimiento contractual. Con fecha 9 de diciembre de 2011, la Sociedad notificó al Estado Ecuatoriano la existencia de una controversia bajo los términos del Tratado para la Promoción y Protección Recíproca de Inversiones suscrito entre la República Argentina y la República del Ecuador. Ello implica la apertura de un período de negociaciones previo al inicio de un posible arbitraje. El 21 de junio de 2013, no habiendo alcanzado un acuerdo con el Estado Ecuatoriano, EcuadorTLC S.A., Cayman International Exploration Company y Teikoku Oil Ecuador, miembros del Consorcio, presentaron ante el Estado Ecuatoriano, una carta de notificación de controversia en los términos de los Contratos Modificatorios manifestando su decisión de someter dicha controversia a arbitraje internacional, de conformidad con el Reglamento de Arbitraje de la Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional, Finalmente, el 26 de Febrero del 2014 fue presentada la solicitud de arbitraje contra el Ecuador en los términos mencionados. Al 31 de diciembre de 2015 la Sociedad mantiene registrados 698 a ser recuperados del Estado Ecuatoriano de acuerdo con lo estipulado en los Contratos Modificatorios. Dicho monto no incluye el cálculo de la actualización prevista en dichos contratos, dado que la Sociedad considera que no es posible determinar con certeza la tasa de actualización a ser aplicada.





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Contrato de transporte de crudo con OCP La Sociedad mantiene un contrato con OCP, en virtud del cual asumió un compromiso por capacidad de transporte de petróleo de 80.000 barriles diarios por el término de 15 años a partir del 10 de noviembre de 2003. El contrato de transporte es del tipo “Ship or Pay”, por lo cual la Sociedad debe cumplir con sus obligaciones contractuales por la totalidad del volumen contratado, con prescindencia del volumen real transportado, abonando, al igual que los restantes productores, una tarifa que cubre, entre otros, los costos operativos y servicios financieros de OCP. La Sociedad tiene el derecho de vender la capacidad de transporte en el OCP para mitigar el impacto negativo derivado de su no utilización. En este sentido, la Sociedad negocia periódicamente la venta de capacidad de transporte contratada. Con fecha 31 de diciembre de 2008, la Sociedad suscribió un convenio con Petroecuador por el cual el Estado Ecuatoriano asumió el compromiso de que el crudo disponible de su propiedad que transporta por el OCP, a partir del 1 de enero de 2009 se efectúe con cargo a la capacidad de transporte de petróleo contratada por la Sociedad, hasta un volumen máximo de 70.000 barriles por día. Adicionalmente, la Sociedad ha vendido capacidad de transporte de aproximadamente 8.000 barriles diarios de petróleo para el período julio de 2004 a enero 2012. Como consecuencia de los incumplimientos contractuales por parte de los compradores, la Sociedad se encuentra realizando los reclamos pertinentes. Finalmente, el 40% del compromiso contractual neto, resultante de lo descripto, había sido asumido por Teikoku Oil Ecuador, como contraprestación por la cesión a esta sociedad de la participación del 40% en el Bloque 18 y Palo Azul en Octubre 2008. Durante el tercer trimestre de 2015 la Sociedad, a través de Petrobras Bolivia Internacional S.A., reasumió las obligaciones previamente cedidas a Teikoku Oil Ecuador relativas al mencionado contrato, recibiendo en contraprestación un pago de USD 95 millones. Esta operación posibilita contar con los fondos necesarios para avanzar con las negociaciones en Ecuador. La Sociedad debe mantener cartas de crédito a los efectos de asegurar el cumplimiento de sus compromisos financieros relacionados al contrato de transporte “Ship or Pay” con OCP y los correspondientes a las obligaciones comerciales de OCP. Dichas cartas de crédito, con vencimiento final en diciembre de 2018, se liberarán gradualmente en la misma proporción en que se extingan los compromisos indicados. Al 31 de diciembre de 2015, la Sociedad mantiene cartas de crédito por un total aproximado de USD 64,2 millones. A medida que las cartas de crédito venzan, la Sociedad deberá renovarlas, reemplazarlas o en su defecto dichos montos deberán ser integrados en efectivo. 16.3.2 Inversión en Oleoductos de Crudos Pesados (OCP) - Ecuador A través de la subsidiaria Petrobras Bolivia Internacional, la Sociedad tiene una participación accionaria en OCP. OCP mantiene divergencias interpretativas que mantiene con el fisco ecuatoriano, la Corte Nacional de Justicia emitió sentencias confirmando la determinación impositiva a favor del Estado, por lo cual OCP interpuso acciones extraordinarias de protección ante la Corte Constitucional. A fines de 2014 dichas acciones extraordinarias han sido inadmitidas por la Corte Constitucional. Al 31 de diciembre de 2015 OCP detenta un patrimonio neto negativo. Sin embargo, y conforme que Petrobras Argentina no ha asumido compromisos de aportes de capital ni de asistencia financiera a OCP, dicha tenencia accionaria ha sido valuada a cero, reconociendo en el ejercicio 2014 una pérdida neta de 464.





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16.3.3. Reorganización societaria de la Sociedad Con fecha 19 de marzo de 2015 las Asambleas Extraordinarias de Accionistas de Petrobras Argentina S.A. y de Canadian Hunter Argentina S.A., y la Asamblea de los socios cuotapartistas de Atalaya Energy S.R.L. aprobaron la fusión por absorción de las sociedades mencionadas, en virtud de la cual Petrobras Argentina S.A. absorbió a Canadian Hunter Argentina S.A. y Atalaya Energy S.R.L., las que fueron disueltas sin liquidarse. Se fijó como fecha efectiva de fusión el 1 de enero de 2015, a partir de la cual se consideraron incorporados al patrimonio de la Sociedad todos los activos, pasivos, derechos y obligaciones que pertenecían a las sociedades incorporadas.

De conformidad con lo previsto en el Capítulo X de las normas de la CNV, la Sociedad presentó ante dicha organismo el trámite de autorización de la fusión mediante el Expediente N° 395/2015, el cual resultó conformado por dicha Comisión e inscripto en el Registro Público de Comercio con fecha 27 de enero de 2016. A continuación se detallan los principales efectos de la fusión sobre los estados financieros individuales al 31 de diciembre de 2014:





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16.4 Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación

(a) Incluye una pérdida de 6 por la venta de PFB (Nota 16.1.1) en 2013. (b) Incluye una previsión por desvalorización, correspondiente al segmento de negocio “Exploración y Producción de Petróleo y Gas”, de 1.207, 1.342 y 520 por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013. (c) Incluye una pérdida de 28 por la venta de PEDASA en 2013 (Nota 16.1.1)

16.5 Dividendos cobrados:





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16.7 Información sobre participación en sociedades relacionadas al 31 de diciembre de 2015

Cambios en las participaciones en sociedades relacionadas en los ejercicios 2013 a 2015: En el primer trimestre de 2013 la Sociedad vendió el 100% de su participación en PEDASA, a través de la cual mantenía una participación indirecta del 48,5% en Distrilec y del 27,33% en Edesur. En el ejercicio 2014 se aprobó la liquidación de Propyme S.G.R, de la cual la Sociedad detentaba una participación directa del 48,56% e indirecta del 0,07%. En diciembre de 2014, la Sociedad compró a PEISA las participaciones directas del 5% que esta sociedad tenía en las Atalaya Energy S.R.L. y Canadian Hunter Argentina S.A., por lo cual a partir de esa fecha la Sociedad detenta el 100% de participación directa en ambas compañías.





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Con fecha 19 de marzo de 2015 las Asambleas Extraordinarias de Accionistas de Petrobras Argentina S.A. y de Canadian Hunter Argentina S.A., y la Asamblea de los socios cuotapartistas de Atalaya Energy S.R.L. aprobaron la fusión por absorción de las sociedades mencionadas, en virtud de la cual Petrobras Argentina S.A. absorbió a Canadian Hunter Argentina S.A. y Atalaya Energy S.R.L., las que fueron disueltas sin liquidarse. Se fijó como fecha efectiva de fusión el 1 de enero de 2015, a partir de la cual se consideraron incorporados al patrimonio de la Sociedad todos los activos, pasivos, derechos y obligaciones que pertenecían a las sociedades incorporadas. De conformidad con lo previsto en el Capítulo X de las normas de la CNV, la Sociedad presentó ante dicha organismo el trámite de autorización de la fusión mediante el Expediente N° 395/2015, el cual resultó conformado por dicha Comisión e inscripto en el Registro Público de Comercio con fecha 27 de enero de 2016.

16.8 Información relevante

17. Otras inversiones





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18. Propiedad, planta y equipos Evolución del rubro

a) Las disminuciones del rubro “Pozos productores, exploratorios y propiedad minera” del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 incluye 11 por desvalorización del área de Santa Cruz II, imputado en “Otros resultados operativos” (Nota 8). b) Las disminuciones del rubro “Pozos productores, exploratorios y propiedad minera” del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 incluye 94 por desvalorización de las áreas de Colpa y Caranda, imputado en “Otros resultados operativos” (Nota 8). c) Las disminuciones del rubro “Pozos productores, exploratorios y propiedad minera” del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015 incluye 635 de desvalorizaciones, de los cuales corresponden 471 y 164 a las áreas El Tordillo y Colpa y Caranda, respectivamente, imputado en “Otros resultados operativos” (Nota 8).





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Desvalorización de activos La evaluación de recuperabilidad de las áreas El Tordillo y La Tapera – Puesto Quiroga dio como resultado el reconocimiento de pérdidas por desvalorización por 471 como consecuencia del impacto de la significativa caída en los márgenes producto del incremento en los costos operativos y la disminución de los precios internos de referencia para las ventas de petróleo, con valores USD 55 para 2016, convergiendo a USD 69 en el largo plazo. La tasa de descuento WACC utilizada ascendió al 8.9% para 2015. Asimismo, se reconocieron pérdidas por desvalorización de 164, en el área Colpa y Caranda, como consecuencia del impacto de los precios internacionales de referencia en la curva futura de ventas de hidrocarburos, considerando valores de BRENT de USD 45 para 2016, convergiendo a USD 71 en el largo plazo, y por el diferimiento en la ejecución del plan de desarrollo. La tasa de descuento WACC utilizada ascendió al 8.7% para 2015 y al 8.3% para 2014. La Sociedad realizó un análisis de sensibilidad del valor recuperable en las áreas El Tordillo y La Tapera – Puesto Quiroga con respecto a: i) tasa de descuento: un aumento o disminución de un 1% en la tasa de descuento, implicaría una disminución del 5% o un aumento del 6%, en el valor recuperable, respectivamente y ii) precio del petróleo crudo utilizado: un aumento o disminución de un 10% en el precio, implicaría un incremento del 20% y una disminución del 20%, en el valor recuperable, respectivamente. La Sociedad realizó un análisis de sensibilidad del valor recuperable en el área Colpa y Caranda con respecto a: i) tasa de descuento: un aumento o disminución de un 1% en la tasa de descuento, implicaría una disminución del 33% o un aumento del 36%, en el valor recuperable, respectivamente y ii) precio del petróleo crudo utilizado: un aumento o disminución de un 10% en el precio, implicaría un incremento del 15% y una disminución del 18%, en el valor recuperable, respectivamente. Teniendo en cuenta que el valor residual contable asciende a 211, los efectos indicados, no implicarían un impacto significativo en relación con los activos de la Sociedad. 19. Préstamos

19.1. Programas globales de obligaciones negociables Programa global de USD 2.500 millones: Al 31 de diciembre de 2015, bajo este programa, se encuentra en circulación la Clase S, emitida en mayo de 2007, por un valor de USD 300 millones, con vencimiento en mayo de 2017, a una tasa de interés del 5,875% anual. La Clase S cuenta con el respaldo de un contrato de compra Standby Purchase Agreement provisto por Petróleo Brasileiro, según el cual, en caso de falta de pago del capital, intereses y cualquier otro monto adeudado por la Sociedad respecto de la Clase S, Petróleo Brasileiro estará obligada a comprar los derechos de los tenedores de las Obligaciones Negociables de recibir dichos pagos. El destino de los fondos ingresados por la emisión de obligaciones negociables ha sido la refinanciación de pasivos, la recomposición del capital de trabajo, inversiones en activos físicos situados en Argentina, o aportes de capital en sociedades, con aplicación de los fondos a los fines descriptos anteriormente. Las deudas originadas por las emisiones vigentes se exponen netas de la porción a devengar de los descuentos de emisión y de los costos incurridos por dichas emisiones. Programa global de USD 500 millones: La Asamblea General Extraordinaria de Accionistas de Petrobras Argentina S.A. celebrada el 21 de marzo de 2013 aprobó la constitución de un nuevo programa global de emisión de obligaciones negociables por hasta un monto máximo de capital en circulación en cualquier momento de USD 500 millones o su equivalente en otras monedas, con una vigencia de 5 años, o el plazo máximo que pueda ser fijado por la futura regulación que resulte aplicable. La creación del programa fue autorizada por la Resolución N° 17.162 de la CNV de fecha 15 de agosto de 2013. No se han emitido obligaciones negociables bajo este Programa.





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19.2. Cláusulas de cross default y otras Las obligaciones negociables y otros endeudamientos financieros vigentes contienen cláusulas de cross default, según las cuales el Trustee, conforme a instrucciones recibidas de tenedores que representen al menos el 25% del capital en circulación correspondiente, en el caso de las obligaciones negociables o el acreedor financiero, según corresponda, puede declarar vencido la totalidad de los importes adeudados, en caso que cualquier endeudamiento de la Sociedad o de sus subsidiarias significativas fuese acelerado o no fuese cancelado al vencimiento, siempre que dichos importes vencidos y no pagados excedan el mayor de USD 25 millones o el 1% del patrimonio de Petrobras Argentina al momento de dichos vencimientos, y siempre que el incumplimiento no haya sido anulado o subsanado dentro de los plazos legales y/o contractuales que fuesen aplicables. Adicionalmente, contienen cláusulas con otras obligaciones que, de ser incumplidas, y siempre que el incumplimiento no haya sido anulado o subsanado dentro de los plazos legales y/o contractuales aplicables, podrían ocasionar también, una aceleración de la deuda. A la fecha de emisión de los presentes estados contables Petrobras Argentina ha cumplido con todas las cláusulas, compromisos y requisitos relacionados con su endeudamiento financiero. La Obligación Negociable Clase S tiene una cláusula en virtud de la cual si se produce un cambio en el grupo de control (tal como se define en la misma), la Sociedad tiene que hacer una oferta de recompra a los titulares de la Clase S a un precio de compra igual al 101% del valor nominal en circulación, más los intereses devengados y no pagados a la fecha de compra.

19.3. Composición y evolución del rubro: El detalle de los préstamos al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 es el siguiente:

Movimientos de Préstamos El movimiento de los préstamos y financiamientos al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 se expone a continuación:





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Detalle de la deuda a largo plazo El pasivo por préstamos al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 se compone de la siguiente manera:

Los vencimientos de los préstamos al 31 de diciembre de 2015 son los siguientes:

20. Deudas fiscales corrientes





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21. Provisiones y pasivos contingentes Provisiones registradas contablemente

(d) Corresponde a la valuación de la inversión permanente en dicha subsidiaria. (a) Provisión para gastos de remediación ambiental

Las actividades de la Sociedad están sujetas a numerosas normas ambientales tanto en Argentina como en los demás países en los que opera. A juicio de la Dirección de la Sociedad, sus operaciones en curso cumplen en todos los aspectos relevantes con los requisitos ambientales pertinentes, según se interpretan y aplican a la fecha, incluyendo los compromisos regulatorios de saneamiento asumidos. La Sociedad no ha incurrido en responsabilidad significativa por contaminación resultante de sus operaciones. La Sociedad realiza evaluaciones de impacto ambiental respecto de sus nuevos proyectos e inversiones y, a la fecha, los requisitos y restricciones ambientales aplicables a esos nuevos proyectos no han producido un efecto adverso significativo en los negocios. El movimiento de los ejercicios 2015, 2014 y 2013 incluye (166), (63), y (268) correspondientes a pagos netos de nuevos cargos, 29, 193 y 27 imputados en “Otros resultados operativos” (Nota 8) y 125, 46 y 94 imputado en Otros resultados integrales, respectivamente. La Sociedad ha efectuado un análisis de sensibilidad respecto de variaciones del 1% en la tasa de descuento, sin tener dichos cambios un efecto significativo en los cargos a resultados del ejercicio.

(b) Provisión para costos de abandono y taponamiento de pozos

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





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A continuación se expone la evolución de los pasivos por costos de abandono y taponamiento de pozos por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013:

La Sociedad ha efectuado un análisis de sensibilidad respecto de variaciones del 1% en la tasa de descuento, sin tener dichos cambios un efecto significativo en los cargos a resultados del ejercicio.

(c) Provisión para juicios y contingencias

La Sociedad (directa o indirectamente a través de subsidiarias) es parte en diversos procesos judiciales comerciales, fiscales y laborales originados en el curso normal de sus actividades. A efectos de determinar un adecuado nivel de provisión, la Sociedad ha considerado su mejor estimación principalmente con la asistencia de los asesores legales e impositivos. El movimiento de los ejercicios 2015, 2014 y 2013 incluye 9, 109 y 103 imputados en “Otros resultados operativos” (Nota 8) y (103), (126) y (58) correspondiente a utilizaciones del ejercicio. La determinación de las estimaciones está sujeta a cambios en el futuro, en otras cuestiones, relacionadas con nuevos acontecimientos a medida que se desarrolla cada proceso y con hechos no conocidos al momento de la evaluación. Por ese motivo, la resolución adversa de los procesos podrían exceder las provisiones establecidas.

Pasivos contingentes no reconocidos contablemente

A continuación se detallan los pasivos contingentes materiales considerados posibles en opinión de la Sociedad y sus asesores legales e impositivos, que no han sido reconocidos contablemente: Contingencias fiscales Impuesto a las Ganancias La Sociedad mantiene divergencias interpretativas con el fisco argentino relacionadas con el criterio aplicado por la Sociedad en cuanto al momento de imputación de los gastos vinculados con abandono de pozos en el impuesto a las ganancias. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros el Tribunal Fiscal ha emitido una sentencia desfavorable para la Sociedad por los períodos 2004, 2005 y 2006, sin que la misma arroje impuesto a pagar debido a que el fisco ha computado contra dichos períodos, quebrantos fiscales exteriorizados a dichas fechas y que no han sido utilizados ni objetados con posterioridad. La Dirección de la Sociedad se encuentra analizando los pasos administrativos y judiciales a seguir. Cabe señalar asimismo, que la divergencia en materia de interpretación se mantiene por los períodos fiscales subsiguientes, sin existir una sentencia administrativa o judicial definitiva. La sociedad estima que la resolución de estas cuestiones no tendrá un efecto adverso significativo sobre la situación financiera de la Sociedad.

Impuesto a los Ingresos Brutos

La Sociedad mantiene divergencias interpretativas con fiscos provinciales argentinos sobre tributos aplicables a la actividad hidrocarburífera. La Dirección de la Sociedad estima que la resolución de estas cuestiones no tendrá un efecto adverso significativo sobre la situación financiera ni sobre los resultados de las operaciones de la Sociedad.





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Arbitraje con Oil Combustibles S.A. (“OIL”) En diciembre de 2010, OIL y PESA suscribieron un contrato asumiendo el compromiso de venta de nafta virgen y bases octanicas por un plazo de 15 años a PESA, denominado “Contrato Marco de Suministros”. En abril 2015, la firma OIL inició un arbitraje ante la Cámara de Comercio Internacional (CCI), contra PESA, por considerar que por razones extraordinarias e imprevisibles el mencionado Contrato se tornó excesivamente oneroso para Oil. La Dirección de la Sociedad estima que en el estado en que se encuentra el proceso arbitral, no se advierte como probable que la resolución de esta cuestión pueda tener un efecto adverso significativo sobre la situación financiera ni sobre los resultados de las operaciones de la Sociedad.

22 Beneficios sociales y otros beneficios para el personal

(a) Se incluye bajo el concepto “Diversos” en el rubro de “Provisiones” corrientes.

22.1. Plan de contribuciones definidas: Plan complementario de pensión para el personal En noviembre de 2005 el Directorio de Petrobras Argentina aprobó la implementación de un plan de contribuciones definidas de adhesión voluntaria para aquellos empleados que cumplan con determinadas condiciones. A través de este plan, Petrobras Argentina realiza aportes a un fideicomiso en una cuantía equivalente a las contribuciones de ley que efectúan los empleados adheridos al plan, de acuerdo con un esquema de contribución definido para cada nivel salarial. Los empleados adherentes pueden efectuar aportes voluntarios que excedan a los establecidos en el esquema de contribución, los que no son considerados a efectos de las contribuciones que debe efectuar la Sociedad. En los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, Petrobras Argentina bajo tal plan contabilizó pérdidas de 25, 21 y 17, respectivamente.

22.2. Planes de beneficios definidos: Plan “Indemnity” Es un plan de beneficios por el cual los empleados de la Sociedad que cumplan con determinadas condiciones son elegibles para recibir al momento de su egreso por jubilación un mes de sueldo por año de servicio en la empresa, con un mínimo de seis sueldos, de acuerdo con una escala decreciente conforme a los años de vigencia del Plan complementario de pensión para el personal.





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Fondo Compensador Es un plan de pensión al que tienen derecho aquellos empleados de Petrobras Argentina que hayan ingresado con anterioridad al 31 de mayo de 1995 y adheridos a los planes de contribuciones definidas vigentes en cada oportunidad y cuenten con la cantidad de años de servicio requerida. El beneficio es calculado en base al último salario computable de los trabajadores comprendidos en el fondo y a la cantidad de años de servicio. El plan es de naturaleza complementaria; esto significa que el beneficio recibido por el empleado consiste en el monto determinado de conformidad con las disposiciones del plan, después de deducir los beneficios otorgados en virtud del plan de contribuciones definidas mencionado en el apartado anterior, y del sistema de jubilaciones, de modo tal que la suma de los beneficios totales recibidos por cada empleado sea equivalente a lo definido en el plan. El plan requiere la realización de un aporte a un fondo por parte de la Sociedad, sin que resulte necesario aporte alguno por parte de los empleados. Los activos del fondo son aportados a un fideicomiso, y son invertidos en instrumentos de mercado de dinero denominados en dólares estadounidenses con el objetivo de preservar el capital acumulado y lograr un rendimiento acorde un perfil de riesgo moderado. Además, aunque no existe una asignación de destino de los activos para los años siguientes, los fondos son invertidos principalmente en bonos del Gobierno de los Estados Unidos, papeles comerciales con calificación A1 o P1, fondos mutuos con calificación AAAm- y certificados de depósito en bancos de Estados Unidos con calificación A + o superior, de conformidad con el Contrato de Fideicomiso firmado con el Bank of New York Mellon, de fecha 27 de marzo de 2002, debidamente enmendada por la Carta de Inversiones Autorizadas, de fecha el 14 de setiembre de 2006. El Bank of New York Mellon es el agente fiduciario, siendo Towers Watson el agente administrador. En caso de producirse un excedente, debidamente certificado por un actuario independiente, de los fondos fideicomitidos destinados a cancelar los beneficios definidos otorgados por el plan, Petrobras Argentina podrá optar por disponer del mismo, para lo cual deberá efectuar la comunicación correspondiente al agente fiduciario. Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 la información actuarial más relevante relacionada con los planes de pensión de beneficios definidos descriptos es la siguiente:

(a) Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 la obligación por beneficios definidos incluye 216, 182 y 179 correspondientes al Fondo Compensador y 117, 86 y 63 correspondientes al Indemnity Plan, respectivamente.





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Pagos de beneficios proyectados

22.3. Otros beneficios al personal:


El análisis de sensibilidad fue determinado en base a posibles cambios en uno de los supuestos, mientras los demás se mantienen constantes. En la práctica, esto es improbable que ocurra dado que los supuestos son correlativos. Por lo tanto, estos datos podrían no ser representativos de un cambio real en los mismos. Pagos de beneficios proyectados





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22.4. Financiamiento de los planes de pensión – Fideicomiso Optimum Petrobras La Sociedad, en su carácter de fiduciante, firmó un contrato de fideicomiso con el BNP Paribas Argentina Investment Partners S.A., en su carácter de fiduciario, cuyo activo fideicomitido está constituido por acciones de la Sociedad (Nota 2.6.8). Al 31 de diciembre de 2015, el activo fideicomitido está constituido por 5.811.866 acciones de la Sociedad. El fideicomiso tiene como único y exclusivo objeto el de realizar periódicamente el aporte de acciones y/o de los fondos que se obtengan producto de la venta de las acciones, con el objeto de que la Sociedad cumpla con las obligaciones de pago a los que se encuentra obligada en los términos del Fondo Compensador (Nota 21.2) y del Plan complementario de pensión para el personal (Nota 22.1).

23. Capital social Al 31 de diciembre de 2015 el capital de la Sociedad asciende a 2.019, se encuentra totalmente suscripto, integrado y autorizado a oferta pública. Evolución del capital social en los últimos tres ejercicios sociales:

24. Reservas

25. Resultados no asignados





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26. Otros resultados integrales

27. Operaciones con partes relacionadas

Ventas de sociedades En diciembre de 2007 y en abril de 2009, Petrobras Argentina vendió a PIB BV (una subsidiaria de su sociedad controlante) el 40% inicial y el 60% remanente de su participación accionaria en PVIE por un valor de USD 423,3 millones y USD 619,4 millones, respectivamente. Al precio pactado deberá adicionársele una compensación contingente a favor de la Sociedad que refleje el valor del “Prospecto Kinteroni” en condiciones de mercado o, alternativamente, la no participación del comprador y su respectiva devolución al vendedor. Dicha compensación se deriva de la de la declaración de comercialidad con motivo del descubrimiento de gas y condensado en el prospecto Kinteroni del Lote 57. La Sociedad continúa negociando con el comprador con vistas a acordar dicha compensación. Garantías financieras En 2007, Petrobras Argentina emitió obligaciones negociables Clase S por un valor de USD 300 millones, la cual cuenta con el respaldo de un contrato de compra Standby Purchase Agreement provisto por Petróleo Brasileiro. Operaciones comerciales En el giro ordinario de sus negocios, la Sociedad realiza operaciones de compra y venta de petróleo crudo y derivados con PELSA, Refinería del Norte y EG3 Red, y operaciones de transporte de petróleo y gas con Oldelval y TGS. Adicionalmente, la Sociedad realiza importaciones y exportaciones de petróleo crudo y derivados con subsidiarias de Petróleo Brasileiro, especialmente con Braskem S.A. y Petrobras Global Trading BV. Por otro lado, la Sociedad tiene contratos de servicios de asistencia técnica, administrativa y tecnológica con PBI BV, Petróleo Brasileiro, Petrobras Colombia Combustible y Petrobras Venezuela Inversiones y Servicios.





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Saldos y operaciones con sociedades pertenecientes al mismo grupo económico Al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, los saldos por operaciones con dichas sociedades son los siguientes:

Las principales operaciones por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 con dichas sociedades son las siguientes:





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En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, la Sociedad pagó a sus directores y principales ejecutivos un total aproximado de 34, 26 y 18 en concepto de remuneraciones, no existiendo pagos significativos de otros beneficios. Los miembros del Directorio y los principales ejecutivos no reciben pagos o compensaciones en acciones de la Sociedad.

28. Operaciones en consorcios hidrocarburíferos

28.1. Consideraciones generales La Sociedad asume en forma conjunta y solidaria con los otros consorcistas el cumplimiento de las obligaciones de los contratos. Las áreas de producción en Argentina son contratos de producción bajo la forma de concesión, con libre disponibilidad del crudo. Por la producción computable de petróleo crudo y de gas natural en Argentina, de acuerdo con la Ley N° 17.319, se abonan regalías equivalentes al 12% al valor en boca de pozo de dichos productos. Dicho valor se determina restando al precio de venta, el flete y otros gastos para disponer del hidrocarburo en condiciones de comercialización. La alícuota citada puede incrementarse entre un 3% y un 4% dependiendo la jurisdicción productora, y el valor de cotización del producto. En Bolivia, la sucursal de la Sociedad ejecuta, a nombre y representación de YPFB, con sus propios medios y por su exclusiva cuenta y riesgo, las actividades de exploración y producción dentro de las áreas Colpa y Caranda. El contrato establece que YPFB es el titular de los hidrocarburos, que pagará las regalías, y el impuesto directo a los hidrocarburos, los que en conjunto ascienden al 50% de la producción valorizada en función a los precios de venta, y que aplicará el 80% del valor remanente en primera instancia al pago de los costos y las depreciaciones de las inversiones y el saldo será compartido entre YPFB y la sucursal de la Sociedad en base a un índice que surgirá de considerar, entre otros elementos, los volúmenes de producción, el ritmo de depreciación, precios e impuestos pagos. 28.2 Pozos exploratorios La evolución del costo de los pozos exploratorios durante los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 es la siguiente:





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28.3 Participación en áreas de petróleo y gas

Al 31 de diciembre de 2015, Petrobras Argentina y sus sociedades relacionadas integran las áreas, uniones transitorias de empresas y consorcios de petróleo y gas que se indican a continuación:

(a) Nota 28.6 (b) La Sociedad firmó un acuerdo con Petrolera Pampa S.A. para la realización de inversiones adicionales en perforación de

pozos, que le dio derecho a esta última a disponer el 43% del producido de las mismas. (c) Se encuentra en trámite el otorgamiento de la concesión de explotación y el plazo será de 25 años desde el momento

de dicho otorgamiento. (d) Se ha cedido el 50% de la participación de PESA directa e indirecta a ExxonMobil Exploration Argentina S.R.L. (e) En cumplimiento del Art. 5.2 de los respectivos convenios de asociación, la Sociedad comunicó a los socios de Enarsa 1

y Enarsa 3 su decisión de no participar en la reconversión de los mismos en permisos de exploración según art. 30 de la Ley 27.007"

(f) Se encuentra en proceso de devolución a Gas y Petróleo del Neuquén SA (Titular del permiso) 28.4. Concesión de explotación del área Veta Escondida

Con fecha 4 de abril de 2012, mediante la sanción del Decreto Provincial N° 563/12, Petrobras Argentina fue notificada de la decisión del gobierno de la Provincia del Neuquén de decretar la caducidad de la concesión de explotación del área Veta Escondida. Al respecto, la Sociedad no ha incurrido en ningún incumplimiento que de lugar a esa decisión gubernamental, habiendo cumplido con todas las obligaciones como concesionarios.





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El 19 de diciembre de 2013, Petrobras Argentina, operador, y Total Austral con una participación del 55% y 45% de la concesión de explotación de Veta Escondida respectivamente, llegaron a un acuerdo extrajudicial con la Provincia del Neuquén y GyP, para solucionar el conflicto derivado de la sanción de dicho decreto, que había llevado a Petrobras Argentina a iniciar acciones legales contra la Provincia del Neuquén. El 17 de marzo de 2015, mediante la sanción del Decreto N°565/2015, la Provincia del Neuquén aprobó un modelo de acuerdo con términos y condiciones similares al alcanzado en diciembre de 2013. A la fecha de los presentes estados financieros, las partes se encuentran negociando una solución al conflicto tomando en cuenta el modelo de acuerdo aprobado y el actual contexto de la industria y el mercado. 28.5 Cambios en las participaciones en áreas de petróleo y gas Con fecha 31 de enero de 2014, el Directorio de la Sociedad aprobó la venta a YPF de su participación en la UTE Puesto Hernández por un monto de USD 40,7 millones, generando una utilidad antes de impuestos de 181. Esta operación representa para la Sociedad la terminación anticipada de dicho contrato de UTE, cuyos activos representaban aproximadamente el 1% del total de los activos de la Sociedad. El Poder Ejecutivo de la Provincia del Neuquén, mediante el Decreto N° 575/2014, aprobó el contrato de UTE del sector Este del área Parva Negra, en el cual la Sociedad tiene una participación del 85%. La Sociedad tiene el compromiso de perforar 4 pozos exploratorios en los próximos dos años, con un monto garantizado de USD 27 millones para el primer año. La Sociedad tenía un pedido de concesión de explotación en el área Parva Negra, con una participación directa e indirecta del 47,63% y 52,37%, respectivamente. En el ejercicio 2014 la Sociedad renegoció sus derechos sobre el área, asociándose a Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP), titular del permiso de exploración Parva Negra Este, con participación de GyP del 15% y participación directa e indirecta de Petrobras (operador) del 85% (directa del 40,48% e indirecta del 44,52%). Con fecha 30 de marzo de 2015, el Directorio de la Sociedad aprobó la venta a Compañía General de Combustibles S.A. de la totalidad de sus participaciones en la Cuenca Austral en Argentina por un monto de 101 millones de USD, generando una utilidad antes impuestos de 674, imputada en “Otros resultados operativos” (Nota 8). La transacción incluye las concesiones abarcadas por las UTEs Santa Cruz I, Santa Cruz I Oeste, Glencross y Estancia Chiripá, los activos asociados a Santa Cruz II, la Terminal de Punta Loyola y los oleoductos y gasoductos operados en la cuenca. En el tercer trimestre de 2015, el Poder Ejecutivo de la Provincia de Salta, a través del Decreto Provincial N° 3129/15, ratificó la incorporación de High Luck Group en el área Chirete, por lo cual la participación actual de la Sociedad en dicha área es del 50%. En el tercer trimestre de 2015, el Poder Ejecutivo de la Provincia del Neuquén, a través del Decreto Provincial N° 1600/15, ratificó la incorporación de ExxonMobil Exploration Argentina S.R.L. en el área Parva Negra Este, por lo cual la participación actual de la Sociedad en dicha área es del 42,50%. 28.6 Renegociación en las participaciones en áreas de petróleo y gas El 30 de diciembre de 2014 la Legislatura de la Provincia de Río Negro ratificó el acuerdo celebrado con la Provincia, suscripto el 9 de diciembre de 2014 y aprobado por el Poder Ejecutivo por Decreto N° 1708/2014 de fecha 15 de diciembre de 2014, que prorroga por 10 años la vigencia de las tres concesiones que posee en dicha jurisdicción: 25 de Mayo – Medanito, Jagüel de los Machos y Río Neuquén.





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Este acuerdo establece principalmente, como obligaciones de Petrobras Argentina S.A., el pago de un Bono Fijo de 40 millones de dólares, el pago de un aporte al Desarrollo Social y Fortalecimiento Institucional por 8 millones de dólares y el pago de un aporte complementario del 3 % sobre la producción de hidrocarburos (adicional al pago del 12% correspondiente a regalías). Asimismo, se convino la cesión a la Empresa de Desarrollo Hidrocarburífero Provincial Sociedad Anónima (EDHIPSA) del 5 % de los derechos y obligaciones que le correspondan en relación con la concesión de explotación del área Río Neuquén en la Provincia de Rio Negro. La formalización de dicha cesión se encuentra en fase de instrumentación conforme lo establecido en el artículo 3.18 del Acuerdo. Petrobras Argentina se comprometió a erogar en exploración y explotación de hidrocarburos un total estimado de 907,7 millones de dólares desde la entrada en vigencia del acuerdo hasta el nuevo vencimiento de las concesiones, de los cuales 450,7 son hasta el 2017, 266,1 del 2018 al 2020 y 190,9 del 2021 en adelante. En noviembre 2014, la Sociedad anunció una inversión de USD 622 millones para el desarrollo de la formación Punta Rosada, provincia del Neuquén. La inversión contempla la perforación de 44 pozos de hasta 4.000 metros de profundidad para la búsqueda del tightgas. Para el 2014, 2015 y 2016, la inversión ascenderá a 245 millones de dólares y se perforarán al menos 15 pozos que agregarán 1,4 millones de m3 por día a la producción de gas de la provincia del Neuquén. Petrobras Argentina asume el desafío de aumentar la producción y de incrementar las reservas de gas. Con relación al área Jagüel de los Machos que se emplaza en la Provincia de La Pampa, se ha suscitado una controversia legal con dicha Provincia ya que ha desconocido los derechos de prórroga sobre el área adquiridos por la Sociedad a tenor de lo dispuesto por la Ley Nacional N° 17.319 modificada por la Ley N° 27.007 y en función de lo establecido en el Decreto Provincial N° 18/2015 de fecha 28 de enero de 2015. Como consecuencia de ello, sin perjuicio de que la Sociedad ha interpuesto los recursos administrativos correspondientes en defensa de sus derechos adquiridos, desde el 7 de septiembre de 2015 la Provincia de La Pampa ha tomado posesión del área y, en consecuencia, ha cesado desde esa fecha toda actividad de la Sociedad en la misma. 28.7. Compromisos de inversión Adicionalmente a lo indicado en la nota 28.6, en Argentina, por su participación en los consorcios que tienen a su cargo la exploración de las áreas petroleras Río Colorado, Río Atuel y Parva Negra Este, al 31 de diciembre de 2015 la Sociedad mantiene compromisos de inversión por aproximadamente USD 9 millones, los cuales incluyen la perforación de pozos exploratorios, de los cuales 5 son hasta el 2017 y 4 al 2018.





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28.8. Información relevante A continuación se expone cierta información relevante relacionada con los activos, pasivos y resultados derivados de las participaciones de la Sociedad en operaciones conjuntas al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013:

El cargo por impuesto a las ganancias no recae en cabeza de las UTES, sino en las sociedades que las integran.

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

29.1 FONINVEMEM, Acuerdo 2008/2011, Resolución SE N° 95/2013, Resolución SE N° 529/2014 y Resolución SE N° 482/2015: A través de la Resolución N° 712/04, la Secretaría de Energía creó un fondo de inversión denominado FONINVEMEM I con el propósito de alentar a los acreedores del MEM a participar en inversiones orientadas a aumentar la oferta disponible de generación eléctrica en Argentina. En 2007, a través de la Resolución N° 564/07, la Secretaría de Energía convocó a los agentes del MEM para participar en el llamado del FONINVEMEM II cuyo objetivo fue complementar el financiamiento del FONINVEMEM I. En noviembre de 2010, la Secretaría de Energía y los generadores del MEM (entre los cuales se incluye la Sociedad) firmaron un Acuerdo que, entre otros, tiene como objetivos: (i) viabilizar el ingreso de nueva generación para cubrir el aumento de la demanda de Energía y Potencia en el MEM; (ii) mejorar la disponibilidad del equipamiento de generación existente; (iii) determinar un mecanismo para la cancelación de las acreencias que se configuren entre el período 2008 / 2011 y (iv) el reconocimiento de un mayor precio por potencia e incremento en los costos reconocidos de operación y mantenimiento. El 24 de Enero de 2012 Secretaría Energía mediante Nota N° 495/12 suspendió el mayor reconocimiento de costos de operación y mantenimiento y mayor precio de Potencia.





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El 26 de Marzo de 2013, retroactivo a Febrero de ese mismo año, la Secretaría de Energía emitió la Resolución N° 95 que implicó la modificación en la remuneración de los Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM exceptuando a los Generadores Plus, la Generación Hidroeléctrica Binacional y Generación Nuclear entre otros. Entre sus principales cambios, se encuentra la modificación de la remuneración que perciben los Generadores Comprendidos, que para el caso de Petrobras comprende al Ciclo Combinado de Genelba y la Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú. La nueva Resolución, estableció que los Generadores tenían la opción de adherir o no a las condiciones establecidas. El 31 de Mayo de 2013, la compañía adhirió a la nueva normativa quedando las centrales anteriormente mencionadas encuadradas bajo la nueva Resolución. Además dicha Resolución suspendió transitoriamente los contratos entre privados de Demanda de Energía Eléctrica Base y de combustibles. El 20 de Mayo de 2014, retroactivo al mes de Febrero de ese mismo año, la Secretaría de Energía a través de la Resolución SE N° 529/2014 actualizó los valores remunerativos de la Resolución SE 95/2013 anteriormente citada. Adicionalmente, en la nueva normativa se destaca la incorporación de una remuneración para cubrir Mantenimientos no Recurrentes de las centrales térmicas y un adicional remunerativo para las máquinas térmicas en los períodos de mayor demanda estacional. El 10 de Julio de 2015, retroactivo al mes de Febrero de este mismo año la Secretaría de Energía a través de la Resolución SE N° 482/2015 actualizó los valores remunerativos de la Resolución SE 529/2014 anteriormente citada. Adicionalmente, en la nueva normativa se destaca la incorporación de una remuneración para Nuevas Inversiones y una Remuneración por mejoras en la eficiencia y en la producción FONINVEMEM El financiamiento del FONINVEMEM I y II se realizó a través de los aportes del 35% y del 50% de las acreencias que se configuraron en los períodos 2004-2006 y en el año 2007, respectivamente, en relación al margen entre el precio de venta de la energía y el costo variable de su generación. Los fondos aportados por Petrobras Argentina fueron de USD 42 millones. Adicionalmente, la Sociedad cobró las acreencias del año 2007 por USD 16 millones bajo los términos de la Resolución SE N° 564/07 a través de su inversión en Genelba Plus. El 17 de octubre de 2005 y bajo los términos de la Resolución N° 1.193 de la Secretaría de Energía, Petrobras Argentina conjuntamente con otros acreedores del MEM manifestaron formalmente su decisión de gestionar la construcción, operación y mantenimiento de dos centrales de ciclo combinado de 850 MW cada una. Para la compra de equipos y la construcción, operación y mantenimiento de las centrales se crearon dos fideicomisos. La gestión de compra del equipamiento, la construcción, operación y mantenimiento de cada una de las centrales está a cargo de las sociedades Termoeléctrica José de San Martín S.A. y Termoeléctrica Manuel Belgrano S.A., las cuales a su vez poseen un contrato de suministro de energía eléctrica por 10 años con CAMMESA por el 80% de la energía generada a un precio que le permite cubrir todos sus costos. Asimismo, el contrato también contempla el pago de las acreencias del FONINVEMEM I y II y las deudas contraídas para el financiamiento de la inversión inicial. El 20% restante de la energía es comercializada en el mercado spot. Al finalizar el contrato de abastecimiento, se transferirá a las sociedades generadoras la titularidad de los activos fideicomitidos respetando la proporción aportada para el financiamiento de la inversión. A fines de diciembre de 2009 ya se encontraban habilitadas y operando a ciclo abierto las turbinas de gas de las dos centrales, en tanto que comenzaron a operar a ciclo combinado en el primer trimestre de 2010. La Sociedad está actualmente recuperando los fondos aportados en el FONINVEMEM I, convertidos a dólares estadounidenses y ajustados con una tasa de interés libo + 1% anual, en 120 cuotas mensuales desde marzo de 2010, cuando ambas centrales ingresaron en operación bajo la configuración a ciclo combinado. Adicionalmente, es accionista en ambas sociedades con el 8,9% de participación. Al 31 de diciembre de 2009 los fondos aportados por la Sociedad al FONINVEMEM II fueron recuperados en su totalidad mediante la inversión en proyectos de generación de energía adicional bajo los términos de la Resolución N° 564/2007 de la Secretaría de Energía, por el cual la Sociedad construyó la central termoeléctrica Genelba Plus de 165 MW que se erige actualmente en el mismo predio que la Central Térmica Genelba.





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Acuerdo 2008/2011 Con fecha 25 de noviembre de 2010, la Secretaría de Energía y los Generadores firmaron el Acuerdo 2008/2011, el cual se materializan a través de proyectos de nueva generación, que deberán ser presentados por los Generadores ante la Secretaría de Energía para su selección y posterior aprobación. Con respecto a la remuneración a los generadores que adhirieron al Acuerdo, se preveía ciertos mecanismos que les permitieron preservar sus márgenes de contribución principalmente en lo que respecta a remuneración por Potencia, reconocimientos de mayores costos variables de mantenimiento y otros no combustibles. El mecanismo indicado estuvo vigente hasta el 31 de diciembre de 2011, con la aplicación de la Nota N° 495/12 indicada precedentemente. Resolución SE N° 95/2013 En marzo de 2013, la Secretaría de Energía sancionó la Resolución N° 95/2013 que implicó la modificación en el esquema de remuneración de los Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM exceptuando a los Generadores Plus, la Generación Hidroeléctrica Binacional y Generación Nuclear entre otros. Entre las principales modificaciones de aplicación para los Generadores que han adherido a este nuevo esquema son: - Cambios en la remuneración de los agentes generadores según su escala y tecnología. Se remuneran costos fijos y variables no combustibles como así también una remuneración adicional (estos últimos dos ítems se pagarán en función de la generación de cada máquina). Una parte de la remuneración adicional se destinará a un fideicomiso que financiará obras del sector eléctrico. - Suspensión transitoria de las contrataciones entre privados de combustibles e insumos asociados para el abastecimiento de las centrales, que serán administrados por CAMMESA. - Suspensión transitoria de los contratos del Mercado a Término para el suministro de Demanda Base y obligando por ende a los Grandes Usuarios a adquirir su demanda de energía eléctrica a CAMMESA. Hasta el 7 de Octubre de 2013, se realizaron las adhesiones de la compañía a dicha resolución como Gran Usuario del MEM. Resolución SE N° 529/2014 En mayo de 2014, y retroactivo al mes de febrero, se dictó la Resolución N° 529/2014 en la cual se actualizan los valores remunerativos de la Resolución N° 95/2013, siendo que se adicionan los siguientes conceptos remunerativos discriminados por escala y tecnología: - Remuneración de los Mantenimientos No Recurrentes, concepto que es devengado y pagado en función de los mantenimientos a ser realizados. - Remuneración de los Costos Fijos de Máquinas Térmicas en Función de su Disponibilidad, el cual establece un incremento en el precio percibido en función de la disponibilidad de la central en los meses de mayor demanda del año.

Resolución SE N° 482/2015 En Julio de 2015, y retroactivo al mes de febrero, se dictó la Resolución N° 482/2015 en la cual se actualizan los valores remunerativos de la Resolución N° 529/2014, siendo que se adicionan los siguientes conceptos remunerativos discriminados por escala y tecnología: c) Recurso para las Inversiones del FONINVEMEN 2015-2018, los cuales serán asignados a aquellos generadores participantes de Proyectos de Inversión aprobados o a aprobarse por la Secretaría de Energía.

d) Incentivos a la producción de Energía y la Eficiencia Operativa





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

30. Avales, fianzas y garantías otorgadas Los avales, fianzas y garantías al 31 de diciembre de 2015 no expuestos en las restantes notas ascienden a 2.526. Adicionalmente, en ciertas operaciones comerciales en las cuales la Sociedad y la contraparte actúan como clientes y proveedores, ambas partes emiten avales sobre dichas operaciones por valores equivalentes, los cuales al 31 de diciembre de 2015 ascienden a 652. Asimismo, al 31 de diciembre de 2015, la Sociedad en su grupo económico mantenía los siguientes compromisos de compra y venta:

(a) Precio estimado de $ 0,71 por MMm3. (b) Los precios son determinados generalmente por fórmulas basadas en precios de mercados de futuro. Los precios estimados en esta tabla, utilizados para calcular el equivalente monetario de estas obligaciones de compra, se basan en precios corrientes de mercado al 31 de diciembre de 2015 y pueden no reflejar los precios reales en el futuro. En consecuencia, los montos en pesos expuestos en esta tabla con respecto a estas obligaciones se proporcionan al sólo efecto ilustrativo.

31. Resolución General N° 629/2014 – Guarda de Documentación Con fecha 14 de agosto de 2014, la Comisión Nacional de Valores emitió la Resolución General N° 629 mediante la cual modifica normas en materia de guarda de documentación. En tal sentido, la Sociedad informa que los libros de comercio, los libros societarios y los registros contables se encuentran en la sede inscripta. La Sociedad ha enviado para su guarda documentación de cierta antigüedad al proveedor AdeA - Administración de Archivos S.A., con domicilio Ruta 36, km 34,5, Florencio Varela, Buenos Aires.





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32. Hechos posteriores Negociaciones para la venta de la participación accionaria de PETROBRAS en la Sociedad: El 2 de marzo de 2016, Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS, anunció que su Consejo Ejecutivo ha aprobado llevar a cabo las negociaciones con la compañía Pampa Energía S.A. para la venta de su participación indirecta del 67,2% en el capital accionario de la Sociedad, acordando un período de exclusividad de 30 días, el cual podrá ser extendido por 30 días adicionales. PETROBRAS agregó que esta transacción está sujeta a la aprobación de sus términos y condiciones finales por el Consejo Ejecutivo y Consejo de Administración de PETROBRAS, así como también por los órganos reguladores competentes. 33. Información requerida por el artículo 64, Apartado I, Inciso b) de la ley 19.550 por los ejercicios terminado el 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013





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34. Apertura de Colocaciones de fondos, créditos, préstamos y otras deudas al 31 de diciembre de 2015.







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35. Reservas petroleras y gasíferas (INFORMACIÓN NO CUBIERTA POR EL INFORME DE LOS AUDITORES) El siguiente cuadro refleja, segregado por área geográfica y según se trate de sociedades controladas y bajo control conjunto o sociedades vinculadas, las reservas probadas estimadas de petróleo (incluye petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural) y gas natural al 31 de diciembre de 2015:

(a) En miles de barriles (b) En millones de pies cúbicos La Sociedad efectúa una reestimación de sus reservas con una frecuencia de por lo menos una vez al año. Las estimaciones de reservas al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013 fueron auditadas por DeGolyer and MacNaughton. Las revisiones técnicas efectuadas por los mencionados consultores técnicos internacionales cubrieron aproximadamente el 81%, 80% y 73% de las reservas estimadas por la Sociedad al 31 de diciembre de 2015, 2014 y 2013, respectivamente.





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INFORMACIÓN ADICIONAL A LAS NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS ART. N° 68 DEL REGLAMENTO DE LA BOLSA DE COMERCIO DE BUENOS AIRES Y

ART. N° 12 - TÍTULO IV - CAPÍTULO III DEL REGIMEN INFORMATIVO PERIÓDICO DE LA COMISION NACIONAL DE VALORES

BALANCE GENERAL AL 31 DE DICIEMBRE DE 2015

Cifras expresadas en millones de pesos 1) No existen regímenes jurídicos específicos y significativos que afectan a la Sociedad que impliquen decaimientos o renacimientos contingentes de beneficios previstos por dichas disposiciones. 2) Ver notas 2 a los estados contables individuales. 3) Créditos y deudas – Clasificación según su vencimiento

4) Créditos y deudas – Clasificación según los efectos financieros que produce su mantenimiento





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5) Las participaciones en sociedades del artículo 33 de la Ley N° 19.550 se exponen en la Nota 27 a los estados contables individuales. El detalle de los saldos deudores y acreedores por sociedad se expone en Nota 27 a los estados contables individuales y su clasificación por vencimiento y por los efectos financieros que su mantenimiento produce es la siguiente: - Clasificación según vencimiento:





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- Clasificación según los efectos financieros que produce su mantenimiento:





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6) No existen ni hubo durante el ejercicio créditos por ventas o préstamos a directores, miembros de la Comisión Fiscalizadora y sus parientes hasta el segundo grado inclusive. 7) La Sociedad tiene como política la toma de inventarios físicos rotativos en distintas fechas dentro del ejercicio para sus bienes de cambio de las actividades petrolera, gasífera, petroquímica y refinación. No existen bienes significativos de más de un año de inmovilización que no se encuentren previsionados. 8) Para evaluar los bienes de cambio al costo se consideraron los costos de producción propios y las compras al cierre del período. No hay bienes de uso valuados a su valor corriente. 9) No existen bienes de uso de la Sociedad revaluados técnicamente. 10) No existen bienes de uso de la Sociedad obsoletos.





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11) No existen participaciones en otras sociedades que superen el límite fijado por el art. 31 de la Ley N° 19.550 en los términos del punto 12 del Anexo I – capítulo XXIII – libro 7 de la R.G. N° 368/01 de la CNV. 12) El valor recuperable considerado para los bienes de cambio y bienes de uso fue el siguiente: Para los bienes de cambio correspondientes a las actividades de petróleo y gas, refinación y distribución y petroquímica, y para los otros activos se tomó el valor neto de realización, entendiendo como tal al precio de venta menos los gastos directos de venta. En los casos de no existencia de valores de mercado, la Compañía utilizó a tal fin evaluaciones propias. Para los bienes de uso se determinó en función de lo indicado en la Nota 2.6.4 a los estados contables individuales. 13) Los seguros vigentes al cierre del ejercicio se detallan a continuación:

14) La Sociedad ha registrado previsiones para potenciales pérdidas que surgen de la evaluación técnica efectuada sobre el riesgo, cuya materialización depende de eventos futuros y su ocurrencia se estima como probable. 15) Existen otras situaciones contingentes además de las mencionadas en las Notas 16.1.5 y 21 a los estados contables individuales, sobre las cuales la Sociedad ha tomado conocimiento, pero debido a su remota probabilidad de concreción no han sido registradas ni expuestas en los estados contables.







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16) No existen adelantos irrevocables a cuenta de futuras suscripciones. 17) No existen dividendos acumulativos impagos de acciones preferidas. 18) A la fecha de cierre de los presentes estados financieros, la Sociedad tiene registrado en el Patrimonio un saldo negativo de 693 generado por la adquisición de PELSA, el cual disminuye el total distribuible de los Resultados Acumulados. Buenos Aires, 3 de marzo de 2016 .







C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223



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INFORMACIÓN ADICIONAL

Resolución General N° 622 de la CNV

De acuerdo a lo dispuesto en el artículo 1°, Capítulo III, Título IV de la Resolución General N° 622 de la CNV, se detallan las notas a los estados financieros individuales que exponen la información solicitada por la Resolución en formato de Anexos.

INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES A los señores Accionistas, Presidente y Directores de Petrobras Argentina S.A. Domicilio legal: Maipú 1, piso 22 Ciudad Autónoma de Buenos Aires C.U.I.T. 30-50407707-8 Informe sobre los estados financieros Hemos auditado los estados financieros individuales adjuntos de Petrobras Argentina S.A. (en adelante “la Sociedad”) que comprenden el estado de situación financiera individual al 31 de diciembre de 2015, los estados individuales de resultados, del resultado integral, de cambios en el patrimonio y de flujos de efectivo por el ejercicio finalizado en esa fecha, y un resumen de las políticas contables significativas y otra información explicativa. Los saldos y otra información correspondientes a los ejercicios 2014 y 2013, son parte integrante de los estados financieros auditados mencionados precedentemente y por lo tanto deberán ser considerados en relación con esos estados financieros. Responsabilidad de la Dirección El Directorio de la Sociedad es responsable por la preparación y presentación razonable de estos estados financieros individuales de acuerdo con las normas contables profesionales de la Resolución Técnica N° 26 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (FACPCE), incorporadas por la Comisión Nacional de Valores (CNV) a su normativa. Dichas normas difieren de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) aprobadas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB por sus siglas en inglés) y utilizadas en la preparación de los estados financieros consolidados de Petrobras Argentina S.A. con sus sociedades controladas, en los aspectos que se mencionan en la nota 2.1 a los estados financieros individuales adjuntos. Asimismo, el Directorio es responsable de la existencia del control interno que considere necesario para posibilitar la preparación de estados financieros individuales libres de incorrecciones significativas originadas en errores o en irregularidades. Responsabilidad de los auditores Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión sobre los estados financieros individuales adjuntos basada en nuestra auditoría. Hemos llevado a cabo nuestro examen de conformidad con Normas Internacionales de Auditoría (NIAs). Dichas normas fueron adoptadas como normas de auditoría en Argentina mediante la Resolución Técnica N° 32 de FACPCE tal y como fueron aprobadas por el Consejo de Normas Internacionales de Auditoría y Aseguramiento (IAASB por sus siglas en inglés) y exigen que cumplamos con los requerimientos de ética, así como que planifiquemos y ejecutemos la auditoría con el fin de obtener una seguridad razonable sobre si los estados financieros individuales se encuentran libres de incorrecciones significativas.

Una auditoría conlleva la aplicación de procedimientos para obtener elementos de juicio sobre las cifras y otra información presentada en los estados financieros individuales. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio del auditor, incluyendo la valoración del riesgo de incorrecciones significativas en los estados financieros individuales debidas a fraude o error. Al efectuar dicha valoración del riesgo, el auditor debe tener en consideración el control interno pertinente para la preparación y presentación razonable por parte de la Sociedad de los estados financieros individuales, con el fin de diseñar los procedimientos de auditoría que sean adecuados, en función a las circunstancias, y no con la finalidad de expresar una opinión sobre la eficacia del control interno de la Sociedad. Una auditoría también comprende una evaluación de la adecuación de las políticas contables aplicadas, de la razonabilidad de las estimaciones significativas realizadas por la dirección de la Sociedad y de la presentación de los estados financieros individuales en su conjunto.

Consideramos que los elementos de juicio que hemos obtenido proporcionan una base suficiente y adecuada para fundamentar nuestra opinión de auditoría con salvedades. Fundamentos de nuestra opinión con salvedades La Sociedad ha registrado su participación en las empresas mixtas en Venezuela al 31 de diciembre de 2015 por el método de la participación. No hemos podido obtener evidencia de auditoría suficiente y adecuada sobre dicha registración contable debido a que no hemos tenido acceso a la información financiera auditada de dichas empresas. Por consiguiente, no nos fue posible determinar si los importes registrados, los cuales ascienden a $ 2.842 millones al 31 de diciembre de 2015, deberían ser ajustados.

Opinión con salvedades En nuestra opinión, excepto por los efectos de la situación detallada en el párrafo “Fundamentos de nuestra opinión con salvedades”, los estados financieros individuales mencionados en el primer párrafo del presente informe presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera individual de Petrobras Argentina S.A. al 31 de diciembre de 2015, su resultado integral individual y los flujos de efectivo individuales por el ejercicio finalizado en esa fecha, de conformidad con las normas de la Resolución Técnica N° 26 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas para los estados financieros individuales de una entidad controlante. Informe sobre cumplimiento de disposiciones vigentes En cumplimiento de disposiciones vigentes informamos, respecto de Petrobras Argentina S.A., que:

a) los estados financieros individuales de Petrobras Argentina S.A. se encuentran

asentados en el libro "Inventarios y Balances" y cumplen, en lo que es materia de nuestra competencia, con lo dispuesto en la Ley de Sociedades Comerciales y en las resoluciones pertinentes de la Comisión Nacional de Valores;

b) los estados financieros individuales de Petrobras Argentina S.A. surgen de registros

contables llevados en sus aspectos formales de conformidad con normas legales, que mantienen las condiciones de seguridad e integridad en base las cuales fueron autorizados por la Comisión Nacional de Valores;

c) hemos leído la información adicional a las notas a los estados financieros

individuales requerida por el artículo 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y artículo 12 del Título IV, Capítulo III, del Régimen informativo periódico de la Comisión Nacional de Valores, sobre las cuales, en lo que es materia de nuestra competencia, no tenemos otra observación que formular que la indicada en el párrafo “Fundamentos de nuestra opinión con salvedades”;

d) al 31 de diciembre de 2015 la deuda devengada a favor del Sistema Integrado

Previsional Argentino de Petrobras Argentina S.A. que surge de los registros contables y de las liquidaciones de la Sociedad ascendía a $ 52.824.849, no siendo exigible a dicha fecha;

e) de acuerdo con lo requerido por el artículo 21°, inciso e), Capítulo III, Sección VI,

Título II de la normativa de la Comisión Nacional de Valores, informamos que el total de honorarios en concepto de servicios de auditoría y relacionados facturados a la Sociedad en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2015 representan:

e.1) el 100% sobre el total de honorarios por servicios facturados a la Sociedad

por todo concepto en dicho ejercicio; e.2) el 61,1% sobre el total de honorarios por servicios de auditoría y relacionados

facturados a la Sociedad, sus sociedades controlantes, controladas y vinculadas en dicho ejercicio;

e.3) el 61,1% sobre el total de honorarios por servicios facturados a la Sociedad, sus sociedades controlantes, controladas y vinculadas por todo concepto en dicho ejercicio;

f) hemos aplicado los procedimientos sobre prevención de lavado de activos y

financiación del terrorismo para Petrobras Argentina S.A. previstos en las correspondientes normas profesionales emitidas por el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 3 de marzo de 2016


(Socio)

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17



C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223

INFORME DE LA COMISIÓN FISCALIZADORA A los Señores Accionistas de Petrobras Argentina S.A. Domicilio legal: Maipú 1, piso 22 Ciudad Autónoma de Buenos Aires C.U.I.T.: 30-50407707-8 Informe sobre los estados financieros Introducción En nuestro carácter de Síndicos de Petrobras Argentina S. A. (“la Sociedad”), de acuerdo con lo requerido por el inciso 5) del artículo 294 de la Ley de Sociedades Comerciales N° 19.550 (“LSC”) y por las normas de la Comisión Nacional de Valores (“CNV”) y de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires (“BCBA”), hemos examinado:

a) Los estados financieros individuales adjuntos de Petrobras Argentina S.A. que comprenden el estado de situación financiera individual al 31 de diciembre de 2015, los estados individuales de resultados, de resultados integrales, de cambios en el patrimonio y de flujo de efectivo por el ejercicio finalizado en esa fecha, y un resumen de las políticas contables significativas y otra información explicativa.

b) Los estados financieros consolidados adjuntos de Petrobras Argentina S.A. y sus sociedades controladas que comprenden el estado consolidado de situación financiera al 31 de diciembre de 2015, los estados consolidados de resultados, de resultados integrales, de cambios en el patrimonio y de flujo de efectivo por el ejercicio finalizado en esa fecha, y un resumen de las políticas contables significativas y otra información explicativa.

Los saldos y otra información correspondiente a los ejercicios 2014 y 2013, son parte integrante de los estados financieros auditados mencionados precedentemente y por lo tanto deberán ser considerados en relación con esos estados financieros.

Responsabilidad de la Dirección

El Directorio de la Sociedad es responsable por la preparación y presentación razonable de: (i) los estados financieros individuales de acuerdo con las normas contables profesionales de la Resolución Técnica (“RT”) N° 26 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”), incorporadas por la CNV a su normativa. Dichas normas difieren de las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”) aprobadas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (“IASB” por sus siglas en inglés) y utilizadas en la preparación de los estados financieros consolidados de Petrobras Argentina S.A. con sus sociedades controladas, en los aspectos que se mencionan en la nota 2.1 a los estados financieros individuales adjuntos. Asimismo, el Directorio es responsable de la existencia del control interno que considere necesario para posibilitar la preparación de estados financieros individuales libres de incorrecciones significativas originadas en errores o

en irregularidades; y (ii) los estados financieros consolidados de acuerdo con las NIIF adoptadas como normas contables profesionales argentinas por la FACPCE e incorporadas por la CNV a su normativa, tal y como fueron aprobadas por el IASB. Asimismo, el Directorio es responsable de la existencia del control interno que considere necesario para posibilitar la preparación de estados financieros consolidados libres de incorrecciones significativas originadas en errores o en irregularidades. Responsabilidad de la Comisión Fiscalizadora Nuestra responsabilidad es informar sobre los documentos indicados en la Introducción, basados en nuestro trabajo de Sindicatura y en el trabajo de auditoría llevado a cabo por el auditor externo. Excepto por lo mencionado en el párrafo “Fundamentos de nuestra opinión con salvedades”, el trabajo fue realizado de acuerdo con las normas de sindicatura vigentes. Dichas normas requieren que el examen de los estados financieros se efectúe de acuerdo con las normas de auditoría vigentes e incluya la verificación de la congruencia de los documentos examinados con la información sobre las decisiones societarias expuestas en actas, y la adecuación de dichas decisiones a la ley y a los estatutos, en lo relativo a sus aspectos formales y documentales. Para realizar nuestra tarea profesional sobre los documentos detallados en la Introducción, hemos examinado el trabajo efectuado por el auditor externo de la Sociedad, en el que nos hemos basado, el que fue llevado a cabo de conformidad con Normas Internacionales de Auditoría (“NIAs”). Nuestra labor incluyó el examen de la planificación del trabajo, de la naturaleza, alcance y oportunidad de los procedimientos aplicados y de los resultados de la auditoría efectuada por el auditor externo. Las NIAs fueron adoptadas como normas de auditoría en Argentina, por la RT N° 32 de la FACPCE tal y como fueron aprobadas por el Consejo de Normas Internacionales de Auditoría y Aseguramiento (“IAASB” por sus siglas en inglés) y exigen que el auditor cumpla los requerimientos de ética, así como que la auditoría se planifique y ejecute con el fin de obtener una seguridad razonable sobre si los estados financieros se encuentran libres de incorrecciones significativas. Una auditoría conlleva la aplicación de procedimientos para obtener elementos de juicio sobre las cifras y otra información presentada en los estados financieros. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio del auditor, incluyendo la valoración del riesgo de incorrecciones significativas en los estados financieros debidas a fraude o error. Al efectuar dicha valoración del riesgo, el auditor debe tener en consideración el control interno pertinente para la preparación y presentación razonable por parte de la Sociedad de los estados financieros, con el fin de diseñar los procedimientos de auditoría que sean adecuados, en función a las circunstancias, y no con la finalidad de expresar una opinión sobre la eficacia del control interno de la Sociedad. Una auditoría también comprende una evaluación de la adecuación de las políticas contables aplicadas, de la razonabilidad de las estimaciones significativas realizadas por la Dirección de la Sociedad y de la presentación de los estados financieros en su conjunto. Consideramos que nuestro trabajo y el del auditor externo de la Sociedad, detallado en su respectivo informe, nos brindan una base suficiente y adecuada para fundamentar nuestra opinión con salvedades. No hemos efectuado ningún control de gestión y, por lo tanto, no hemos evaluado los criterios y decisiones empresarias de administración,

financiación, comercialización y producción, dado que estas cuestiones son responsabilidad exclusiva del Directorio de la Sociedad. Fundamentos de nuestra opinión con salvedades La Sociedad ha registrado su participación directa e indirecta en las Empresas Mixtas en Venezuela al 31 de diciembre de 2015 por el método de la participación. No se ha podido obtener evidencia de auditoría suficiente y adecuada sobre dicha registración contable debido a que no se ha tenido acceso a la información financiera auditada de dichas empresas. Por consiguiente, no fue posible determinar si los importes registrados, los cuales ascienden a $ 2.842 millones al 31 de diciembre de 2015, deberían ser ajustados. Opinión con salvedades

Basados en nuestra revisión y en el informe de fecha 3 de marzo de 2016 del auditor externo de la Sociedad, excepto por los efectos de la situación detallada en el párrafo “Fundamentos de nuestra opinión con salvedades”: (a) los estados financieros individuales mencionados en la Introducción presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera individual de Petrobras Argentina S.A. al 31 de diciembre de 2015, su resultado integral individual y los flujos de efectivo individuales por el ejercicio finalizado en esa fecha, de conformidad con las normas de la RT 26 de la FACPCE para los estados financieros individuales de una entidad controlante; y (b) los estados financieros consolidados mencionados en la Introducción presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera consolidada de Petrobras Argentina S.A. y sus sociedades controladas al 31 de diciembre de 2015, su resultado integral consolidado y los flujos de efectivo consolidados por el ejercicio finalizado en esa fecha, de conformidad con las NIIF.

Informe sobre cumplimiento de disposiciones vigentes

En cumplimiento de disposiciones vigentes informamos, respecto de Petrobras Argentina S.A., que:

a) Los estados financieros adjuntos se ajustan a las disposiciones de la LSC y a las normas sobre documentación contable de la CNV, se encuentran asentados en el Libro de Inventario y Balances, y surgen de los registros contables de la Sociedad llevados, en sus aspectos formales, de conformidad con las disposiciones legales vigentes.

b) Hemos leído: (i) la sección “Síntesis de la Estructura Patrimonial y de Resultados”

de la Memoria, y (ii) la información adicional a las notas a los estados financieros individuales, requerida por el artículo 68 del Reglamento de la BCBA y por el artículo 12 del Título IV, Capítulo III del Régimen informativo periódico de la CNV, sobre las que, en lo que es materia de nuestra competencia, no tenemos otra observación que formular que la indicada en el párrafo “Fundamentos de nuestra opinión con salvedades”.

c) Al 31 de diciembre de 2015, la deuda devengada en concepto de aportes y

contribuciones con destino al Sistema Integrado Previsional Argentino, que surge de

los registros contables y de las liquidaciones de la Sociedad, asciende a $ 52.824.849, no siendo exigible a esa fecha.

d) Hemos examinado el Inventario y la Memoria del Directorio correspondientes al ejercicio económico concluido el 31 de diciembre de 2015. Al respecto, en materia de nuestra competencia, nada tenemos que observar, siendo las manifestaciones sobre hechos futuros incluidas en la Memoria, responsabilidad exclusiva del Directorio.

e) Hemos examinado la información, incluida en el Anexo I a la Memoria, sobre el grado de cumplimiento del Código de Gobierno Societario requerida por las Normas de la CNV, y sobre la misma no tenemos observaciones que formular.

f) De acuerdo a lo requerido por las normas de la CNV, sobre la independencia del

auditor externo y sobre la calidad de las políticas de auditoría aplicadas por el mismo y de las políticas de contabilización de la Sociedad, el informe del auditor externo citado anteriormente incluye la manifestación de haber aplicado las normas de auditoría vigentes en Argentina, que comprenden los requisitos de independencia y no contiene otras salvedades en relación con la aplicación de dichas normas que las indicadas en el párrafo “Fundamentos de nuestra opinión con salvedades”, ni discrepancias con respecto a las normas contables aplicadas.

g) En ejercicio del control de legalidad que nos compete, hemos aplicado durante el ejercicio los procedimientos descriptos en el artículo 294 de la LSC que consideramos necesarios de acuerdo con las circunstancias, no teniendo observaciones que formular al respecto.

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

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 3 de marzo de 2016

Juan Carlos Cincotta Síndico Titular

Justo F. Norman Síndico Titular

Rogelio N. Maciel Síndico Titular

GLOSARIO:

AFIP Administración Federal de Ingresos Públicos

ADS American Depositary Shares

BCBA Bolsa de Comercio de Buenos Aires

BOE Barrel Oil Equivalent (barril de petróleo equivalente)

BOL Bolívares Venezolanos

BOPS Poliestireno bi-orientado

CAMMESA Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A

CIESA Compañía de Inversiones de Energía S.A.

CNDC Comisión Nacional de Defensa de la Competencia

CNV Comisión Nacional de Valores

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

CSJN Corte Suprema de Justicia de la Nación

CSMS Calidad, Seguridad, Medio Ambiente y Salud e Higiene Ocupacional

Distrilec Distrilec Inversora S.A

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

Estados Unidos Estados Unidos de Norteamérica

ENARGAS Ente Nacional Regulador del Gas

ENARSA Energía Argentina S.A.

ENRE Ente Nacional Regulador de la Electricidad

EPCA Enron Pipeline Company Argentina S.A

EUR Euros

FACPCE Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas

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

GLP Gases Licuados del Petróleo

GNC Gas Natural Comprimido

GNL Gas Natural Licuado

Grupo Grupo de Empresas de Petrobras Argentina S.A.

GWh GyP

Giga Watts hora Gas y Petróleo del Neuquén

IAPG Instituto Argentino del Petróleo y del Gas

IASB International Accounting Standards Board

IFO INDEC

Intermediate Fuel Oil Instituto Nacional de Estadística y Censos

IPACE Instituto Profesional Argentino para la Calidad y la Excelencia

LSC Ley N° 19.550 de Sociedades Comerciales

MBbl Miles de barriles

MEM Mercado Eléctrico Mayorista

MEP Ministerio de Energía y Petróleo de Venezuela

MMm3 Millones de metros cúbicos

Mpc Millones de pies cúbicos

MPFIPyS Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios

MW Mega Watts

MWh Mega Watts hora

m3 Metros cúbicos

NIIF Normas internacionales de información financiera

NIC Normas internacionales de contabilidad

NYSE New York Stock Exchange (Bolsa de Nueva Cork)

OCP Oleoducto de Crudos Pesados Ltd.

OHSAS Occupational Health and Safety Assessment Series

ONG Organización No Gubernamental

OPEP Organización de Países Exportadores de Petróleo

ORI Otros resultados integrales

PDVSA Petróleos de Venezuela S.A.

PEDASA Petrobras Electricidad de Argentina S.A.

PELSA Petrolera Entre Lomas S.A.

PEN Poder Ejecutivo Nacional

PEPSA Petrobras Energía Participaciones S.A

PES Pesos argentinos

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

PGSM Puerto General San Martín

PIB BV Petrobras Internacional Braspetro BV

PVIE Petrobras Valores Internacional de España S.L.

Rls Reales brasileños

RT Resolución Técnica

RTI Revisión Tarifaria Integral

SCyCG Subsecretaría de Coordinación y Control de Gestión

SEC Security and Exchange Commission

SIC Standing Interpretations Committee

SMS Seguridad, Medio Ambiente y Salud

TGS Transportadora de Gas del Sur S.A

Tn Toneladas

UNIREN Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos

USD Dólares estadounidenses

UGE Unidad Generadora de Efectivo

VN Valor Nominal

VNR Valor Neto de Realización

WACC Weighted Average Cost of Capital (Costo promedio de capital)

WTI West Texas Intermediate

WTS West Texas Sour

YPFB Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

$ BOL Pesos bolivianos

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