PETROBRAS ENERGIA PARTICIPACIONES S.A.

PETROBRAS ENERGIA PARTICIPACIONES S.A.


Memoria, Reseña Informativa y Estados Contables al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003 juntamente con el Informe del Auditor e Informe de la Comisión Fiscalizadora

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Carta a los Accionistas Sres. Accionistas:

En 2005, el pulso de nuestros negocios comenzó a reflejar las sinergias previstas por la integración de las empresas del grupo Petrobras en la Argentina. A través de la integración de cuatro empresas y la gestión centralizada de las distintas actividades, la Compañía obtuvo una renovada capacidad competitiva.

Durante el ejercicio 2005 la Compañía, cada vez más fortalecida en su rol de compañía internacional de energía, continuó avanzando con determinación en el cumplimiento de su plan estratégico. La marcha de la economía mundial, los elevados precios de los commodities, en particular del petróleo y sus derivados, y la favorable evolución de la economía de la Argentina, la cual evidenció por tercer año consecutivo una tasa de crecimiento en torno del 9%, propiciaron el sostenido crecimiento de nuestras operaciones.

Nuestros resultados sin embargo no evidenciaron en su plenitud las bondades de este contexto favorable.

En la Argentina continua la vigencia del régimen de retenciones a las exportaciones y las regulaciones tendientes a limitar los aumentos de precios, y en Venezuela, por voluntad de su gobierno, se están revisando los convenios operativos actualmente vigentes para convertirlos a la modalidad de empresas mixtas, en las que el Estado Venezolano, a través de Petróleos de Venezuela S.A. tendrá una participación mayor del 50%.

La Compañía enfrentó los desafíos de la coyuntura articulando estrategias de negocios que permitieran morigerar estos impactos y, en paralelo trabajando proactivamente con las autoridades gubernamentales propendiendo a la maximización del valor de los activos y, a la vez, impulsando el desarrollo sustentable de los países en los cuales operamos.

La utilidad neta de Petrobras Energía S.A. creció en el ejercicio 2005 un 17,5 por ciento a Ps.819

millones. El efecto de la migración de los contratos en Venezuela incidió gravitantemente en los resultados del ejercicio y relativizó la dimensión de la mejora operativa. La utilidad operativa experimentó una suba del 37,5 por ciento, a Ps.2.296 millones, que se acumuló al aumento del 51,4 por ciento registrado en el ejercicio 2004 respecto al anterior.

Durante 2005 hemos emprendido ambiciosas inversiones. Sustanciando nuestra visión de crecimiento,

las inversiones del ejercicio ascendieron a Ps.1.921 millones, lo cual constituye un significativo crecimiento del 60,7% respecto del ejercicio 2004.

En Exploración y Producción de Petróleo y Gas, conscientes de que la búsqueda de nuevos recursos es

uno de nuestros principales objetivos, concretamos importantes acuerdos en vías de acceder a nuevas oportunidades de reservas.

En Colombia adquirimos a Petrobras una participación del 10 por ciento en el bloque de exploración

Tierra Negra. Este proyecto exploratorio tiene un doble significado. Por un lado representa el inicio de las operaciones en un nuevo país, en línea con los objetivos de expansión de nuestras actividades, Por otro, y con una relevancia particular, la asociación con Petrobras abre una nueva perspectiva para el desarrollo del negocio de exploración y producción de petróleo y gas.

En Perú suscribimos 3 contratos de licencia para la exploración y explotación de hidrocarburos con

participación del 100%, uno de ellos el Lote 58, por su proximidad con Camisea, yacimiento que alberga una de las más importantes reservas de gas natural no asociado en América Latina, tiene altas expectativas de gas y condensados.

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En enero de 2006, firmamos un acuerdo con Energía Argentina S.A. (Enarsa), para constituir un consorcio dedicado a la exploración, de hidrocarburos en dos áreas offshore de la plataforma continental argentina. En este emprendimiento, el cual puede representar un hito fundacional para el desarrollo de la actividad en la Argentina, aplicaremos la tecnología y el know-how de Petrobras, líder mundial en la especialidad de exploración offshore y pionera en los emprendimientos en aguas profundas y ultra profundas.

Con la visión de una empresa integrada de energía, continuamos expandiendo nuevas oportunidades de

negocios. Diferenciándonos a través de la calidad de nuestros productos y servicios hoy somos hoy una de las tres primeras empresas argentinas que comercializan combustibles líquidos.

En fertilizantes, y como socios del sostenido crecimiento agropecuario de los últimos años, aumentamos

un 12 por ciento en las ventas de fertilizantes líquidos. En este negocio, incrementamos nuestras ventajas competitivas con la producción que aportó la nueva planta de tiosulfato de amonio, integrante del polo industrial de Campana, provincia de Buenos Aires.

En lo que se refiere a otras especialidades petroquímicas, alcanzamos una producción récord de

etilbenceno, 161 mil toneladas, y aumentamos la exportación regional de estireno en un 30 por ciento. En generación eléctrica, las unidades de Genelba y Pichi Picún Leufú mantuvieron durante 2005 las

performances de excelencia que las distinguen dentro del mercado argentino y regional. A través de nuestra política financiera priorizamos el estricto monitoreo de los niveles de liquidez a los

efectos de asegurar el cumplimiento de las obligaciones y la viabilización de los objetivos de crecimiento. En este marco gestionamos financiamientos que permitieron reducir los costos; extender la vida promedio significativamente y eliminar covenants financieros, cancelando exitosamente y de forma anticipada las facilidades tomadas durante la crisis del año 2002.

Quiero destacar también la reestructuración de la deuda financiera de Transener S.A., y el acuerdo de

reestructuración de deuda financiera alcanzado por Compañía de Inversiones de Energía S.A. con la totalidad de los acreedores financieros. Estos logros y las expectativas de avanzar en el corto plazo en el proceso de renegociación de tarifas serán claves para la definitiva recomposición y futura rentabilidad de las empresas de servicios públicos en las cuales participamos.

Durante el año 2005 trabajamos en consolidar varias de las iniciativas implementadas en el 2004,

tendientes a fortalecer las buenas prácticas de Gobierno Corporativo, asegurando la alineación, el equilibrio y el respeto de los intereses de todos los accionistas y demás públicos involucrados. En particular avanzamos en el proceso de implementación de los requerimientos de la Sección 404 de la Ley Sarbanes-Oxley, cuyas normas alcanzan a Petrobras Energía Participaciones S.A., en su condición de sociedad registrada en la Securities and Exchange Commission (“SEC”), la Bolsa de Valores de los Estados Unidos.

Alineado a nuestro compromiso con la sociedad, se realizaron importantes y exitosos programas de

responsabilidad social como Creer que sí o Educación Vial, programas internos de capacitación y de incorporación de jóvenes profesionales, y la puesta en marcha en Argentina de los Centros de Defensa Ambiental. Estas y otras acciones y programas, como asimismo la decidida y permanente tarea en la preservación del medio ambiente, hablan de una empresa en acción, cada vez más consolidada, integrada por personas comprometidas con la construcción de un futuro mejor.

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PERSPECTIVAS

El ejercicio 2006 representa para Petrobras Energía un horizonte de nuevos desafíos nacidos del esfuerzo y los logros alcanzados en 2005.

En Exploración y Producción de Petróleo y Gas, prevemos concretar significativas inversiones. Los desembolsos se localizarán en el desarrollo de reservas, principalmente a través de la perforación de pozos, la extensión de proyectos de recuperación secundaria y la ampliación de las instalaciones de superficie correspondientes. Con la visión de posicionar a la exploración como el principal vehículo para la reposición de nuestras reservas, incrementaremos las inversiones y procuraremos incorporar nuevos prospectos. Una consideración especial merecerá el proceso de migración de los contratos operativos en Venezuela. En el marco de los condicionamientos propios de las negociaciones, trabajaremos en pos de maximizar el valor de los activos.

En el negocio de Refinación y Distribución, el ejercicio 2006 presenta objetivos verdaderamente desafiantes. La Compañía iniciará la ejecución de las obras previstas en el plan director de refino, un instrumento que tiene como finalidad producir una mayor cantidad de derivados de petróleo que, además, cumpla con los requerimientos de calidad cada vez más ajustados. En el negocio de Distribución se prevé que se mantengan las tendencias actuales, con mercados de gas oil, de gasolinas y de lubricantes que continúan en recuperación relativa respecto del año anterior, liderada en particular por el crecimiento de gasolinas de mayor octanaje. La Compañía continuará la consolidación de su estrategia comercial de reidentificación de estaciones de servicio, procurando el crecimiento selectivo de nuevos negocios con foco en los atributos de servicio, calidad e imagen.

Con respecto al negocio petroquímico, el mercado argentino de estireno monómero y de poliestireno continuará con un nivel de crecimiento evidenciado hasta el presente, con buenos márgenes a escala internacional. La Compañía estima que las exportaciones a Chile seguirán creciendo en 2006 a muy buenas tasas, situación que favorecerá una participación mayoritaria en este mercado. Por su parte, las ventas estimadas de elastómeros tendrán un importante crecimiento propiciado por una mayor producción de neumáticos en la Argentina y Brasil. En fertilizantes, las perspectivas son por igual positivas.

En los negocios de gas natural y Electricidad, la Compañía proyecta para 2006 un escenario de mayores

precios como consecuencia de la aplicación del sendero de precios y estima que la demanda de energía mantendrá su continuo crecimiento.

Respecto de las empresas de servicios públicos concesionadas se estima poder obtener durante 2006 los

nuevos cuadros tarifarios, de modo de recomponer la ecuación económica financiera de los negocios y asegurar su viabilidad económica en el largo plazo. Asimismo, y como pieza vital para la viabilidad de la empresa, se espera perfeccionar el acuerdo de reestructuración de deuda alcanzado con los acreedores de CIESA.

Toda esta actividad, en definitiva, es la consecuencia de una empresa cuyos integrantes encarnan cada

vez más con mayor profundidad los principios expresados en su misión, visión y valores. Los equipos de Petrobras Energía están conformados por gente que actúa de forma segura, transparente e innovadora, que espera contribuir tanto al desarrollo de la Compañía como al de las comunidades donde operamos. A ellos nuestro agradecimiento.

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Reseña Macroeconómica

Contexto Internacional La economía mundial mantuvo en el año 2005 un elevado ritmo de crecimiento, a pesar de los altos precios de los commodities en general y de la energía en particular. Estados Unidos volvió a ostentar una tasa de crecimiento del orden del 4%, con muy buenas performances de la inversión y las exportaciones. Las importaciones, sin embargo, registraron un crecimiento por encima del esperado y provocaron un incremento de los déficits comercial y de cuenta corriente, ambos en sus niveles máximos históricos en términos de producto. A pesar de esta situación y del mantenimiento de altos déficits fiscales, el dólar mostró a lo largo del año una clara tendencia a la apreciación frente a las principales monedas de referencia internacional. En este contexto de alto crecimiento y mayores precios de la energía, la inflación se aceleró hasta alcanzar cifras promedio de 3.4% y 4.9% (precio minoristas y mayoristas, respectivamente). La Reserva Federal mantuvo su política de alzas graduales de la tasa de interés de referencia, elevando su valor en un cuarto de punto porcentual por reunión y llevándola a 4.25% para fin de año. La tasa de interés de largo plazo, en cambio, osciló en torno a su valor promedio del año, 4.30%, pero sin una dirección definida. El sudeste asiático fue otra de las regiones con un desempeño económico destacado. China volvió a mostrar tasas de crecimiento superiores al 9% y realizó un tenue avance hacia la liberalización de su tipo de cambio. Japón siguió consolidando su recuperación apoyándose en la inversión corporativa y el sector externo. Europa, por su parte, continuó creciendo a un ritmo lento pero sostenido.

Petróleo El año 2005 marcó el cuarto año consecutivo con precios crecientes del petróleo, promediando el crudo referencia West Texas Intermediate (WTI) 56,6 dólares por barril, 36% superior al año 2004 y alcanzando récords nominales virtualmente en los 70 dólares. A los lógicos factores de oferta y demanda, se agregó el premio de los Huracanes Rita y Katrina, en la costa del Golfo de México, EE.UU., que tras impactar en septiembre, comprometieron buena parte de la oferta gasífera y petrolera de la región, afectando el balance del mercado estadounidense y mundial. La demanda de crudo, en un contexto de alto crecimiento mundial (4,5%), evidenció un alza de sólo un 1,4%, o 1,13 millones de barriles diarios, explicada en gran medida por los comportamientos de EE.UU. y China. Mientras que en el primero se mostró una merma en la demanda del orden de 0,3% anual producto del alto precio de los energéticos especialmente post-huracanes, en China, las capacidades adicionales en electricidad morigeraron las compras de petróleo, para totalizar una reducida alza del 0,9%. La oferta, por su parte, creció nuevamente por sobre la demanda, a una tasa del 1,7% anual, ó 1,38 millones de barriles día incrementales. Dicha cifra estuvo explicada por un crecimiento de 0.39 millones de barriles día (+0.7%) de los países NO-OPEP, un alza de 0.81 millones de barriles día de la OPEP (+2.8%), con adición de 0.21 millones de barriles día de crudos no convencionales. La magra performance de los NO-OPEP tuvo origen, por un lado, en las caídas de producción de América del Norte (afectados por los huracanes) y la declinación de los campos europeos, especialmente en el Mar del Norte, hecho que fue compensado por sendas subas de los países en desarrollo (eminentemente África Occidental) y Rusia. Por su parte, la mayor oferta de la OPEP fue encabeza por Arabia Saudita y Kuwait, en contraste con la baja de Irak y los pobres desempeños incrementales de Irán, Venezuela y Nigeria. Las adiciones, mayormente de crudos pesados, ensancharon la brecha de precio entre éstos y los crudos más livianos y dulces, dada la escasez relativa de estos últimos.

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Argentina Argentina volvió a mostrar altas tasas de crecimiento en 2005. Luego de tres años de crecer en torno al 9%, la economía logró superar los valores de 1998, previos a la crisis. Todos los rubros del producto registraron avances significativos, destacándose por sobre los demás el crecimiento de la inversión y de las importaciones. La producción industrial continuó en aumento, incluso con varios sectores cerca del límite de su capacidad instalada. La producción de petróleo cayó por cuarto año consecutivo (-5.6% acumulado en 11 meses), mientras que el petróleo procesado también mostró un retroceso (-1.9% acumulado en 10 meses). El precio local del petróleo estuvo regido por acuerdos entre productores y refinadores que tienen en cuenta el precio neto de retenciones a las exportaciones. A pesar del incremento del costo de adquisición del crudo, los precios locales de los combustibles se mantuvieron fijos en términos de la moneda local, con una fuerte presión del gobierno. Las ventas locales de combustibles aumentaron un 8% con respecto al año previo, destacándose el fuerte incremento de la nafta premium (34%) y la caída de la nafta normal (-15%). Tanto el gasoil como la nafta súper exhibieron incrementos del orden del 8%. El gobierno permitió la importación de gasoil con exenciones impositivas para facilitar el abastecimiento del mercado local. La producción de gas cayó 1.6% (acumulado 11 meses), mientras que la demanda local de gas aumentó 3.7% en los primeros 10 meses del año, impulsada principalmente por usuarios residenciales, GNC y centrales térmicas. Las exportaciones del fluido cayeron aproximadamente un 10% con respecto a 2004. A lo largo del año, se produjeron nuevos aumentos en el precio del gas, según lo comprometido en el sendero de precios implementado en 2004, y se puso en marcha el Mercado Electrónico del Gas. Los usuarios residenciales no se han visto afectados por aumentos de precios hasta el momento. La demanda doméstica de electricidad aumentó 6% en el año. La oferta nacional se incrementó en similar medida, destacándose el aumento de la generación hidráulica de 13%, que alcanzó una porción del 39% del total de la generación local. Asimismo, se observó un aumento de 4% en la generación térmica (54% del total) y una disminución de 13% de la generación nuclear (7% del total). Las exportaciones de energía eléctrica disminuyeron 13%, mientras que las importaciones se incrementaron en 11%. La escasez de gas obligó a continuar sustituyendo ese combustible por fuel oil en la generación térmica. Las exportaciones argentinas alcanzaron una cifra récord histórica de 40.000 millones de dólares, aunque ello no resultó suficiente para mantener los niveles del superávit comercial de los años anteriores debido a un aumento de las importaciones cercano al 30%. En línea con la postura explícita del gobierno de mantener un tipo de cambio alto, el Banco Central intervino de forma sistemática en el mercado cambiario para evitar la apreciación del peso, que tuvo una cotización promedio de 2.92 pesos por dólar. Las continuas compras del organismo monetario llevaron las reservas internacionales a más de 28.000 millones de dólares a fin de diciembre. La inflación se aceleró marcadamente en 2005, alcanzando 12.3% para los precios minoristas y 10.8% para los mayoristas. Asimismo, se observó una importante recomposición de los salarios en términos reales, especialmente en el sector privado registrado. Las tasas de interés mostraron una clara tendencia alcista. Tanto los depósitos como el crédito al sector privado crecieron a buen ritmo a lo largo del año (+17% y +38%, respectivamente). El sector público nacional mantuvo un abultado resultado primario, en torno al 4% del producto, en base a una alta recaudación tributaria y a pesar de haberse registrado un fuerte aumento del gasto. El gobierno logró reestructurar la deuda pública en default con un grado de adhesión al canje de 76%, logrando una cuantiosa quita nominal, extensión de plazos y reducción de los cupones de interés, y llevó a cabo las primeras licitaciones de deuda desde la cesación de pagos. Estos factores, en conjunción con un clima externo favorable, posibilitaron una reducción del riesgo país a un promedio anual de 450 puntos básicos (Boden 2012). El acuerdo con el FMI se mantuvo en suspenso, habiéndose cancelado todos los vencimientos de carácter obligatorio del período. A fin de año se anunció la cancelación anticipada del total de la deuda remanente con el organismo, unos 10.000 millones de dólares, a través de la utilización de reservas del Banco Central, hecho concretado finalmente a principios de enero de 2006.

Venezuela

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Bajo un contexto internacional sumamente favorable, tanto en precios como en demanda de commodities, la economía de Venezuela ha logrado cerrar el año 2005 con una expansión económica superior a la del resto de los países de la región. Dentro de la demanda agregada, la inversión y el consumo han sido los principales motores del crecimiento. La primera variable medida con relación al producto continuó aumentando desde su mínimo en 2003 para finalizar el año en torno al 23%. Por otro lado, el consumo creció gracias a la desaceleración de la inflación, el crecimiento del gasto público, la baja en la tasa del desempleo y las actualizaciones salariales. En el sector petrolero, la producción medida por la OPEP mostró un leve incremento del 2,6% respecto de 2004, hasta situarse en 2.635 MM bbl/d en promedio para el año. Los precios de la cesta venezolana se situaron en promedio en USD 45,25 por barril, lo que representa un alza interanual de 37%. El gobierno impulsó la conversión de los 32 contratos operativos vigentes a la modalidad de empresa mixta y determinó un incremento en el impuesto a las ganancias y regalías a pagar. En el plano fiscal, el año habría terminado con un superávit de caja favorecido por el fuerte incremento en los ingresos ordinarios provenientes de la recaudación de IVA, regalías petroleras y otros impuestos relacionados con este sector. Asimismo, los ingresos extraordinarios como las operaciones de endeudamiento interno y la devaluación del 12% de la moneda nacional, que la situó en 2.150 bolívares por dólar a principios de marzo, contribuyeron también positivamente gracias a las utilidades cambiarias generadas. Por otro lado, las erogaciones crecieron por encima del 31% interanual, siendo el rubro de gastos operacionales el que más ponderó en el alza. En el sector externo, se destacó el fuerte crecimiento de las exportaciones petroleras que habrían finalizado el año con una variación positiva superior al 50% con respecto al año anterior, lo que correspondería al 85% del total. Las importaciones demostraron gran dinamismo promovidas por la alta elasticidad al crecimiento del producto y la política de contención inflacionaria que llevó a impulsar la compra de bienes en los rubros “agrícola” y “alimentos y bebidas”. El superávit comercial le permitió al Banco Central incrementar sus reservas un 25% hasta situarse por encima de los U$S 30.000 millones, al tiempo que los desembolsos por pago de deuda externa, intereses más capital, descendieron levemente respecto de 2004. Dadas las buenas condiciones externas que el país vivió, en noviembre la calificadora de riesgo Fitch mejoró la calificación de la deuda de largo plazo en moneda extranjera hasta colocarla en “BB-“, lo que sitúa a Venezuela a sólo tres escalones del grado de “investment grade”.

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Exploración y Producción de Petróleo y Gas El segmento de negocios de Exploración y Producción es el núcleo del negocio de Petrobras Energía: es el primer eslabón desde el cual crece y se desarrolla su cadena de valor. Actualmente, la Compañía desarrolla sus actividades de exploración y producción de petróleo y gas en Argentina, Venezuela, Perú, Ecuador, Bolivia y Colombia. Se desempeña, asimismo, como contratista en México, donde también proporciona soporte técnico y operativo. I. Estrategia de negocios

La estrategia de la Compañía en el segmento de Exploración y Producción es crecer en reservas y producción de petróleo y gas con el fin de asegurar un crecimiento sustentable. En línea con esta estrategia, los objetivos del negocio son los siguientes:

• Incrementar la producción de petróleo y gas capitalizando su experiencia y su presencia en casi todos los países productores de petróleo de América latina.

• Optimizar su cartera de inversiones balanceando proyectos de exploración con proyectos de desarrollo.

II. Principales logros del año

• Integración operativa con los activos correspondientes a Petrolera Santa Fe S.R.L. y Petrobras Argentina

S.A. • Aumento superior al 50 por ciento en las inversiones.

• Aumento del 47 por ciento de la producción en Ecuador, a un volumen de 9 mil barriles de petróleo

equivalente por día. • Crecimiento del 12 por ciento en la producción de petróleo equivalente en Perú. • Firma de un acta de acuerdo para constituir un consorcio dedicado a la exploración, desarrollo,

explotación y comercialización de hidrocarburos en dos áreas offshore de la plataforma continental argentina.

• Adquisición de una participación del 10 por ciento en el bloque de exploración Tierra Negra, hito que

representa el inicio de las operaciones en Colombia. III. Producción

En 2005, la producción de petróleo y gas de Petrobras Energía S.A. registró una declinación del 6 por ciento, alcanzando un volumen de 171 mil barriles de petróleo equivalente por día. Sin considerar los efectos retroactivos de la fusión, se verificó en el ejercicio un aumento del 4 por ciento en dichos volúmenes. En la Argentina, la producción de petróleo equivalente registró una disminución del 11 por ciento (incremento del 7 por ciento, sin considerar los efectos retroactivos de la fusión), totalizando un volumen de 92 mil barriles de petróleo equivalente por día.

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Los resultados exitosos que la Compañía obtuvo en la actividad de perforación del Bloque 18 de Ecuador, junto con la construcción de la infraestructura necesaria, incrementaron la producción de petróleo en ese país. Ésta creció un 47 por ciento y alcanzó un volumen de 9 mil barriles de petróleo equivalente por día. En Perú, la Compañía logró un aumento del 12 por ciento en la producción de petróleo equivalente, como resultado de una mayor actividad de perforación que superó las expectativas previas y alcanzó un volumen de 14 mil barriles de petróleo equivalente por día. En Venezuela, se produjo una disminución de la producción como consecuencia de los importantes recortes al plan de inversiones para el área Oritupano-Leona que dispuso Petróleos de Venezuela (PDVSA), al momento de aprobar los presupuestos para el ejercicio 2005. La consecuencia fue una merma del 7 por ciento, alcanzándose un volumen total de 48 mil barriles de petróleo equivalente por día. Inversiones Las inversiones de capital de Petrobras Energía, tanto en desarrollo como en exploración, totalizaron aproximadamente los 1.530 millones de pesos en 2005. Este monto representa un incremento del 53 por ciento respecto de los 1.005 millones de pesos correspondientes al ejercicio anterior. El foco de estas inversiones estuvo puesto, en su mayor parte, en el mantenimiento de la producción, con prioridad en los países y productos con mayor margen de contribución. En total, la Compañía perforó 348 pozos productores e inyectores y reparó 369 unidades en el ejercicio 2005. - Argentina Fruto de la fusión con Petrolera Santa Fe S.R.L. y Petrobras Argentina S.A. las operaciones de los yacimientos de Atamisqui, Refugio Tupungato, Sierra Chata y El Mangrullo se integraron a la estructura operativa y los estándares de Petrobras Energía. Adicionalmente, como áreas no operadas, se sumaron Aguaragüe, Atuel Norte, El Tordillo y La Tapera-Puesto Quiroga. Esta integración generó una sinergia que le permitió a la Compañía optimizar sus recursos técnicos y operativos —fundamentalmente en la Cuenca Neuquina— y estar presente en todas las cuencas productivas del país. Durante 2005, Petrobras Energía desarrolló una intensa actividad: se perforaron 265 pozos productores e inyectores y se repararon 281 pozos. En la Cuenca Neuquina —donde se perforaron 179 pozos productores e inyectores y se repararon 106 pozos— la actividad estuvo orientada a dos fines: por un lado, a extender los proyectos de recuperación secundaria de pozos por inyección de agua, y por otro lado, a completar el desarrollo primario para mantener los niveles de producción y a compensar la declinación de los campos maduros producida fundamentalmente por el aumento del corte de agua. Para aumentar el potencial de producción de gas, la Compañía realizó estudios en vías de actualizar el modelo de reservorios del área El Mangrullo e inició las obras para que inicie su producción en 2007. En la Cuenca Austral, se perforaron 18 pozos productores e inyectores y se repararon 12. Asimismo, se realizaron las obras de infraestructura necesarias para concretar la puesta en marcha del Proyecto de Interconexión que permitirá, a partir del primer trimestre de 2006, movilizar en forma integrada las reservas de gas y condensado de los yacimientos La Porfiada, La Paz y Boleadoras hacia el gasoducto Gral. San Martín. Asimismo se completaron las obras de construcción de la Planta de Remoción de Mercurio para tratar el crudo del área Santa Cruz I. Esta planta —que permitirá bajar el tenor de mercurio en el petróleo y mejorar sus condiciones de comercialización — iniciaría su primera etapa de operaciones en febrero de 2006.

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- Venezuela La revisión y migración de los contratos operativos a la modalidad de empresa mixta que impulsó el gobierno venezolano durante 2005 condicionó el desarrollo previsto de las operaciones en dicho país. En este proceso, a través de diversas iniciativas, PDVSA ha ejercido una fuerte presión sobre los convenios operativos vigentes como como incentivo a la migración. Entre otras medidas, PDVSA dispuso importantes reducciones al plan de inversiones del área Oritupano-Leona y sancionó restricciones en la recepción del petróleo producido. En este marco, la Compañía realizó la perforación de 21 pozos y efectuó 60 reparaciones durante 2005, principalmente en los campos de Oritupano-Leona y La Concepción. La producción acumulada del yacimiento Oritupano-Leona durante el primer trimestre del año superó el nivel de producción de 155 millones de barriles contados desde el inicio del convenio operativo. A partir de este hito, y en conformidad con el convenio operativo vigente, toda producción incremental se comenzó a retribuir con un incentivo adicional. - Ecuador En enero de 2005, la Compañía celebró un acuerdo previo de venta y asociación con Teikoku Oil Co. Ltd, a través del cual una vez obtenida la aprobación y autorización previa del Ministerio de Energía y Minas de Ecuador cederá el 40 por ciento de los Bloques 18 y 31, así como el 40 por ciento de sus derechos y obligaciones en el contrato de transporte con Oleoducto de Crudos Pesados (OCP). La producción del Bloque 18 registró un incremento importante como resultado de las perforaciones y obras que realizó la Compañía. Se perforaron 11 pozos de desarrollo y se repararon 3 pozos con muy buenos resultados; se construyó el oleoducto de exportación de 12 pulgadas con una longitud de 15,6 Km; se concluyó la ampliación de la central temporal de proceso y se comenzó la construcción de la central definitiva de proceso para incrementar la capacidad a 40 mil barriles de petróleo por día. En el Bloque 31 se continuaron las obras de desarrollo. La Compañía construyó un muelle en la orilla sur del río Napo y el camino de acceso de 12,7 km. Debido a los condicionamientos que impuso el Ministerio del Ambiente de Ecuador (MAE) para realizar obras dentro del Parque Nacional Yasuní, los trabajos fueron temporalmente interrumpidos. Petrobras Energía Ecuador, MAE y el Ministerio de Energía y Minas del Ecuador, están trabajando en vías de acordar un nuevo esquema de desarrollo de las actividades del Bloque 31. En función a la propuesta realizada por la Sociedad, el nuevo proyecto de desarrollo de los campos Apaika y Nenke minimizará el impacto en el Parque Nacional Yasuní. En el desarrollo del bloque la Compañía utilizará las más avanzadas tecnologías de producción de petróleo y de protección del medio ambiente, constituyéndose seguramente en un ejemplo de convivencia entre la actividad de producción de petróleo y la naturaleza. - Perú

La actividad de la Compañía en el Lote X se focalizó en extender el desarrollo primario y los proyectos de recuperación secundaria por inyección de agua. Estas metas superaron los niveles de años anteriores y excedieron las expectativas. En el Lote X, la Compañía realizó 50 perforaciones, 125 reparaciones, 49 reactivaciones y convirtió 23 pozos a inyectores. Exploración - Argentina Petrobras Energía considera a la exploración como el vehículo prioritario para la reposición de reservas. En sintonía con esta visión, durante 2005 la Compañía realizó actividades de sísmica y de perforación y desarrolló un proceso de búsqueda constante para acceder a nuevas oportunidades que le permitan conformar una cartera de proyectos de exploración acorde con sus objetivos. En Argentina, se registraron 456 km2 de sísmica 3D en el área de Santa Cruz I de la Cuenca Austral y 513 km2 en la Cuenca Neuquina, en las áreas de Veta Escondida y Rincón de Aranda. En total, llegó a 1.206 km2 la

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superficie relevada con sísmica 3D (una tecnología que permite aumentar los porcentajes de éxito de las perforaciones y que mejora la definición de los prospectos exploratorios). En la Cuenca Austral, se perforaron y probaron 8 pozos exploratorios, de los cuales 4 —ubicados en Estancia Agua Fresca y Puesto Oliverio— fueron exitosos. Actualmente se están perforando 2 pozos ubicados en la Cuenca Neuquina, en las áreas de Puesto Zúñiga y Cuesta del Toro, y un pozo en la Cuenca Austral, en el área de El Campamento. En enero de 2006, la Compañía firmó un acta acuerdo con Energía Argentina S.A. (Enarsa), para, en conjunto con otras empresas, constituir un consorcio dedicado a la exploración, desarrollo, explotación y comercialización de hidrocarburos en dos áreas offshore de la plataforma continental argentina. Estas áreas se ubican a aproximadamente 250 km al este de la ciudad de Mar del Plata (provincia de Buenos Aires), en profundidades que oscilan entre los 150-200 metros y los 3.000 metros. Petrobras Energía aplicará la tecnología y el know-how de Petrobras, líder mundial en la especialidad de exploración offshore y pionera en los emprendimientos en aguas profundas y ultra profundas. - Perú La Compañía suscribió contratos de licencia para la exploración y explotación de hidrocarburos en los Lotes 58 y 110 de la Cuenca Ucayali (vecinos a Camisea) y en el Lote 112 de la Cuenca Marañón. Recientemente, Perupetro clasificó a Petrobras Energía del Perú S.A. como ganador del proceso de selección para la cesión del Lote 117 en la Cuenca Marañón. En noviembre la Compañía firmó con Occidental un acuerdo para la cesión a Petrobras Energía de Perú S.A. del 30 por ciento de los derechos en el Contrato de Licencia para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos en el Lote 103. Se ha solicitado la aprobación de la cesión a las autoridades gubernamentales y se está negociando el acuerdo de operación conjunta con Occidental y el socio restante, Repsol. - Colombia La Compañía adquirió una participación del 10 por ciento en el bloque de exploración Tierra Negra a Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, que es el operador del área con una participación del 60 por ciento. Este proyecto exploratorio representa el inicio de las operaciones en Colombia y contribuye a la diversificación del portafolio de activos y a los objetivos de crecimiento en la región, posee un alto potencial de reservas y se ubica en un área contigua a los principales yacimientos y oleoductos locales. La entrada en Colombia de Petrobras Energía a través de una asociación con Petrobras, que ya tiene operaciones importantes en ese país, abre una nueva perspectiva para el desarrollo de negocios de exploración y producción de la Compañía.

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Reservas de Hidrocarburos Líquidos y Gas Natural Al 31 de diciembre de 2005, las reservas probadas de hidrocarburos líquidos y gas natural de la Compañía —auditadas por Gaffney, Cline & Associates— totalizaban aproximadamente 760 millones de barriles de petróleo equivalente (538 millones de barriles de petróleo y 1.331 miles de millones de pies cúbicos de gas). Esto constituye un aumento del 4 por ciento respecto de las reservas al 31 de diciembre de 2004, del 2,5 por ciento para los hidrocarburos líquidos y del 23,6 por ciento para el gas natural. Durante el ejercicio 2005 se verificó una adición neta de reservas de aproximadamente 28 millones de barriles de petróleo equivalente, de acuerdo al siguiente detalle:

• Por la fusión de Petrolera Santa Fe S.A y Petrobras Argentina S.A. se agregaron 95 millones de barriles de petróleo equivalente.

• Por la extensión de acumulaciones conocidas, que permitió la ampliación del área probada, se

incorporaron 19 millones de barriles de petróleo equivalente, que provienen en su mayoría de perforaciones realizadas en Argentina y en Venezuela.

• Por revisiones técnicas resultó una reducción de 14 millones de barriles de petróleo equivalente. Los

factores que más incidieron en tales revisiones fueron los ajustes en los proyectos de gas, que disminuyeron las reservas en la Cuenca Austral de Argentina. En contrapartida se registraron adiciones por los buenos resultados que obtuvieron los proyectos de perforación de Perú.

• Por ajuste en los proyectos de recuperación secundaria en la Cuenca Neuquina argentina, se registró una

disminución de 9 millones de barriles de petróleo equivalente.

• La producción acumuló un total de 63 millones de barriles de petróleo equivalente. Del total de reservas probadas, el 71 por ciento corresponde a hidrocarburos líquidos y el 29 por ciento a gas natural; mientras que un 60 por ciento se localiza fuera de Argentina. Este último valor se redujo respecto de 2004 debido a la adquisición de las reservas de Petrolera Santa Fe S.R.L. y Petrobras Argentina S.A. A diciembre de 2005, el total de reservas probadas de petróleo y gas de Petrobras Energía representa, a los niveles de producción de petróleo y gas de ese mismo año, un horizonte de 12,1 años. Al 31 de diciembre de 2005, las reservas probadas de petróleo y gas estimadas correspondientes a los negocios en Venezuela totalizan aproximadamente 269 millones de barriles de petróleo equivalente, representando el 35,4% de las reservas totales de la Sociedad. Las reservas probadas estimadas al 31 de diciembre de 2005 correspondientes a los negocios en Venezuela están calculadas sobre la base de la estructura contractual vigente a dicha fecha. La Sociedad se encuentra en un proceso de migración de sus operaciones en Venezuela que implica la conversión de los actuales convenios operativos vigentes en empresas mixtas, donde el Estado Venezolano, a través de Petróleos de Venezuela S.A.(PDVSA), tendrá una participación mayoritaria. A la fecha de los estados contables no existen precisiones sobre los términos definitivos de la conversión de los contratos operativos, no obstante ello, basada en el marco de los acuerdos transitorios y en el estado actual de las negociaciones con PDVSA, la Sociedad estima que el proceso en curso conllevará a una reducción del volumen de sus reservas. Por otro lado, las reservas probadas estimadas al 31 de diciembre de 2005 correspondientes a los negocios de la Sociedad en Bolivia han sido certificados en los contratos y el marco regulatorio vigente al 31 de diciembre de 2005. Sin embargo, es posible que, según lo manifestado por nuevo gobierno que asumió en enero 2006, las operaciones en Bolivia puedan sufrir cambios en el marco regulatorio, y que estos cambios, puedan afectar negativamente las reservas de la Sociedad.

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Transporte de Hidrocarburos

Oleoductos del Valle S.A. - Oldelval Durante 2005, el volumen de crudo transportado por Oldelval en el tramo Allen - Puerto Rosales acumuló un total de 65,4 millones de barriles anuales, registrando una leve caída del 1,6 por ciento, en comparación al ejercicio anterior. En 2005 se verificó una disminución del caudal de crudo inyectado por los productores de la cuenca neuquina en correspondencia con la declinación natural que evidencia el perfil de producción de los yacimientos de la cuenca, cuya magnitud resultó mitigada por menores exportaciones a Chile, las cuales se concretan a través del Oleoducto Trasandino. Con el objetivo de asegurar la confiabilidad del sistema, Oldelval ejecutó diversas obras de mantenimiento. Entre sus inversiones más importantes se cuentan las relacionadas con los programas de tanques, turbinas y cambios de tramo.

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Refinación y Distribución A través del segmento de negocio de Refinación y Distribución, Petrobras Energía avanza en la integración vertical de sus operaciones como instrumento para lograr el aprovechamiento integral de sus reservas de hidrocarburos. En la cadena de valor del negocio, las operaciones de refinación y distribución de la Compañía —que se desarrollan tanto en Argentina como en Bolivia— constituyen el eslabón necesario para completar el circuito que comienza con la exploración de crudo y finaliza con el último gesto de atención al cliente en su red de estaciones de servicio. IV. Estrategia de negocios

La estrategia de la Compañía en el segmento de Refinación y Distribución es crecer con una cadena crudo-refinación-logística-comercial balanceada y con productos y servicios diferenciados por su calidad. V. Principales logros del año

• Comenzó el Plan Director de Refino, que apunta a ampliar la cantidad y calidad en la producción de

derivados del petróleo. • Petrobras Energía se consolidó entre las tres primeras empresas del país que comercializan combustibles

líquidos. • Con Podium, creció un 2 por ciento la participación de la Compañía en el mercado de naftas premium. • Las estaciones de servicio reidentificadas con la marca Petrobras alcanzaron el 60 por ciento. • La Compañía mantuvo el liderazgo en los mercados desregulados de asfaltos y de Bunker e incrementó

el volumen de ventas de su línea de lubricantes Lubrax en un 12,5 por ciento. VI. División Refinación

El área de Refinación de Petrobras Energía encontró en 2005 un año muy prolífico. En una misma empresa se conjugaron las capacidades productivas de las refinerías Ricardo Eliçabe (ubicada en Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires) y San Lorenzo (situada en San Lorenzo, provincia de Santa Fe): entre ambas, suman una capacidad de refinación de 68.200 barriles por día.

Refinería Bahía Blanca En la Refinería Bahía Blanca se llevó a cabo una exitosa parada programada y posterior puesta en marcha. Esta parada tuvo una duración de 35 días y permitió ejecutar diferentes tareas de reparación y mantenimiento que dejaron a la refinería en óptimas condiciones para continuar con su producción de derivado de petróleo las 24 horas del día, los 365 días del año. La parada también fue aprovechada para instalar un nuevo sistema de generación de vapor que permitió mejorar el índice de consumo energético. La Refinería Bahía Blanca inició en 2005 el refinamiento de crudo Cañadón Seco, el cual arriba por barco desde los yacimientos ubicados en el norte de la provincia de Santa Cruz. De esta manera la refinería relativiza su dependencia del crudo Medanito, el cual si bien ofrece características de mejor calidad y rendimiento, ha comenzado a mostrar signos de menor disponibilidad dada la tendencia declinante de la Cuenca Neuquina, de la cual proviene. La Refinería Bahía Blanca procesó en 2005 un total de 212.000 barriles de este crudo.

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Refinería San Lorenzo En 2005, la Refinería San Lorenzo inició las obras que le permitirán incrementar su capacidad de procesamiento de crudo en 2.000 metros cúbicos diarios (12.580 barriles por día), lo cual permitirá elevar su capacidad instalada actual de 37.700 barriles de petróleo por día a poco más de 50.000 barriles diarios. Estas tareas quedarán finalizadas en la primera mitad de 2006. También durante 2005, y gracias a una mayor eficiencia operativa, Refinería San Lorenzo incrementó su procesamiento de crudo en un 10 por ciento y obtuvo un 12 por ciento más de producción de gas oil en relación con 2004. Respondiendo a la creciente demanda del mercado, la Compañía ha adicionado en la Refinería San Lorenzo dos nuevos tanques para formular una mayor cantidad de nafta Podium, la primera nafta de 100 octanos que se produce y comercializa en el mercado argentino. Plan Director de Refino (PDR) Otro hito de 2005 para el área de Refinación fue el inicio formal del Plan Director de Refino (PDR), proyecto integrado por un importante grupo de obras que apuntan a ampliar y modernizar la capacidad instalada para producir derivados del petróleo en mayor cantidad y calidad. Durante el año concluyeron los estudios para la selección de tecnología destinada a las unidades de hidroprocesos en la Refinería Bahía Blanca y en la Refinería San Lorenzo. Asimismo se cumplieron en un 75 por ciento las tareas que contempla la segunda etapa del proyecto. En 2009, cuando se estima finalice la etapa de construcción del PDR, la producción propia de gas oil de la Compañía se incrementará en casi un 40 por ciento y sus combustibles cumplirán con las especificaciones más estrictas de contenidos de azufre en gas oil y de azufre, benceno y aromáticos en naftas.

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División Distribución

Combustibles líquidos El mercado argentino de combustibles líquidos (naftas y gas oil) creció por segundo año consecutivo: el volumen de producto comercializado durante 2005 se incrementó un 7,9 por ciento respecto a 2004 y se ubicó levemente por encima del volumen registrado en 1998. La demanda local de gas oil creció cerca de un 7,5 por ciento. Superó los 12 millones de metros cúbicos, a tono con los indicadores macroeconómicos de Argentina y con la recuperación económica que se inició en 2003 luego de cuatro años de retracción. La demanda de naftas, por su parte, alcanzó los 3,7 millones de metros cúbicos vendidos en el país, que representa un crecimiento del 8,9 por ciento respecto al año anterior. En especial, se destacó la evolución positiva de las naftas con un octanaje mayor a 95, mientras que mantuvieron su caída —sostenida en los últimos 4 años— las naftas con un octanaje menor a 85. De esta forma, se revirtió por segundo año la tendencia declinante de las naftas iniciada con el crecimiento del gas natural comprimido (GNC) como combustible sustituto. Diversos factores incidieron en esta recuperación de los combustibles líquidos. En primer lugar, los aumentos de precios en el surtidor que tuvo el GNC durante 2005, que alcanzaron el 17 por ciento. En segundo término, la incertidumbre en la disponibilidad del gas que tuvieron las estaciones de servicio. Otro factor que resultó gravitante en la recuperación es la estabilidad de los precios en el surtidor. Al respecto el gobierno conservó las retenciones a las exportaciones de petróleo con el fin de maximizar el volumen refinado en el país e impedir el traslado del aumento de los precios del petróleo a los precios en el surtidor.

En 2005, Petrobras Energía vendió combustibles livianos en el mercado interno por un volumen total de 2,24 millones de metros cúbicos. Esta cifra constituye un récord histórico que le permite a la Compañía consolidar su lugar dentro de los tres principales comercializadores de combustible. En el segmento de naftas, el volumen vendido creció un 6,8 por ciento. La participación de mercado de Petrobras Energía se mantuvo estable respecto de 2004 si se consideran Eg3 y Petrobras Energía en su conjunto, y alcanzó el 14,5 por ciento. En cuanto al mercado de gas oil, los volúmenes de venta de la Compañía crecieron un 4,4 por ciento, mientras que su market share fue del 14,2 por ciento (participación levemente inferior a la que poseían las sociedades en forma separada en 2004).

Podium: con un desempeño superior Podium —la nafta premium de Petrobras Energía y la primera en ofrecer 100 octanos en el mercado local— tuvo durante 2005 un desempeño superior al de su categoría. Mientras el crecimiento interanual de las naftas premium en la Argentina fue del 34,1 por ciento, las ventas de Podium crecieron un 66,5 por ciento. Creada en forma conjunta entre técnicos propios y de Petrobras Brasil, Podium se produce íntegramente en la refinería San Lorenzo, en Santa Fe, y se distribuye total y exclusivamente en el país. Cuenta con un paquete de aditivos multifuncionales que mantienen la limpieza de todos los componentes del motor. Y responde a los más altos estándares de calidad y protección del medio ambiente; como avales de calidad, posee la certificación del Centro de Investigación Petrobras en Brasil (CENPES) y la del South West Research Institute (SWRI) de Houston, Estados Unidos. Desde su lanzamiento a mediados de 2004, Podium fue bien recibida en el mercado local. Prueba de ello es el crecimiento en casi 2 puntos en el market share (del 7,8 al 9,7 por ciento) que tuvo Petrobras Energía en el segmento de carburantes de alta calidad, potencia y precio.

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Estaciones de servicio En 2005, Petrobras Energía continuó con su estrategia comercial de desarrollo e implantación de la imagen Petrobras en las estaciones de servicio bajo bandera de Eg3 y de SL-San Lorenzo. A lo largo del año, la Compañía reidentificó 120 bocas y alcanzó así las 450 estaciones de servicio —sobre un total de 746— con los colores Petrobras. Asimismo, implantó la imagen Petrobras en 20 Agros, puntos de venta orientados a las necesidades del sector agropecuario. Este logro favorece la buena percepción y valorización que tienen los consumidores de la marca Petrobras en el mercado. Otra acción comercial fue el encuadramiento de la Red de Estaciones de Servicio. El objetivo: eliminar los puntos de venta poco rentables y detectar oportunidades de adquisición y abanderamiento de aquellos puntos de venta bien localizados, con buen volumen y potencial de ventas. Otro hito de 2005 alineado con la estrategia comercial lo constituye el desarrollo de las tiendas Spacio 1. En esta primera etapa, la Compañía adecuó los locales de la Red de Estaciones de Servicio propias. En la actualidad, cuenta con 18 tiendas, 8 más que en 2004.

Asfaltos El mercado argentino de asfaltos —que comercializa en un 84 por ciento cementos asfálticos y en un 16 por ciento una variedad de especialidades asfálticas (asfaltos diluidos, emulsiones asfálticas y asfaltos modificados con polímeros)— en 2005 creció un 23,2 por ciento totalizando un volumen de ventas de 400 mil toneladas. Petrobras Energía consolidó su primer lugar en este mercado en recuperación —uno de los negocios más rentables del downstream— con una participación de mercado del 40 por ciento. Este logro fue el resultado de la unificación de las actividades comerciales de las empresas del Grupo Petrobras en Argentina, que permitió incrementar en un 2 por ciento el market share que aisladamente tenían. Por otra parte, Petrobras Energía vendió asfaltos modificados con polímeros por tercer año consecutivo: en total, alcanzó un volumen de 2,0 mil toneladas. Una cantidad relevante si se tiene en cuenta que el mercado total para el país es de aproximadamente 8,2 mil toneladas. Adicionalmente, la Compañía continuó su dominio del mercado de asfalto en los países limítrofes (Bolivia y Paraguay) y avanzó con despachos a otros mercados como Uruguay y Chile. Durante 2005, las exportaciones totalizaron 26,3 mil toneladas. Petrobras Energía es una de pocas petroleras del país que cuenta con instalaciones propias para la producción de especialidades asfálticas. Este diferencial le ha permitido convertirse en proveedor de productos asfálticos para muchas de las obras viales más importantes del país.

Lubricantes Lubrax —la línea de lubricantes de Petrobras Energía— alcanzó un récord histórico en 2005: vendió 25.349 metros cúbicos de lubricantes en el mercado argentino. Esta cifra representa un incremento del volumen respecto a 2004 del 12,5 por ciento, mientras que el crecimiento interanual del mercado fue del 2,8 por ciento. Lubrax también aumento su participación de mercado en cerca de un punto respecto de 2004 y cerró en un 8,8 por ciento promedio. Para atender las necesidades de los distintos segmentos, la Compañía lanzó al mercado nuevos productos que cumplen especificaciones más rigurosas, como Lubrax Extra Turbo+. También presentó, en envases de 4 litros, productos de alta gama como Lubrax Sintético y Lubrax Tecno.

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Búnker El negocio de Bunker (producción y provisión de combustible y lubricantes marinos) fue otro de los segmentos en los cuales Petrobras Energía reforzó su liderazgo durante 2005. Las ventas anuales de la Compañía se incrementaron un 67,3 por ciento, mientras que el mercado creció un 46,8 por ciento. Así, el market share de Petrobras Energía en bunkering alcanzó el 50,6 por ciento, cifra que la ubica en el primer lugar del mercado.

VII. Petrobras Bolivia Refinación S.A. - PBR

Durante el año 2005, PBR alcanzó un notable desempeño económico, logrando resultados históricos, favorecido en gran parte por la coyuntura internacional de precios y los descuentos logrados en las exportaciones de crudo y gasolinas. El procesamiento de crudo, alcanzó niveles récord en la compañía, logrando llegar a un volumen promedio de 39.8 mil barriles diarios. Se lograron récords en la producción de diesel oil, obteniendo un nivel promedio de 55.5 mil m3 mensuales, y en la producción de lubricantes que alcanzó un promedio mensual de 1.16 mil m3. En cuanto a las ventas, los productos que alcanzaron importantes niveles fueron: por un lado el diesel oil, que tuvo un similar desempeño al de la gestión anterior con 54,5 mil m3 de ventas promedio mensual, y por otro lado el crudo reconstituido, con niveles promedio de ventas de 269 mil bbl por mes, lo que constituyó un récord en la comercialización de este producto. En el mercado interno y través de la subsidiaria PBD, se logró incrementar el market share hasta un nivel cercano al 30%, resaltando principalmente los niveles comercializados de diesel oil importado que alcanzaron cifras récord del orden de los 11,8 mil m3 promedio mensuales. De esta forma, se logró un posicionamiento importante traducido en un servicio de calidad y cobertura a través de sus 104 estaciones de servicio; 12 de las cuales se añadieron durante la gestión 2005. VIII. Refinería del Norte S.A. - Refinor

Durante el año 2005 Refinor alcanzó una excelente performance de negocios. En 2005, los volúmenes de combustibles vendidos al mercado interno resultaron un 3,9 por ciento superiores a los del 2004, principalmente debido a las mayores ventas de gasoil, con las que se logró satisfacer una demanda creciente. En el año 2005 la participación de mercado de la compañía por ventas de motonaftas y gas oil en su área de influencia del Noroeste Argentino, fue del 20,7 por ciento y 19,8 por ciento, respectivamente. En virtud del tamaño de la red de centros de servicios, Refinor continúa siendo la segunda petrolera con mayor cantidad de bocas en la Región. Con respecto al mercado externo, las ventas de combustibles fueron 7,5 por ciento superiores a las del 2004, primariamente debido a mayores ventas de nafta virgen a Brasil. Los volúmenes vendidos de LPG registraron un moderado descenso del 1.4 por ciento. Durante el año 2005 Refinor mantuvo una alta utilización de su capacidad instalada, en el orden del 97.86 %, con 19,1 millones de m3/día de gas procesado. Dos obras hicieron posible este logro, superando inclusive las restricciones presentadas por la crisis energética de la Argentina: el gasoducto Pocitos – Campo Durán y la interconexión del gasoducto Madrejones, a través de los cuales Refinor quedó conectada a la red de gas del país vecino. El procesamiento de crudo creció levemente un 3 por ciento a 17,9 mil bbl/d.

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Petroquímica El segmento de Petroquímica es un componente clave para Petrobras Energía en la estrategia de integración vertical de sus operaciones. La Compañía produce —tanto para los mercados locales como para los de exportación— una gama diversa de productos; entre ellos, estireno, poliestireno, caucho, fertilizantes y polipropileno. Esta producción se desarrolla tanto en Argentina como en Brasil. Petrobras Energía dispone de la mayor capacidad instalada en estireno y poliestireno en la región, lo que le permite una mayor flexibilidad en la atención de sus clientes. Petrobras Energía es el único productor de fertilizantes líquidos de la región. IX. Estrategia de negocios

La estrategia de la Compañía en el segmento de Petroquímica es

• Capitalizar las condiciones actuales en el mercado de estirénicos aumentando la oferta; • Maximizar el uso de materias primas propias; • Consolidar el segmento de fertilizantes que utiliza gas natural y que en consecuencia agrega valor a

este negocio. X. Principales logros del año

• El volumen total vendido de estirénicos de la División Argentina creció a 231 mil toneladas, 18 por

ciento superior al volumen del año anterior. • Innova alcanzó récords de ventas de 118 mil toneladas de estireno, 16 por ciento superior a las de 2004

• La planta de Puerto General San Martín alcanzó una producción récord de 161 mil toneladas de

etilbenceno • La contribución marginal obtenida por el caucho sintético creció un 36 por ciento.

• El volumen de ventas de fertilizantes líquidos aumentó un 12 por ciento. • Abastecimiento de azufre líquido de propia producción, a partir de la Planta de Tiosulfato de amonio.

División Estirénicos Argentina

Estireno Petrobras Energía se consolidó como líder regional en el negocio de estireno. A través de su División Estirénicos Argentina, la Sociedad acompañó la recuperación del mercado argentino e incrementó su participación en otros países de América Latina: las exportaciones aumentaron un 29 por ciento, totalizando 16.600 tn. El volumen de ventas de estireno monómero se incrementó aproximadamente un 9%, a 46 mil toneladas, con un aumento de 30% en el volumen exportado. En el ejercicio 2005 debido a interrupciones en la producción de la planta de poliestireno, se verificó un volumen excedente de estireno, el cual se destinó principalmente a mercados de exportación.

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El volumen de ventas de etilbenceno totalizó 43 mil toneladas en el ejercicio 2005 y 9,5 mil toneladas en el ejercicio comparativo. En este logro gravitó preponderantemente la puesta en marcha en octubre de 2004 de la planta de etileno San Lorenzo. La mayor disponibilidad de materia prima permitió expandir la capacidad de producción de la planta de etilbenceno que la Compañía posee en Puerto General San Martín de 116 mil toneladas a 180 mil toneladas anuales. El agregado de esta producción adicional le permite a la Compañía utilizar en su totalidad la capacidad instalada de sus plantas de estireno de Puerto General San Martín e Innova. Así, la Compañía crece en la cadena de valor del negocio y amplia su menú de productos, aumentando su participación en el mercado de materias primas plásticas. A los efectos de mantener su liderazgo en la región, Petrobras Energía aprobó en 2005 el proyecto para ampliar la capacidad de producción de estireno en el complejo Puerto General San Martín. Este proyecto permitirá concretar, en 2006, un aumento en la capacidad de producción en esta planta de 110 a 160 mil toneladas al año. Así, la Compañía podrá ampliar la oferta de producto y atender el déficit del mercado regional, captado actualmente por producto importado.

Poliestireno Los volúmenes de ventas de poliestireno registraron en el 2005 un crecimiento aproximado del 4 por ciento, a 52 mil toneladas, con un aumento de 5 por ciento en el mercado local. En los mercados del exterior, si bien el crecimiento se redujo al 1 por ciento, se verificó un cambio en el mix de exportación, con una mayor participación de los despachos regionales, relegando a los destinos europeos, lo cual impactó favorablemente en el margen de contribución. Problemas gremiales que se suscitaron durante el año limitaron la disponibilidad operativa de la planta, provocando una disminución de la producción de poliestireno del orden del 7 por ciento respecto de 2004. Frente a esta eventualidad, y como evidencia de la integración de las operaciones, se importó producto desde Innova, lo cual permitió asegurar el normal abastecimiento de producto. Con el fin de extender la frontera de utilización de poliestireno en reemplazo de otros materiales competidores se trabajó en conjunto con clientes en el desarrollo de nuevas aplicaciones del producto. Se reforzó además el laboratorio de desarrollo, en el perfeccionamiento de técnicas tendientes a incrementar el conocimiento de nuestros polímeros y de aplicaciones de clientes, para así poder mejorar tanto las propiedades de nuestros materiales como su competitividad en el mercado, a través de la optimización de la ecuación costo/prestación de los mismos.

Poliestireno bi-orientado (BOPS) Debido a un escenario de precios favorable, con elevados precios, y a un mayor volumen operado, el negocio de BOPS registró en 2005 su mejor año en contribución marginal. La planta de BOPS operó a máxima capacidad y superó levemente el excelente nivel de producción que registró el año previo. El volumen total comercializado ascendió a 13 mil toneladas, 92 por ciento del cual se exportó con destino a los mercados de EE.UU., Europa y Sudamérica.

Caucho Durante 2005, los volúmenes de ventas de caucho disminuyeron aproximadamente un 13 por ciento respecto a 2004, totalizando 53 mil toneladas. Incidieron negativamente la política de recuperación de los niveles de inventario de la Compañía y la baja en las exportaciones a raíz de la mayor oferta de producto a nivel internacional, niveles altos de stock en los clientes hacia fines del año y una menor demanda del mercado brasileño.

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En el mercado local, la Compañía continuó manteniendo el liderazgo de elastómeros: incrementó las ventas en un 3 por ciento. La contribución marginal obtenida por el caucho superó en un 36 por ciento a la del año anterior, gracias a una mejora en el mix de ventas: se priorizaron regiones que brindaron una mayor rentabilidad a pesar del menor volumen operado. Con el fin de aprovechar las oportunidades comerciales que otorga un mercado regional en franca expansión, en especial por el crecimiento del sector de neumáticos, y con mejores márgenes en el ámbito internacional por una oferta restringida, la Compañía concretó inversiones que permitirán ampliar la capacidad de producción en 4 mil toneladas al año, a 59 mil toneladas anuales. Innova S.A. - Innova En 2005, los mercados de estireno y de poliestireno en Brasil evidenciaron comportamientos disímiles: el primero aumentó un 4 por ciento, mientras que el segundo declinó un 5 por ciento. En este contexto, Innova se mantuvo como el principal productor y comercializador de estireno y poliestireno de ese país, logrando una participación de mercado combinada de aproximadamente el 38 por ciento. En el negocio de estireno, Innova consiguió un récord en las ventas de 118 mil toneladas en el año. La Compañía también logró acrecentar sus negocios en el frente externo. La exportación de sus productos creció un 44 por ciento respecto de 2004, con un volumen dirigido en su mayor parte a África y Estados Unidos. Innova continuó su estrategia comercial orientada a desarrollar nuevos productos y soluciones de manera integrada con los clientes, a quienes provee de un importante valor agregado en concepto de asistencia técnica. Asimismo, obtuvo de sus clientes más importantes —y exigentes en cuanto a la calificación de sus proveedores— la aprobación para la compra de nuevos compuestos de poliestireno. Uno de estos clientes, Sherwin Williams, premió a Innova por su calidad como proveedor. Proyectando el crecimiento sostenido de sus operaciones y teniendo como objetivo consolidar su condición de líder regional en un mercado cada vez más competitivo, Innova comenzará en 2006 las inversiones para la construcción de una nueva planta de Etilbenceno, cuya capacidad de producción inicialmente será de 235.000 tn/año. Fertilizantes En el 2005 el mercado de fertilizantes en Argentina registró una pausa en su crecimiento. Tras haber acumulado una suba cercana al 17 por ciento en 2004, el mercado de fertilizantes para cultivos agrícolas concluyó el año con una caída cercana al 2 por ciento, la cual se elevó al 11 por ciento en el caso particular de los fertilizantes nitrogenados. La reducción en las hectáreas sembradas de maíz y trigo, dos cultivos que representan alrededor del 70 por ciento de la demanda, la sequía en varias zonas en el momento de la aplicación de estos insumos, los mayores costos de algunos fertilizantes y los menores precios para los granos revirtieron las expectativas de crecimiento. El volumen total comercializado declinó aproximadamente un 6 por ciento, debido a la disminución de los volúmenes de reventa. La participación creciente de los fertilizantes líquidos en el mix de productos, con un crecimiento aproximado del 12 por ciento en 2005, permitió compensar a nivel de margen bruto esta declinación. Las importantes inversiones realizadas destinadas a fortalecer la logística de almacenaje y distribución hicieron posible este logro.

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El incremento de ventas estuvo acompañado por una mayor producción de líquidos del orden del 35%, a 334 mil toneladas anuales, siendo el reflejo del crecimiento del 19% en la producción de UAN ( fertilizante líquido nitrogenado de mayor difusión mundial), a 261 mil toneladas, y del inicio de la producción de la nueva planta de tiosulfato de amonio en noviembre de 2004, la cual aportó una producción agregada de 44 mil toneladas de fertilizantes azufrados. En línea con la estrategia de desarrollo de fertilizantes líquidos, la Compañía avanzó de manera significativa en el proyecto de tiosulfato de potasio, que incluye la puesta en marcha en el complejo de Campana de una planta elaboradora para mediados de 2006. La producción de tiosulfato de potasio ofrece varias ventajas competitivas: requiere una baja inversión y tiene una alta sinergia con la elaboración de tiosulfato de amonio, mejora el portfolio tecnológico de fertilizantes líquidos destinado a cultivos intensivos regionales, y adicionalmente abre la posibilidad de ingresar en la elaboración de productos industriales para tratamiento de agua. Las oportunidades de crecimiento han permitido proyectar importantes inversiones entre ellas la construcción de una cabecera fluvial y el desarrollo asociado para la producción de fosfato supersimple, un fertilizante dirigido a la soja. Petroquímica Cuyo S.A. Petroquímica Cuyo S.A. alcanzó, en su planta de Luján de Cuyo (Mendoza), una producción de polipropileno de 85,6 mil toneladas. Este volumen se vio afectado por una menor disponibilidad de gas, a raíz de tareas de mantenimiento de la refinería que la abastece. Durante este paro, Petroquímica Cuyo realizó inversiones importantes en el mejoramiento de la etapa de destilación que le permitirán aumentar su capacidad de producción. Los volúmenes comercializados se mantuvieron en el mismo nivel del año anterior. En el negocio de las poliolefinas, sustancias con las que se fabrican desde productos descartables hasta electrodomésticos, la compañía incrementó los volúmenes de Poliolefinas Especiales “CUYOTEC”, tanto para el mercado local, como los mercados de exportaciones.

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Gas y Energía El segmento de Gas y Energía sirve de vínculo entre los negocios energéticos de la Sociedad. La Sociedad provee servicios de brokerage de petróleo, gas y GLP a compañías productoras que prefieren tercerizar su venta. Este negocio permite posicionar a la Sociedad como un importante proveedor de servicios comerciales, al brindar asistencia a sus clientes no sólo en la venta en sí sino también en lo referente a logística, comercio exterior y conocimiento del mercado. Adicionalmente, a través Transportadora de Gas del Sur S.A. (TGS), la Sociedad es licenciataria del transporte de gas en el sur de la Argentina y asimismo procesa y comercializa líquidos de gas natural. En el negocio de electricidad, Petrobras Energía participa en todos los segmentos de la industria: generación, transporte y distribución. Ello la ha posicionado como un importante actor dentro del mercado eléctrico argentino. La generación de electricidad provee oportunidades para acelerar la monetización de las reservas de gas. El transporte y la distribución de energía eléctrica, por su parte, otorgan nuevas oportunidades de crecimiento y agregan valor a través de la comercialización de energía y servicios energéticos al usuario final, como también mediante el desarrollo de tecnología de punta.

Estrategia de negocios

• Hacer foco en la generación eléctrica para acelerar la monetización de las reservas de gas. • Recomponer la rentabilidad de los negocios regulados

• Desarrollar nuevas oportunidades de comercialización desarrollando sinergias con otros segmentos de

negocios.

Principales logros del año

• TGS concretó un proyecto de ampliación de su sistema de transporte de gas, trabajando conjuntamente con el Gobierno Argentino. TGS gerenció el proyecto, y tiene actualmente la operación y mantenimiento de las nuevas instalaciones.

• Las unidades de generación (Central Termoeléctrica Genelba e Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú)

mantuvieron una performance que las distingue en el mercado eléctrico argentino por su elevada confiabilidad y eficiencia.

• CIESA, sociedad controlante de TGS, suscribió un acuerdo de reestructuración de su deuda financiera

con la totalidad de los acreedores financieros, el cual se encuentra sujeto a la aprobación del Ente Nacional Regulador del Gas y de la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia.

• Transener reestructuró su deuda y acordó con la Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de

Servicios Públicos (UNIREN) un ajuste de tarifas como parte del proceso de renegociación del contrato de concesión.

• Edesur suscribió con la UNIREN una carta de entendimiento como parte del proceso de renegociación

del contrato de concesión.

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Gas

Comercialización Petrobras Energía continuó brindando servicios de brokerage y trading de petróleo, gas y gas licuado de petróleo (GLP) a otras compañías productoras con la intención de expandir sus oportunidades comerciales de explotación. Durante 2005, los volúmenes comercializados de gas propio e importación en Argentina totalizaron 260,9 millones de pies cúbicos diarios. Los volúmenes comercializados de líquidos fueron de 267,1 miles de toneladas. Bajo la modalidad de brokerage de gas y GLP el negocio comercializó 18 millones de pies cúbicos diarios. Transportadora de Gas del Sur S.A. – TGS TGS continuó emergiendo en forma sostenida de la crisis iniciada en 2001. Luego de haber superado en 2004 la situación de default declarada como consecuencia de los desequilibrios provocados por la Ley de Emergencia Pública, en 2005, la compañía comenzó a reducir su endeudamiento. En el plano operativo, la compañía continuó brindando el servicio de transporte sin interrupciones a pesar del incremento en la demanda de gas. Esto fue posible gracias al constante esmero de TGS en preservar los estándares de seguridad, confiabilidad y calidad de mantenimiento del sistema. En el negocio regulado, el promedio diario de entregas de la compañía se incrementó aproximadamente un 5 por ciento este año, a 64,6 millones de metros cúbicos. En términos de ingresos por ventas, el transporte de gas mantuvo su proporción frente al segmento no regulado del año anterior y alcanzó el 44 por ciento de los ingresos totales de 2004 y 2005, contra el 47 por ciento en el ejercicio 2003. La capacidad contratada de transporte en firme aumentó aproximadamente 4,7 millones de metros cúbicos día, a 68,3 millones de metros cúbicos día, como consecuencia de la expansión del sistema de transporte. No obstante, la rentabilidad del segmento regulado no logró recomponerse debido a la necesidad de ajustar las tarifas luego del importante proceso devaluatorio e inflacionario de los últimos años. Durante este año, se realizaron avances al respecto que incluyeron una audiencia pública y la formulación de propuestas por parte de la UNIREN, propuestas que fueron respondidas por TGS. Sin embargo, aun restan definir ciertas cuestiones para lograr un acuerdo final, imprescindible para comenzar a recomponer el valor del negocio regulado. Por esta falta de definiciones claves y ante una demanda creciente de gas natural, el gobierno argentino introdujo la figura de fideicomisos que financiarían expansiones del sistema, cambiando así el paradigma del proceso de inversión en el sector de servicios públicos. Petrobras Energía y TGS en conjunto, brindaron su apoyo y permitieron viabilizar un acuerdo a fin de aumentar la capacidad de su gasoducto San Martín en aproximadamente 2,9 millones de metros cúbicos día, por medio de la instalación de 509 Km de cañerías adicionales para el invierno 2005. El fondo fiduciario financió 311 millones de dólares de un total de 351 millones de dólares, en tanto TGS invirtió aproximadamente 40 millones de dólares. El desarrollo de los negocios no regulados continuó siendo favorable para TGS en 2005: representó un 56 por ciento del total de los ingresos y contribuyó significativamente a la generación de fondos de la empresa. El segmento de producción y comercialización de líquidos de gas natural (LGN) se benefició durante este año por los elevados precios internacionales que prevalecieron en forma constante, aumento que fue compensado parcialmente por un menor volumen procesado. Con respecto a los demás servicios incluidos en los negocios no regulados, la compañía concretó nuevos proyectos de servicios upstream y logró nuevos acuerdos de largo plazo para la comercialización de la capacidad remanente de los servicios de telecomunicaciones.

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Electricidad

Generación En 2005, la demanda de electricidad aumentó un 6,4 por ciento. Este crecimiento fue cubierto en su mayor parte por generación térmica con el 53 por ciento de la oferta; y la hidráulica, nuclear e importaciones permitieron cubrir el 38 por ciento, el 7 por ciento y el 2 por ciento, respectivamente. Central Termoeléctrica Genelba Durante 2005, la Central Termoeléctrica Genelba operó con un factor de confiabilidad del 96,53 por ciento y con un factor de disponibilidad del 93,8 por ciento. Este último indicador se vio afectado por los trabajos programados de mantenimiento mayor realizados durante el año. La central mantuvo una performance que la distingue en el mercado eléctrico argentino por su elevada confiabilidad y eficiencia: se destaca como una de las centrales eléctricas de ciclo combinado con mayor disponibilidad. En línea con ello, tuvo una participación del 5 por ciento en la generación de energía total del año y del 9,9 por ciento en la generación térmica. Genelba certificó la norma SA8000 - Sistema de Responsabilidad Social y convirtió así a Petrobras Energía en la primera compañía en el rubro energético de la Argentina, y una de las tres únicas en el país en poseer esta certificación. Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú – HPPL Los aportes de los caudales medios entrantes de los ríos Limay y Collón Curá se encontraron en 2005 por encima de la media histórica, en un 1,42 por ciento y en un 23,9 por ciento respectivamente. Ello le permitió a HPPL acumular una generación anual de 1.177 GWh (GigaWatt por hora), cifra que supera en un 9 por ciento la energía de diseño. Con este resultado, HPPL obtuvo una participación aproximada del 1 por ciento en la generación de energía total del año y del 3,3 por ciento en la generación hidráulica. En el bimestre marzo-abril, HPPL realizó su mantenimiento anual programado. Lo hizo en forma escalonada en cada una de sus unidades y logró concluirlo en 53 días, 10 días menos de los 63 originalmente previstos. En noviembre, por otra parte, se efectuó la última auditoria independiente de las obras civiles, con un resultado muy satisfactorio, sin registrarse ninguna observación sobre las obras. El 28 de noviembre de 2005 se produjo una rotura intempestiva en el rodete de turbina de la unidad N° 2 que ocasionó su indisponibilidad por el resto del año. Esta falla —que la Compañía espera reparar para abril de 2006— redujo el factor de disponibilidad de HPPL a 92,32 por ciento, contra una previsión del 95 por ciento, e hizo necesario erogar agua a través del vertedero, con la consiguiente pérdida de energía a generar de 47,1 GWh.

Transporte Transener S.A. – Transener El año 2005 marcó, nuevamente, un importante crecimiento del PBI y del consumo eléctrico en la Argentina. Esta realidad obligó a Transener a no cesar en sus esfuerzos por mantener la calidad de servicio dentro de las exigencias establecidas en el contrato de concesión. Debido a no haber ingresado ninguna expansión mayor del sistema, muchas de las líneas y subestaciones de la Transener están saturadas o al borde de estarlo, con el peligro que ello implica para el suministro de energía. Con este desafio la gestión de Transener se desarrolló con altos estándares operativos, manteniendo los índices de confiabilidad y compromiso con la calidad del servicio al cliente. La tasa de fallas propias en líneas de transmisión se mantuvo en un nivel altamente satisfactorio: 0,27 fallas cada 100 kilómetros de líneas. Esta cifra

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se ubica muy por debajo del límite de 2,5 fallas cada 100 kilómetros de líneas establecido en el contrato de concesión. Transener firmó un acuerdo con el 98,8 por ciento de sus acreedores, lo que le permitió salir del default financiero, reestructurar la deuda en el largo plazo, capitalizarse e iniciar un proceso de recomposición de las calificaciones crediticias. Por otra parte, la empresa suscribió una Carta de Entendimiento con la UNIREN el 2 de febrero de 2005. Dicha carta prevé, entre otros conceptos, un aumento tarifario sobre la remuneración total actual, la incorporación de cargos adicionales, un programa de inversión de capital y el cronograma para la negociación integral con el Ente Regulador de la Electricidad (ENRE). Transener espera que este proceso —que ya se ha iniciado y concluiría durante el primer trimestre de 2006— tenga un resultado acorde con las necesidades de operación y mantenimiento de la red de alta tensión y en línea con lo regulado por la Ley Eléctrica.

Distribución Edesur S.A.- Edesur El crecimiento económico de la Argentina tuvo su efecto en la demanda de energía eléctrica, que ya ha superado los niveles de consumo previos a la crisis de 2001 y que aumentó en el área de concesión de Edesur un 4,7 por ciento respecto del año previo, colocando a la red en una situación próxima a su saturación. Esta realidad en el actual escenario de precios bajos constituye un factor de preocupación para el directorio de Edesur. En noviembre, la empresa registró la máxima demanda de potencia de su historia con un valor de 2,798 MW (MegaWatt) en el mes, superando en un 5,6 por ciento al valor anterior, que databa de abril de 2004. Por su parte, la energía que Edesur ingresó en su red llegó a 15.813 GWh. La comercialización de energía eléctrica también alcanzó su máximo valor histórico: 14.018 GWh totales anuales, que representan un crecimiento aproximado del 5 por ciento respecto de 2004. En este número se encuentran incluidos los 2.501 GWh de servicio de distribución a grandes usuarios. Durante 2005 Edesur logró disminuir por segundo año consecutivo el índice de pérdidas. El decrecimiento alcanzó los 0,40 puntos —superior a la marca de 0,08 de 2004— y llevó la tasa anual móvil de pérdidas de 11,75 a 11,35 por ciento. Asimismo, la empresa aumentó en un 1,21 por ciento el número de clientes y alcanzó así los 2.164.571 usuarios. Este indicador mantiene la tendencia creciente retomada el año anterior luego de períodos críticos en los que la cifra se había reducido. En cuanto a la calidad de servicio se trabajó en la identificación y resolución de las causas de inconvenientes comerciales y en la búsqueda de la Calidad Total y Mejora Continua. Se logró reducir en un 90% de la cantidad de estimaciones totales y mejorar un 43% el tiempo medio de conexión de suministros para los medianos y grandes clientes. Adicionalmente, durante el año 2005 Edesur actualizó y extendió la certificación IRAM del “Plan General de Contingencias” y del “Sistema de Gestión de Seguridad Pública”.

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Edesur suscribió con la UNIREN una carta de entendimiento, como parte del proceso de renegociación de su contrato de concesión previsto en la ley Nº 25.561 y norma complementaria. Dicha carta —que contiene los términos y condiciones que constituirán la base del acuerdo de renegociación integral del contrato entre el Poder Ejecutivo Nacional y la empresa— fue remitida al Congreso Nacional para su aprobación. Si bien esto ha representado un avance significativo, Edesur aún no ha recompuesto su ecuación económico-financiera quebrada por la devaluación y la pesificación en enero de 2002. Por ello, su gestión en este ejercicio se orientó a tratar de minimizar los efectos derivados de la situación. Edesur utilizó todos los recursos disponibles para sostener la prestación del servicio. Invirtió, en 2005, 166 millones de pesos, monto que eleva el acumulado desde el inicio de la concesión a aproximadamente 3.150 millones de pesos.

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Valoración Humana

Petrobras Energía busca promover un ambiente de trabajo atractivo, desafiante y motivador para toda su gente; pues asume que así, a través de sus colaboradores, contribuye a instalar ventajas competitivas en el negocio y en la sociedad. Por eso, porque la Compañía sabe que su desarrollo está íntimamente vinculado al de las personas que la componen, llevó a cabo en 2005 distintas acciones: • Difundió sus políticas de Recursos Humanos y su estructura organizativa. • Ejecutó diferentes estudios de mercado a fin de promover la equidad interna y la competitividad externa de

las remuneraciones. • Desarrolló e implementó el Programa de Formación en Gestión y el programa de Jóvenes Profesionales. • Desarrolló e implementó la primera Encuesta de Satisfacción de Cliente Interno. • Potenció sus canales de comunicación interna. A través de estas y otras acciones, Petrobras Energía siguió orientando sus esfuerzos para convertirse en un empleador preferido en los lugares donde opera.

Gestión transparente de Recursos Humanos Durante 2005, Petrobras Energía trabajó para posibilitar una mejor gestión y promover el desarrollo profesional de las personas y los equipos. Difundió para ello sus principales políticas de Recursos Humanos —Remuneraciones, Capacitación, y Reclutamiento y Selección—, que se encuentran alineadas a la Misión, Visión y Valores Organizacionales, al Código de Conducta y Ética empresarial y a las Directrices Corporativas. Esta difusión, que apunta a fortalecer la transparencia en la gestión de la Compañía, incluyó también la publicación de los organigramas en la intranet, un espacio al cual pueden acceder todos los empleados propios.

Remuneraciones En materia de remuneraciones, la compañía realizó en 2005 revisiones salariales, conforme a la estructura, el posicionamiento en el mercado y el presupuesto aprobado por el Directorio. Estas revisiones apuntaron a fortalecer tanto la competitividad externa como la equidad interna en las remuneraciones y a atender a su vez el efecto inflacionario en los salarios.

Formación y desarrollo Petrobras Energía busca promover en sus colaboradores el desarrollo y la actualización de los conocimientos y las habilidades de gestión alineadas con el modelo de competencias y valores. Para ello creó el Programa de Formación en Gestión (PFG), una propuesta desarrollada en conjunto con entidades educativas prestigiosas que alcanza a todos los niveles de la organización. A las actividades del PFG, dictadas en diferentes sedes, asistieron en 2005 más de 1.100 personas. Por otra parte, la Compañía lanzó en 2005 el Programa de Jóvenes Profesionales a nivel organizacional, con el fin de atraer, incorporar y desarrollar de manera sistematizada jóvenes profesionales con alto potencial. En esta primera edición, se presentaron al programa 12.000 aspirantes a ingresar a la Compañía, y se incorporaron 55 jóvenes profesionales.

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Finalmente, y para alinear la gestión de formación a las necesidades de negocios, el Centro de Capacitación de la Compañía dictó en 2005 aproximadamente 90.000 horas cátedra de formación. A ellas asistieron 11.000 participantes, incluyendo personal propio, operadores y proveedores vinculados a la Red de Estaciones de Servicio.

Compromiso y satisfacción de los colaboradores En 2005, la Compañía hizo especial hincapié en el diagnóstico y la mejora de su ambiente laboral a través de dos caminos: las encuestas de satisfacción y clima interno, y una serie de acciones que contribuyeron a la integración y la participación de sus empleados. Encuestas internas y atención del personal Con una clara orientación a la gestión de excelencia y a la mejora continua, la Compañía desarrolló e implementó la primera Encuesta de Satisfacción del Cliente Interno en las áreas de soporte a los negocios. Esta encuesta tuvo como objetivo relevar y comprender la percepción de los colaboradores acerca de la calidad y efectividad de los servicios que reciben. Por otra parte, la Compañía implementó acciones de mejora a partir de los resultados que obtuvo en la 2º Encuesta de Clima Organizacional, cuyo objetivo fue incrementar los niveles de satisfacción y pertenencia de los colaboradores. Esta encuesta siguió afianzándose como espacio de participación y diálogo entre los diferentes sectores y niveles de la Compañía y tuvo como eje del relevamiento la satisfacción de los empleados. La Compañía busca permanentemente mejorar la atención y los servicios que brinda a sus empleados. Por ello, implementó dos nuevos canales para la atención de consultas en temas de recursos humanos: un call center y un portal en la intranet. Estos canales tendrán alcance, en una primera etapa, a todas las operaciones de la Argentina. Luego, serán implementados en el resto de las operaciones de Petrobras Energía.

Integración Petrobras Energía también desarrolló distintas actividades de integración para afianzar los vínculos de pertenencia y promover la participación de los empleados y su grupo familiar. Ejemplo de estas actividades son los desayunos con el Director General Ejecutivo, la visita de los niños al lugar de trabajo de sus padres, y diversos eventos deportivos y culturales. Durante 2005, por otra parte, la Compañía trabajó para seguir fortaleciendo su compromiso en materia de Responsabilidad Social. Para ello, continuó ofreciendo oportunidades laborales para personas con capacidades diferentes e involucró a los colaboradores en actividades que promovieron la conciencia social y ambiental.

Relaciones gremiales En 2005, la Argentina vivió un año de fuerte conflictividad laboral. Los índices a nivel país fueron los más altos de los últimos quince años y generaron un importante incremento en los costos de mano de obra. Petrobras Energía no quedó ajena a estar realidad. No obstante, alcanzó acuerdos sindicales que le permitieron asegurar la operatividad y la eficiencia de sus operaciones.

Comunicación interna y medios Petrobras Energía considera que una de las formas de eficientizar su gestión consiste en mantener informados e implicados a sus colaboradores. Por ello, desarrolla acciones de comunicación interna que facilitan la tarea cotidiana, alineadas con los objetivos de negocio. Algunas de estas acciones consistieron en el apoyo, por medio de campañas de difusión, al Programa Educación Vial, el Programa de Formación en la Gestión, la Semana de la Salud, el Día Internacional de la Mujer y el Día Mundial del Medio Ambiente.

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Otra de las acciones más exitosas de 2005 fue la campaña interna “Preparate para jugar en primera”, que le valió a la Compañía un nuevo Premio Eikon a la Excelencia en la Comunicación Institucional. También fueron distinguidos por este galardón, con menciones especiales, los trabajos: Plataforma de Comunicación Corporativa, Programa Cultural Petrobras, Inauguración de planta y Kit de la Energía. Por otra parte, Petrobras Energía desarrolla diversos canales y medios de comunicación que adecuan la información a cada una de las audiencias, siempre transmitiendo los valores, identidad y cultura de la Compañía. En 2005, ésta renovó sus portales web, internos y externos. Espacio Petrobras, la nueva intranet, destaca por su plataforma de última tecnología. Convertida en una poderosa herramienta de gestión de tareas y de conocimiento, ofrece ahora a sus más de 6.500 usuarios contenidos interactivos y personalizados a una mayor velocidad. Respecto de las publicaciones gráficas, el house organ Petrobras Energía se alineó a los criterios de padronización del grupo Petrobras y aumentó su lectura efectiva. También creció en lectores la revista infantil Superchicos, que en 2005 llegó gratuitamente a más de 15 mil chicos de entre 6 y 12 años de escuelas e instituciones de todo el país.

Proyecto Programa de Procesos de Integración Internacional (PROANI)

Con el fin de fortalecer el proceso de integración entre Petrobras y sus áreas internacionales, la Compañía trabajó arduamente durante 2005 para implementar un programa que unificará el sistema de gestión. Este programa —desarrollado junto con un sistema informático de alta tecnología— se denomina Programa de Procesos de Integración Internacional (PROANI) e involucra en su elaboración a un plantel interdisciplinario de distintas nacionalidades. Entre otros objetivos, PROANI apunta a unificar el modelo de gestión de todos los negocios en el ámbito internacional y, de esta forma, a aumentar la velocidad operativa, incrementar la capacidad de compartir información, generar una organización más flexible y mejorar la competitividad. Así, se acentuará el perfil de empresa moderna al cual Petrobras aspira, además de seguir su crecimiento estratégico como una de las compañías más importantes del mundo.

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Responsabilidad Social Empresaria Para Petrobras Energía, ser una empresa socialmente responsable es una forma de gestión. Es una marca de identidad que acompaña su crecimiento económico y que genera programas con valor ético, humano, social y ambiental. Tres de estos programas corporativos —que tienen como ejes la educación vial, la salud infantil y el vínculo entre la educación y el mundo del trabajo— se convirtieron en hitos de 2005. Ellos son:

• El Programa Petrobras Educación Vial • El Programa Petrobras Energía para los Chicos • El Programa Petrobras Educar para Trabajar

Este año, asimismo, la Compañía continuó apoyando a los proyectos de diferentes instituciones de bien público, mantuvo sus patrocinios culturales y deportivos, y desarrolló nuevos planes de promoción comunitaria en las zonas donde desarrolla operaciones. De esta manera, la Compañía fortaleció su relación con la sociedad y posicionó sus ejes de acción e inversión social en las comunidades locales. Programas Corporativos

Programa Petrobras Educación Vial Argentina es uno de los países con mayor porcentaje de muertes producidas por accidentes de tránsito. Para intentar modificar esta realidad es que Petrobras Energía desarrolló su programa de Educación Vial, un emprendimiento declarado de interés educativo por el Ministerio de Educación, Ciencia y Tecnología de la Nación. Dirigido a empleados, proveedores, clientes y miembros de la comunidad, este programa aspira a concientizar sobre la importancia de la prevención de accidentes de tránsito y el correcto uso de las medidas de seguridad a través de cuatro ejes: 1) Talleres de concientización interactivos, dictados por expertos profesionales a los alumnos de los últimos años de la escuela media. 2) Experiencia Vial Petrobras: permite experimentar, en una estructura de 40 metros que simula la arquitectura de una ciudad, la sensación de manejar un vehículo y de chocar —sin ningún riesgo— a 10 km/h. 3) Acciones de difusión: a través de distintos canales de comunicación, tienen el objetivo de hacer reflexionar a la comunidad sobre la importancia de la prevención. 4) Plan de Seguridad Vial: apunta a la capacitación, educación y concientización vial de los empleados, proveedores y contratistas, y a la identificación y evaluación de riesgos relacionados con la flota de vehículos y el entorno. Durante 2005, participaron de los talleres del programa más de 37 mil alumnos de 114 escuelas medias del país y vivieron la Experiencia Vial Petrobras casi 11 mil habitantes de las localidades de Capital Federal, Gran Buenos Aires, Neuquén, Río Gallegos, Zárate – Campana, Cañuelas y Marcos Paz, a los que se sumaron más de 1900 empleados y contratistas. Programa Petrobras Energía para los Chicos El Programa Petrobras Energía para los Chicos, también presentado en 2005, tuvo como objetivo contribuir con hospitales públicos de Argentina dedicados a la salud infantil, a través de acciones deportivas y musicales.

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En el ámbito de la música, la Compañía auspició seis espectáculos de artistas reconocidos, en las ciudades de Bahía Blanca, Buenos Aires, Córdoba, Mar del Plata, Neuquén y Rosario. En cada recital, Petrobras Energía duplicó la recaudación en entradas y destinó el dinero al hospital infantil seleccionado en cada una de esas localidades. Como cierre de la edición 2005 del programa, la Compañía recopiló la participación de todos los artistas en un disco, que se comercializa en las estaciones de servicio Petrobras y todo lo recaudado está destinado a comprar equipamiento para el Hospital de Niños Dr. Ricardo Gutiérrez.

Programa Petrobras Educar para Trabajar La Compañía está convencida de que la educación tiene un papel protagónico en el crecimiento del país. Por ello, desarrolló el Programa Petrobras Educar para Trabajar, ideado para favorecer la inserción laboral por medio de la capacitación técnica y el estímulo a las actividades que más demandan mano de obra. Con el objetivo de conectar la educación con el mundo del trabajo, el programa fue ejecutado en las comunidades de Rincón de los Sauces (Neuquén); Puerto General San Martín y San Lorenzo (Santa Fe); Bahía Blanca, Zárate, Campana, Dock Sud y Avellaneda (Buenos Aires). Durante 2005, benefició a 490 personas a través de dos ejes: 1) Formarse para Trabajar: se trata de talleres de formación para jóvenes de 18 a 24 años dictados gratuitamente en escuelas técnicas por docentes especializados y diseñados de acuerdo a las necesidades de cada localidad. 2) Una escuela dentro de la escuela: también gratuita, esta acción tiene como objetivo entrenar a los docentes de escuelas técnicas en el uso de nuevas tecnologías aplicables al proceso de enseñanza-aprendizaje y en el desarrollo de micro emprendimientos. Debido a su alcance, el programa fue declarado de interés nacional por el Ministerio de Trabajo, Empleo y Seguridad Social de la Nación y de interés provincial por el Consejo General de Cultura y Educación de la Dirección General de Cultura y Educación de la provincia de Buenos Aires.

Alianzas Durante 2005, Petrobras Energía sostuvo sus alianzas de mediano plazo con organizaciones no gubernamentales e instituciones para aprovechar las sinergias del trabajo en red. El propósito: mejorar, en las comunidades donde la Compañía actúa, los niveles de inclusión e integración social, especialmente de niños, adolescentes y jóvenes con menores oportunidades. Algunas de estas instituciones fueron la Asociación Argentina de Tenis Adaptado (AATA), las fundaciones Crear Vale la Pena, Crear-te y Pelota de Trapo, y la Casa de Racing.

Deporte e integración social En colaboración con la Asociación Argentina de Tenis Adaptado (AATA), Petrobras Energía trabajó para fomentar la integración social a través del deporte. Además de patrocinar, por segunda vez, el Torneo Internacional de Tenis Adaptado, la Compañía promocionó clínicas de tenis adaptado y apoyó la participación de los deportistas de AATA en los torneos internacionales. Petrobras Energía también se encargó de la difusión del tenis en silla de ruedas en la Copa Petrobras 2005 y en el torneo ATP 2005.

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Apoyo a la expresión artística Otro camino por el cual Petrobras Energía busca promover la inclusión social es el arte. Para ello, estableció una alianza con la Fundación Crear Vale la Pena, dedicada a la formación de los jóvenes en artes musicales y producción artística. En 2005, la Compañía apoyó las actividades de enseñanza y las profesionalización de los grupos musicales de la fundación para que puedan producir un CD con sus propios temas. Petrobras Energía también colaboró en la creación de oportunidades de trabajo para jóvenes con capacidades diferentes. En conjunto con la Asociación Civil Cre-Arte, ideó una estrategia de comercialización de las obras que les generase ingresos económicos. Fundación Pelota de Trapo Petrobras firmó con la Fundación Pelota de Trapo un convenio de sustentabilidad para incorporar a la fundación a su listado de proveedores. La Compañía, además, colaboró en la compra de equipamientos tecnológicos. La fundación, entre otras actividades desarrolla desde hace 30 años una serie de programas destinados a más de 4 mil niños y jóvenes en situación de pobreza y abandono de los partidos del Gran Buenos Aires. Casa de Racing En alianza con Blanquiceleste S.A., la Compañía construyó más de un año atrás una casa destinada a albergar a los jóvenes de las inferiores del club Racing que provienen del interior del país. En 2005 y como parte de esta alianza, Petrobras Energía edificó una biblioteca abierta a la comunidad y adaptada para personas con capacidades diferentes (el centro de cómputos de la biblioteca cuenta con un sistema tecnológico parlante para no videntes), que además sirve para el desarrollo de actividades plásticas y recreativas. Esta acción beneficia directamente a más de cien personas e indirectamente a toda la comunidad de Avellaneda. Planes de promoción comunitaria Petrobras Energía sabe que una empresa ética, que se preocupa por su gente y también por su entorno, no puede olvidar a las comunidades donde opera. Y sabe que una empresa sólida crece sólo si se convierte, a su vez, en factor de crecimiento. Con estos objetivos en mente, desarrolló en las comunidades de su área de influencia —además de sus programas corporativos— acciones sociales que mejoren las condiciones de vida. La Compañía realiza esta tarea a través de sus unidades de negocios. Cada una de ellas posee su propia estrategia de apoyo a la comunidad, acorde con las necesidades y vínculos establecidos con los pobladores e instituciones del lugar. Algunos de los planes de promoción comunitaria que Petrobras Energía llevó a cabo en 2005 son: • Puerto General San Martín y San Lorenzo: La Compañía construyó un salón de usos múltiples para la

asociación santafesina Nueva Cultura y organizó las Jornadas de Formación Lúdico Educativa para docentes y agentes comunitarios, entre otras acciones.

• Zárate y Campana: Petrobras Energía se vinculó con la comunidad a través de sus plantas de

poliestirenos y fertilizantes y auspició la Unidad Pediátrica Móvil del Hospital Austral, que brinda servicio a niños de escasos recursos.

• Bahía Blanca: la Compañía fue sponsor nuevamente —como lo viene siendo desde 2003— del

programa Cuidemos la Playa, que abarca la limpieza y preservación de las playas de la ciudad de Monte Hermoso.

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• Dock Sud, Avellaneda: La Compañía desarrolla un gran número de acciones con la comunidad en

temáticas culturales y de integración de personas con discapacidad, entre otras. Petrobras Energía realizó un acuerdo con la Sociedad de Fomento 9 de julio para reparar el gimnasio e instrumentar una escuela de iniciación deportiva.

• Neuquén, Río Gallegos y zonas de influencia: a través de la unidad de negocios de Exploración y

Producción de Petróleo y Gas, la Compañía construyó un parque eólico para alimentar de energía a la escuela rural Paraje las Vegas.

• Cañuelas: aquí la Compañía trabajó en conjunto con la central termoeléctrica Genelba para el impulso de

actividades para el desarrollo de la comunidad. Patrocinios culturales y deportivos Para Petrobras Energía, apoyar la cultura es otra forma de generar riqueza, de producir para las comunidades en las que trabaja. Por eso continuó en 2005 con su Programa Cultural Petrobras, que contempla actividades en cinco disciplinas: artes visuales, música, patrimonio histórico, literatura y danza. Así, la Compañía apoyó eventos artísticos como el Festival Campo Konex, continuó desarrollando el diccionario de Autores Argentinos, Museo de Arte Decorativo y auspició diversos ciclos de música y danza. Respecto al deporte, la Compañía apoya sus diversas disciplinas como forma de alentar los valores que éstas promueven: trabajo en equipo, integración, respeto, desafío y energía. Por eso, continuó en 2005 como sponsor principal del equipo de fútbol Racing club; fue sponsor del Torneo ATP de tenis de Buenos Aires por segundo año consecutivo y volvió a patrocinar, como lo hace desde 2002, el Campeonato Abierto de polo del Tortugas Country Club. Además, la nafta premium Podium es el combustible oficial de la categoría TC2000. Auspicios y campañas de bien público En respuesta a pedidos y necesidades concretas, Petrobras Energía apoyó a instituciones culturales, científicas y sociales con las que comparte objetivos. Entre otras acciones, contribuyó con fondos al Collegium Musicum para becas de alumnos con escasos recursos y a la Fundación Temas para su Proyecto Sur (banco de microcréditos). También participó de las campañas de recaudación de fondos de Fundación Compromiso, Fundesur, Fundación Discar, entre otras.

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Calidad, Seguridad, Medio Ambiente y Salud

Petrobras Energía es una empresa social y ambientalmente responsable que busca permanentemente una gestión de excelencia. Este compromiso es parte esencial de su misión empresaria: la Compañía cree que velar por el medio ambiente en el cual opera y por la seguridad y salud de las personas es una condición indispensable de su actividad. En este marco, en 2005 desarrolló las siguientes acciones:

• Profundizó la implementación de las 15 Directrices de Calidad, Seguridad, Medioambiente y Salud (CSMS) en el marco del Programa de Seguridad de los Procesos.

• Sumó cinco nuevas unidades a las cuatro ya evaluadas por el ciclo de Evaluación de Calidad de la

Gestión. • Desarrolló con éxito la primera etapa del Programa de Educación Vial. • Inauguró 14 Centros de Defensa Ambiental y continuó con éxito el Sistema de Inventario de Emisiones

Atmosféricas (SIGEA). • Consolidó el Plan de Promoción de la Salud con la inclusión del personal de estaciones de servicio.

La Compañía profundizó la aplicación de sus nuevas políticas, lanzadas en abril de 2004. Además, mantuvo sobre sus operaciones el aval que otorgan las auditorías y certificaciones internacionales de Medio Ambiente (ISO 14001), Calidad (ISO 9001), y Seguridad y Salud Ocupacional (OHSAS 18001). Dos pilares concentran los esfuerzos de la Compañía en materia de CSMS: la calidad de la gestión y los planes de seguridad, cuidado del medio ambiente y protección de la salud. Una gestión de excelencia Para alcanzar los más altos estándares de excelencia en la gestión, Petrobras Energía instrumentó un ciclo de evaluaciones que pretende medir la calidad global del desempeño empresarial. Este ciclo, denominado Excelencia de Calidad de Gestión (ECG), se inició en 2004 a través de las Unidades Vectores —Genelba, Innova, E&P-Venezuela e E&P-Argentina— y continuó en 2005 con la evaluación de nuevas unidades: Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú, Refinería Bahía Blanca, negocio de Poliestirenos Argentina, Red propia de Estaciones de Servicio y Tecnología Informática. Actualmente, y a raíz de los resultados de estas mediciones, cada una de las unidades evaluadas se encuentra desarrollando e implementando su respectivo Plan de Mejora de la Gestión. Programa de Seguridad de los Procesos Para garantizar la implementación eficaz de la nueva Política y Directrices de SMS, la Compañía reunió una serie de herramientas de gestión corporativa en el Programa de Seguridad de los Procesos (PSP). Este programa —que se puso en marcha en abril de 2004 con un diagnóstico de la gestión en todas las funciones centralizadas e incluyó entrevistas a más de 300 líderes, empleados propios y contratistas— continuó su marcha en 2005. Durante este período, el PSP buscó revisar los planes de acción de las unidades de negocio, activos y funciones centralizadas mediante el avance y el perfeccionamiento de diversos proyectos. Se presenta a continuación una breve reseña de los más relevantes.

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Seguridad Basados en los análisis críticos de la accidentalidad durante 2004, la Compañía estructuró proyectos en el área de seguridad, con la finalidad de disminuir la ocurrencia de accidentes, incidentes y desvíos. Para ello:

• implementó un proceso sistemático de permisos de trabajo basados en los estándares corporativos. • estructuró un Plan de Seguridad Vial con alcance interno y externo. • desarrolló un proyecto de prevención de lesiones por malas maniobras. • continuó el proceso de normalización en materia de Seguridad e Higiene. • elaboró un mapa de capacitación con el contenido mínimo en SMS para personal propio. • consolidó el proceso de Análisis de Alcance y Difusión de Accidentes. • llevó a cabo el Primer Encuentro de Seguridad en Obras de Construcción. • creó una unidad de laboratorio para ensayos de Seguridad Industrial. • elaboró un mapa de riesgo cualitativo y cuantitativo para las estaciones de servicio. • formó el comité de Gestión de Riesgos y Cambios en Refinación y Petroquímica. • estructuró el Centro de Gestión Logística para el transporte terrestre de sustancias peligrosas.

Por otra parte, Petrobras Energía continuó ampliando la gestión en SMS hacia sus contratistas mediante las siguientes acciones:

• estableció un proceso de Calificación y Certificación de Empleados de Empresas contratistas. Para ello, la Compañía firmó un convenio con la Universidad Tecnológica Nacional (UTN) para capacitar a 3000 personas en temas de SMS.

• efectuó auditorías a empresas que prestan servicios de transporte de personas y de combustibles. • desarrolló actividades de capacitación en Comercial Downstream a empleados de las estaciones de

servicio. • elaboró un mapa de capacitación con el contenido mínimo en SMS para el personal contratado.

Una de las áreas donde Petrobras Energía identificó grandes oportunidades de mejora es en la gestión de seguridad de sus contratistas. Para acompañar el desarrollo de estas empresas, la Compañía continuará con la capacitación, y efectuará auditorías y subsiguientes planes de mejora.

Sistemas de Contingencias Petrobras Energía concretó exitosamente durante 2005 fuertes mejoras en los sistemas de contingencias. Así, firmó con Petrobras S.A. un convenio de ayuda mutua, e implementó catorce bases de respuesta para emergencias distribuidas en diferentes puntos estratégicos del país (cinco bases náuticas, ocho bases terrestres y una base logística), todas provistas con el equipamiento y el personal necesarios para la atención eficaz de una emergencia. Tecnología informática para una respuesta rápida y eficaz La Compañía ha desarrollado un sistema de soporte para contingencias denominado INFOPAE, que incluye todas las instalaciones relevantes y la información disponible en cada unidad operativa. INFOPAE no sólo brinda información geográfica detallada; también interrelaciona las referencias espaciales con una potente base de datos de imágenes satelitales, planos, fotografías, esquemas de procesos y otro tipo de documentos. Evaluaciones constantes Petrobras Energía evalúa sus programas de contingencia permanentemente. En 2005, organizó simulacros de accidente y brindó capacitación no sólo a brigadistas de los centros operativos, sino también a miembros de las comunidades. Así, siempre en articulación con las correspondientes autoridades gubernamentales, desarrolló actividades como:

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• un programa de capacitación interna que incluyó talleres de combate de polución por hidrocarburos en agua, manejo de sustancias peligrosas, integridad de ductos, simulacros de incendio en estaciones de servicio y simulacros de derrame en agua, entre otros temas.

• Programa de Formación de Equipo Ambiental: desarrollado en conjunto con las autoridades públicas

municipales de medio ambiente y defensa civil, este programa buscó capacitar a los habitantes de las comunidades vecinas.

• Talleres de Materiales Peligrosos que intercambiaron información y capacitaron al personal de Defensa

Civil y al Cuerpo de Bomberos de las regiones en donde la Compañía actúa. Medio Ambiente Durante 2005, Petrobras Energía implementó actividades para continuar minimizando los impactos de sus operaciones y reduciendo los riesgos asociados a ellas. Entre estas actividades se encuentran los planes de tratamiento de residuos y los proyectos de mejora de los sistemas de protección contra incendios. Particularmente, las plantas de Puerto General San Martín y la Refinería San Lorenzo avanzaron con la mejora de los sistemas de protección contra incendios como los sistemas de enfriamiento de tanques y esferas. Otro de los proyectos que Petrobras Energía continuó con éxito en 2005 fue el Sistema de Inventario de Emisiones Atmosféricas (SIGEA), iniciado en julio de 2003. Su objetivo principal es el desarrollo de una herramienta para la gestión de las emisiones atmosféricas que contribuya a tomar decisiones relativas a nuevas inversiones (en especial, vinculadas a la conservación de energía y ecoeficiencia). En segundo lugar, el SIGEA pretende ayudar a la Compañía a detectar mejoras que permitan su participación en los mercados de créditos de carbono. Así fue como en la Refinería San Lorenzo y en la Cuenca Austral, el relevamiento ayudó a identificar posibles nuevos proyectos que involucran la eficiencia energética y que podrían cumplir con los requisitos del Mecanismo para un Desarrollo Limpio (MDL) del Protocolo de Kyoto. Acciones de capacitación y concientización ambiental Petrobras Energía desarrolló dos programas paralelos a fin de capacitar y concientizar en materia de cuidado ambiental. Estos proyectos fueron:

• Programa de capacitaciones internas: tuvo como misión revisar y actualizar los conocimientos sobre Estudio Impacto Ambiental, Tecnología Ambiental, Ciclo de Vida y Gestión Ambiental, entre otros. El total del programa superó las 60 mil horas de capacitación.

• Programa GLOBE: es un programa internacional científico y pedagógico que estimula el estudio

práctico de la ciencia y la educación ambiental. Por su participación en este programa —al que la Compañía provee apoyo técnico y financiero en aquellas provincias donde tiene localizadas sus operaciones— Petrobras Energía recibió el Premio a la Excelencia Ambiental que otorga la Universidad de Ciencias Empresariales y Sociales (UCES).

Salud Los esfuerzos de la Compañía en materia de cuidado de la salud se concentran en su Programa de Promoción y Protección de la Salud (PPS). Este programa, que prioriza la calidad de vida de los empleados, se desarrolla a través de acciones de fomento de la salud, manejo del estrés, actividad física, alimentación saludable y prevención de accidentes. Las acciones emprendidas durante 2005 incluyeron más de 160 talleres sobre estrés, sedentarismo, tabaquismo y alimentación saludable a los cuales asistieron 1.600 personas. Además, se capacitó a 2000 personas en resucitación cardiopulmonar y primeros auxilios y se logró la participación de más de 90 personas en el plan de disminución del consumo de tabaco.

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Para estimular la actividad física, la Compañía inauguró en varias de sus plantas centros de promoción de salud —gimnasios y pistas aeróbicas— y concretó convenios con quince gimnasios privados en Buenos Aires. El resultado: 1.500 empleados propios y personas del grupo familiar realizan actividad física en tales instalaciones. Por otra parte, el Plan de Salud Bucal Ocupacional concluyó la primera etapa de relevamiento del estado bucodental de la población laboral en consultorios odontológicos profesionales, propios y contratados, e inició la segunda etapa: control de la evolución.

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Indicadores de Recursos Humanos, Responsabilidad Social Empresaria y Calidad, Seguridad, Medio Ambiente y Salud

Indicadores sociales internos (en miles de pesos) Alimentación 19.222 Cargas sociales 68.083 Salud 6.260 Educación 1.185 Capacitación y desarrollo profesional 12.379 Total indicadores sociales internos 107.129

Indicadores sociales externos (en miles de pesos) Alimentación 1.024 Cultura 79 Salud 282 Deportes 52 Otros 315 Total indicadores sociales externos 1.752

Indicadores ambientales Inversiones relacionadas con la producción/operación de la empresa (en miles de pesos)

136.350

Derrames (Ton) 113 Indicadores de empleados Nro. de empleados al final del ejercicio 5.036 Nro. de admisiones durante el ejercicio 758 Nro. de empleados terciarizados 10.434 Nro. de pasantes 45 Nro. de empleados de más de 45 años 1.364 Nro. de mujeres que trabaja en la empresa 1.030 Porcentaje de jefaturas ocupadas por mujeres 5,78% Relación entre la mayor y la menor remuneración de la empresa 46,7 Número total de accidentes de trabajo 38 Tasa de frecuencia de accidentes con pérdidas de días de trabajo 0,90

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Análisis de los Resultados Consolidados de las Operaciones De acuerdo con los procedimientos establecidos en la RT N° 21 de la FACPCE la Sociedad ha consolidado en forma proporcional sus estados contables con los estados contables de las sociedades en las que ejerce control conjunto. Se verifica una situación de control conjunto cuando la totalidad de los socios, o bien los que posean la mayoría de los votos, en virtud de acuerdos escritos han resuelto compartir el poder de definir y dirigir las políticas operativas y financieras de una sociedad. En la consolidación de sociedades en las que se ejerce el control conjunto, los importes de la inversión de la Sociedad en dichas sociedades y la participación en sus resultados y flujos de efectivo se reemplazan por la proporción que le corresponde a la Sociedad de acuerdo con su tenencia accionaria en sus activos, pasivos, resultados y flujos de efectivo. Adicionalmente, los créditos y deudas y las operaciones entre miembros del grupo consolidado y sociedades bajo control conjunto han sido eliminados en la consolidación en proporción a la tenencia accionaria de la sociedad controlante. La Sociedad ejerce el control conjunto de las siguientes tres empresas:

• Citelec, empresa vinculada al negocio de transporte de electricidad en Argentina, a través de su subsidiaria Transener. Citelec integra el segmento de negocio de electricidad.

• CIESA, empresa principalmente vinculada al negocio de transporte de gas en la región sur de

Argentina a través de su subsidiaria TGS. CIESA integra el segmento de negocio de comercialización y transporte de hidrocarburos.

• Distrilec, empresa vinculada al negocio de distribución de electricidad en la zona sur de la

Capital Federal y 12 partidos de la provincia de Buenos Aires, a través de su subsidiaria Edesur. Distrilec integra el segmento de negocio de electricidad.

La Sociedad ha consolidado línea por línea los activos, pasivos, resultados y flujos de efectivo de CIESA y Distrilec. La Sociedad no consolidó proporcionalmente la participación accionaria en Citelec en virtud del compromiso de desinversión de la participación en Transener asumido por Petrobras Energía S.A., conforme lo dispuesto en la Resolución de la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia que aprobó la transferencia del control de Petrobras Energía Participaciones a Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras . Si bien la Sociedad de conformidad con las normas contables profesionales vigentes consolidó proporcionalmente los resultados de CIESA y Distrilec en sus estados contables, la Dirección de la Sociedad evalúa la gestión de sus negocios analizando por separado los resultados y la situación patrimonial de las compañías bajo control conjunto. En consecuencia, y de manera congruente con la visión interna de gestión de los negocios, el análisis incluido a continuación se realiza sobre la base de los resultados consolidados de la Compañía sin considerar los efectos correspondientes a la consolidación proporcional de CIESA o Distrilec y, por lo tanto, no resulta directamente comparable con la información reportada en los estados contables de la Sociedad. Los resultados de CIESA y Distrilec, consolidados proporcionalmente en los estados contables, y los correspondientes a Citelec, presentados conforme al método del valor patrimonial proporcional en los estados contables consolidados de la Sociedad, son analizados conjuntamente en el ítem “Análisis de Resultados – Análisis de los Resultados de Inversiones no Corrientes”.

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Introducción 1) Contexto Económico Argentino La Sociedad es una sociedad anónima argentina. Al 31 de diciembre de 2005, el 58% de sus activos totales, el 66% de sus ventas netas, el 54% de su producción combinada de petróleo y gas y el 40% de sus reservas probadas de petróleo y gas correspondían a operaciones de la Argentina. Las fluctuaciones de la economía argentina y las medidas adoptadas por el Gobierno Argentino han producido y continuarán produciendo importantes repercusiones en las empresas argentinas del sector privado, incluyendo a la Sociedad. En particular, la Sociedad ha sido afectada y podría verse afectada por la inflación, las tasas de interés, la cotización del peso respecto a las divisas extranjeras, los controles de precios, las políticas normativas, las regulaciones de los negocios, las normas tributarias y en general por el entorno político, social y económico argentino. a) Devaluación del Peso

Al 31 de diciembre de 2005, la cotización del peso respecto a la divisa estadounidense resultó de Ps.3,03 por dólar estadounidense en comparación con Ps.2,98 y Ps.2,94 por dólar estadounidense al 31 de diciembre de 2004 y 2003. La casi totalidad de la deuda financiera de la Sociedad, al igual que una parte significativa de la deuda de sus sociedades vinculadas, está denominada en dólares estadounidenses. La diversificación de los negocios de la Sociedad, con operaciones en el exterior cuyo flujo está denominado primariamente en dólares estadounidenses y commodities cuyos precios son sensibles a la variación del dólar, a la par de una política comercial con sesgo exportador, configuran una cobertura natural a la exposición cambiaria del peso respecto al dólar estadounidense. En sintonía con ello, contablemente las diferencias de cambio vinculadas a la porción del endeudamiento de la Sociedad denominado en moneda extranjera designado como cobertura de la inversión neta en el exterior no es imputada directamente a resultados, sino a la cuenta “Diferencias transitorias de conversión”, a la cual también se imputan los resultados por traslación de las operaciones del exterior. Con las consideraciones contables indicadas, la variación del tipo de cambio determinó para los ejercicios 2005 y 2004 pérdidas de Ps. 31 millones y Ps.36 millones, respectivamente. b) Efectos de la Inflación Históricamente, la economía argentina ha experimentado significativa volatilidad, caracterizada por períodos con elevados niveles de inflación. En 2002, como resultado de la devaluación del peso y conforme al contexto general de inestabilidad que evidenció la economía argentina, la tasa de inflación creció en forma significativa (41% y 118,2%, en términos de los índices de precios al consumidor y mayoristas, respectivamente). En este contexto, la CNV a través de la Resolución No. 415 requirió la reanudación del ajuste por inflación para los ejercicios o períodos intermedios cerrados a partir del 31 de marzo de 2002, inclusive. El impacto más significativo de la inflación en los resultados de la Sociedad incluyó el efecto de la exposición a la inflación de los activos y pasivos monetarios y la reexpresión de resultados en moneda homogénea. En marzo de 2003, como resultado de la estabilización de la economía, la CNV a través de la Resolución Nº 441 dispuso a partir del 1º de marzo de 2003 la expresión de los estados contables en moneda nominal. En consecuencia, la Sociedad discontinuó la aplicación del método de ajuste por inflación y la correspondiente reexpresión de los estados contables.

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En 2004, los índices de precios mostraron claros signos de aceleración alentados por el ritmo de crecimiento económico. El índice de precios al consumidor aumentó 6,1% y el índice de precios mayoristas aumentó 7,9%. En 2005, la inflación se aceleró marcadamente, alcanzando 12,3% para los precios minoristas y 10,8% para los mayoristas. De acuerdo a las normas contables profesionales vigentes en Argentina, es competencia de la profesión evaluar en forma permanente la existencia o no de un contexto de inflación o deflación, en cuya situación los estados contables deben expresarse en moneda de poder adquisitivo de la fecha a la cual corresponden. En el pasado la inflación socavó significativamente el desarrollo de la economía argentina y la capacidad del Gobierno Argentino de crear condiciones que permitan el crecimiento. Si bien en la actualidad los índices de inflación se mantienen en parámetros razonables, la Sociedad no puede asegurar que esta situación se mantenga en el futuro. La inflación sostenida en Argentina, sin el debido traslado a los precios de los productos que la Sociedad comercializa en el mercado local, tendría un efecto negativo sobre los resultados de sus operaciones y su situación financiera. c) Situación de las Inversiones en Empresas de Servicios Públicos 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. En particular, la magnitud del impacto devaluatorio, en un contexto de ingresos fijos, consecuencia de la pesificación de las tarifas, ha afectado la situación patrimonial y financiera de dichas sociedades, incluyendo la posibilidad de cumplimiento de determinadas cláusulas de los contratos de préstamos. En vista de las condiciones adversas que debieron enfrentar las empresas de servicios públicos durante 2002, CIESA, TGS y Transener suspendieron el pago de sus deudas financieras. TGS y Transener concretaron la reestructuración de su endeudamiento financiero a través de sendos procesos que contaron con una aceptación de aproximadamente el 99,8% y 98,8% de los respectivos acreedores. En setiembre de 2005 CIESA suscribió un acuerdo para la reestructuración de su deuda financiera con la totalidad de los acreedores, cuyo perfeccionamiento se encuentra supeditado al otorgamiento de determinadas aprobaciones por parte de las autoridades regulatorias pertinentes. CIESA ha preparado sus estados contables utilizando principios contables aplicables a una empresa en marcha, y por lo tanto dichos estados contables no incluyen ningún ajuste que pudiera derivar de la resolución de las incertidumbres vinculadas a este proceso. 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. El Congreso ha autorizado al Gobierno a fijar las tarifas de los servicios públicos hasta la conclusión del proceso de renegociación.

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En julio de 2004, la UNIREN formuló a TGS una propuesta para la adecuación de las condiciones contractuales de la Licencia, la cual preveía entre otras cosas, un aumento tarifario del 10% con vigencia a partir de 2005 y una revisión integral de la tarifa con vigencia a partir de 2007 y la renuncia de TGS y de sus accionistas a reclamos fundados en la situación de emergencia establecida por Ley N° 25.561 en forma previa a la vigencia del acuerdo, así como también mantener indemne al Estado Nacional por cualquier reclamo que pudiera prosperar fundado en la misma causa. Debido a que la misma no refleja el resultado de reuniones oportunamente mantenidas con la UNIREN, TGS contestó requiriendo avanzar con el proceso de negociaciones conducentes a alcanzar un acuerdo integral durante el primer semestre del 2005. El 27 de abril de 2005 se celebró la Audiencia Pública convocada por la UNIREN, a fin de tratar la propuesta efectuada en julio de 2004. En dicha audiencia la UNIREN reiteró su propuesta de aumento del 10% y propuso adelantar el proceso de revisión integral de tarifas de manera que los nuevos cuadros tarifarios resultantes entren en vigencia en el transcurso del año 2006. TGS expuso acerca de los aspectos de la propuesta original que a su criterio deberían mejorarse y manifestó su predisposición a seguir negociando sus términos. En junio y noviembre de 2005, TGS recibió dos nuevas propuestas de la UNIREN, las cuales, si bien están en línea con la anterior, incorporan como nuevo requisito la renuncia de TGS y de sus accionistas a cualquier futuro reclamo respecto de los ajustes tarifarios por PPI (índice de precios al productor de bienes industriales de los Estados Unidos de Norteamérica) que no fueron aplicados en los años 2000 y 2001. TGS respondió a dichas propuestas manifestando como insuficiente el aumento inicial del 10 % y, juntamente con Petrobras Energía, dio su conformidad a no efectuar reclamos, recursos y demandas, tanto en sede administrativa, arbitral o judicial de la Argentina o del exterior, en la medida en que se alcance un acuerdo de renegociación. Por su parte, el otro socio de CIESA, que tiene un reclamo iniciado contra la República Argentina ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias relativa a Inversiones (“CIADI”), informó que sólo consideraría renunciar al mismo en el caso que fuera justamente compensado.

En mayo de 2005, Transener y Transba suscribieron con la UNIREN Actas Acuerdo en las cuales se establecieron los términos y condiciones que constituyen la base del acuerdo de renegociación integral de los contratos de concesión de ambas empresas. Cumplidas diversas instancias, las Actas Acuerdo fueron ratificadas por el PEN en noviembre de 2005. En junio de 2005, Edesur suscribió con la UNIREN una Carta de Entendimiento en el marco del proceso de renegociación del Contrato de Concesión. Con base en dicha Carta de Entendimiento, en agosto de 2005 las partes suscribieron un Acta Acuerdo que contiene, entre otras cuestiones, los términos y condiciones que, una vez cumplidos los procedimientos previstos en la normativa, constituirán la base sustantiva para la adecuación del contrato de concesión. El documento prevé que entre la firma de la Carta de Entendimiento y el 30 de junio de 2006 se realizará una revisión tarifaria integral que permitirá fijar un nuevo régimen tarifario con vigencia a partir del 1° de agosto de 2006 y para los siguientes 5 años. Asimismo se prevé un período de transición para el cual se acordó: (i) un régimen tarifario de transición a partir del 1° de noviembre de 2005 con un aumento en la tarifa media del servicio no superior al 15%, aplicable a toda la categoría tarifaria con excepción de las tarifas residenciales, (ii) un mecanismo de monitoreo de costos que habilita la revisión del ajuste tarifario, (iii) limitaciones a la retribución del capital propio y de terceros durante el año 2006, (iv) compromisos de inversiones para el año 2006, (v) estándares de calidad de prestación de servicio y (vi) limitaciones para que Distrilec modifique su participación o venda sus acciones en Edesur. Como condición previa a la ratificación del Acta Acuerdo por parte del PEN, Edesur y sus accionistas deberán suspender el trámite de todos los reclamos entablados o en curso, que se encuentren fundados en las medidas dispuestas a partir de la situación de emergencia establecida por la Ley de Emergencia Pública respecto del contrato de concesión. A la fecha de emisión de los presentes estados contables, el Acta Acuerdo ha sido aprobada por el Senado de la Nación, estando pendiente la aprobación de la Cámara de Diputados y la ratificación por parte del PEN.

No es posible predecir el desarrollo futuro de los procesos de renegociación de las tarifas y de los contratos de concesión ni sobre sus consecuencias sobre los resultados de las operaciones o la situación financiera de dichas empresas.

En lo relativo a la inversión en Citelec S.A., sociedad controlante de Transener, en virtud de la presentación del plan previsto para su desinversión, ésta ha sido valuada con el límite del valor recuperable determinado en función al probable valor neto de realización.

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d) Estabilización de Precios y Abastecimiento A los efectos de moderar las presiones inflacionarias emergentes a partir de la significativa devaluación del peso, el Gobierno Argentino sancionó a partir de 2002 un conjunto de regulaciones tendientes a controlar el aumento de los precios a los clientes finales, las cuales, en particular, se focalizaron en el sector energético.

• Gas La Sociedad ha renegociado gradualmente los términos y condiciones de los contratos de venta de gas celebrados con clientes industriales de modo de adecuarlos al nuevo escenario económico y reflejar los efectos de la devaluación del peso. Complementariamente, la Sociedad ha procurado maximizar las oportunidades de exportación en pos de capitalizar los precios más elevados ofrecidos por el mercado internacional. Las exportaciones de gas, principalmente a Chile desde la cuenca Austral, representaron en ambos ejercicios aproximadamente el 15% del volumen total de gas vendido por la Sociedad por sus operaciones en Argentina. Dada la declaración de emergencia energética, y a los efectos de asegurar el abastecimiento de gas para el consumo interno y la generación térmica, durante el año 2005 la Secretaría de Energía ha solicitado a los productores el re-direccionamiento de gas de exportación para el abastecimiento a centrales térmicas y distribuidoras de gas. Tal medida ha limitado en aproximadamente un promedio de 110 mil metros cúbicos por día el volumen total de gas exportado, con el consiguiente costo de oportunidad que ofrecen los precios de exportación. En febrero de 2004, el Gobierno Nacional, a través del Decreto Nº 181/04, instruyó la formulación de un sendero para la recomposición del precio del gas natural. En abril de 2004, los productores de gas, incluyendo a la Sociedad, firmaron un acuerdo con el Gobierno Nacional, estableciendo un esquema de aumentos graduales que se proyectó hasta mediados de 2005 por el cual se elevaron los precios en boca de pozo sobre la totalidad de las ventas de gas a generadores, mientras que para las distribuidoras lo hizo en la proporción en que éstas le venden a las industrias. En cuanto a los usuarios de menores consumos, incluyendo los residenciales, la Secretaría de Energía dispondrá un esquema de normalización a fin de que en el 2007 dichos usuarios estén pagando los valores finales definidos en el acuerdo. A partir del 1° de setiembre de 2005 se produjo la desregulación del precio del gas en boca de pozo para generadoras eléctricas y distribuidoras de gas que abastecían directamente a clientes industriales, comenzando a operar el Mercado Electrónico del Gas para todas las operaciones “spot” de excedentes de gas.

• Hidrocarburos

Con el fin de moderar el impacto del significativo aumento del WTI sobre los precios locales y garantizar la estabilidad de los precios del petróleo crudo y de las naftas y el gas oil, en enero de 2003 las empresas productoras y refinadoras de hidrocarburos firmaron, a solicitud del Poder Ejecutivo Nacional de la República Argentina, un acuerdo temporario que establecía que las entregas de petróleo crudo serían facturadas y pagadas sobre la base de un precio de WTI de referencia de U$S28,5 por barril. Las diferencias en más o en menos, determinadas entre el WTI real, hasta el límite de U$S36 por barril, y el precio de referencia, serían canceladas con los saldos que se generen en los períodos en los que el precio real del WTI fuera inferior a U$S28,5 por barril. Las empresas refinadoras, en contrapartida, reflejaron en sus precios al mercado interno el precio del crudo de referencia, criterio que por igual se aplicó para la determinación de los precios de transferencias inter-segmentos. Luego de sucesivas renovaciones, el acuerdo venció en mayo de 2004. De allí en adelante, los productores de hidrocarburos y las refinadoras celebraron un nuevo acuerdo con vigencia hasta junio de 2004 que estableció que para valores del WTI por barril entre U$S32 y U$S42, las entregas de crudo serían facturadas y pagadas sobre la base de un precio de referencia equivalente a: (1) 86% del WTI cuando dicho importe no superara U$S36 por barril, o (2) 80% del WTI cuando dicho importe superara U$S36 por barril. En agosto de 2004, y habiendo sobrepasado el WTI la barrera de U$S42, el Gobierno Argentino fijó un techo al valor interno del crudo igual al precio de mercado internacional neto de la retención fijada para la exportación. A partir de octubre de 2004, las empresas productoras y refinadoras de hidrocarburos negocian libremente el precio del crudo considerando como referencia el precio de su paridad internacional (export parity price).

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Con el fin de desalentar exportaciones para garantizar el abastecimiento interno, el 1º de marzo de 2002, el Gobierno Argentino estableció por un plazo de cinco años aranceles sobre las exportaciones del 20% para el crudo y del 5% para ciertos derivados del petróleo. En mayo de 2004, las retenciones a las exportaciones de crudo se incrementaron al 25% y las de GLP al 20%, y simultáneamente se impusieron retenciones del 20% a las exportaciones de gas natural. Con fecha 4 de agosto de 2004 el Gobierno Argentino anunció aumentos al régimen de retenciones a las exportaciones de petróleo crudo, a partir del 25% si el precio por barril es inferior o igual a U$S32 y con retenciones adicionales crecientes en un rango de entre el 3% y 20%, según el precio por barril de petróleo crudo varíe entre U$S32,01 y U$S45, con una retención máxima del 45% cuando el precio supere los U$S45. El conjunto de estas medidas afectó la rentabilidad de las operaciones de upstream e impidió que la Sociedad capitalizara la totalidad de los beneficios derivados de un contexto de precios internacionales muy favorable. Con el fin de minimizar el efecto de estas regulaciones, la Sociedad intensificó la integración de sus operaciones, privilegiando la refinación de crudo y la posterior venta de productos refinados tanto en el mercado interno como en mercados internacionales, los cuales en el presente escenario ofrecen mejores márgenes. Durante 2005 y 2004, los volúmenes de venta inter-segmento de crudo acumularon un promedio de 40 mil bbl/d y 34 mil bbl/d, evidenciando un significativo crecimiento respecto de 26,1 mil bbl/d del ejercicio 2002. En contrapartida, las exportaciones de crudo en el período 2005/2002 se redujeron aproximadamente 70%.

• Márgenes de downstream

Los márgenes de downstream han disminuido en forma significativa desde la sanción de la Ley de Emergencia Pública. Con el fin de evitar una escalada inflacionaria, el Gobierno Argentino ejerció presión para restringir los incrementos en los precios minoristas de las naftas y el gas oil que se habrían originado a partir de mayores costos debido a la devaluación del peso, la inflación interna y en especial a los aumentos en el precio del WTI, esto último no obstante la fijación de precios de referencia para la compra del crudo en el mercado interno.

A pesar de la falta de una política de control de precios formal, varias iniciativas adoptadas por compañías de downstream orientadas a recuperar la rentabilidad de sus operaciones se han visto frustradas por la presión ejercida por el Gobierno. Esto afectó severamente la rentabilidad del sector. La condición de productor de petróleo le ha permitido a la Sociedad mitigar los efectos distorsivos de tales regulaciones.

• Generación de electricidad A partir de la Ley de Emergencia Pública el Gobierno Argentino implementó la pesificación de los precios en dólares en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y estableció un valor máximo para los precios de gas destinados al abastecimiento de la generación de energía eléctrica, lo cual impacta en la sanción de los precios de la energía vendida en el mercado spot, y adicionalmente eliminó para la sanción de precios en el MEM a la generación con combustibles líquidos. Este cambio en la regulación implicó una desviación del sistema de costo marginal que se aplicaba previamente. Estos cambios regulatorios, junto a la suspensión de los aumentos de los precios estacionales, determinaron que los precios de la electricidad dejaran de reflejar adecuadamente los costos totales de generación. Este desfasaje derivó en un paulatino agotamiento del Fondo de Estabilización, provocando un déficit creciente del mismo lo cual le impidió a CAMMESA (Administrador del Mercado Mayorista) saldar normalmente sus cuentas con los agentes del mercado. A los efectos de recomponer el Fondo de Estabilización, el Gobierno Nacional en una primera etapa realizó sucesivos aportes y adicionalmente reestableció la aplicación de los ajustes estacionales, reconociendo en la fijación de los precios mayoristas spot los mayores costos derivados de la posterior normalización de los precios del gas natural. Como medida estructural para regularizar el déficit del Fondo de Estabilización, la Secretaría de Energía creó un fondo de inversión denominado FONINVEMEM, cuyo objetivo es incrementar la oferta disponible de la generación eléctrica en Argentina y lograr la sustentabilidad energética. La Secretaría de Energía invitó a participar a los agentes del MEM y estableció que para aquellos agentes que decidan no participar de la conformación del mismo, las acreencias resultantes del margen entre el precio de venta de la energía y el costo variable de generación serán canceladas a partir de la fecha en que las obras construidas con los recursos del

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FONINVEMEM tengan ingresos suficientes. Petrobras Energía participa en la conformación de dicho fondo, a través del aporte del 65% de las acreencias que se configuren en el período 2004-2006 en concepto de diferencia entre el precio de venta de la energía y el costo variable de generación. El valor nominal total de las acreencias aportadas al 31 de diciembre de 2005 ascendió a Ps.56 millones, de los cuales Ps.41 millones corresponden al ejercicio 2005. El valor nominal total estimado del aporte por todo el período 2004-2006 ascendería a la suma de U$S 35 millones. El monto final dependerá, entre otros factores, de las condiciones hídricas, del despacho que CAMMESA efectúe de las unidades de generación de la Sociedad y los precios resultantes de la energía. El 17 de octubre de 2005 y bajo los términos de la Resolución N° 1.193 de la Secretaría de Energía, Petrobras Energía conjuntamente con otros acreedores del MEM manifestaron formalmente su decisión de gestionar la construcción, la operación y el mantenimiento de dos centrales de al menos 800 MW cada una, con una fecha prevista de ingreso en operación de las turbinas de gas en diciembre de 2007 y el ingreso de los ciclos combinados completos para junio de 2008. Una vez puesta en marcha las centrales los montos aportados al FONINVEMEN, convertidos a U$S y ajustados con una tasa LIBOR más 1% anual, se reintegrarán en 120 cuotas mensuales. Petrobras Energía tendrá una participación estimada en el orden del 10% en los ciclos combinados, la cual quedará finalmente determinada en diciembre del 2006, momento en el que completarán los aportes comprometidos antes mencionados. Con el fin de recomponer el funcionamiento regular del MEM como un mercado competitivo, con oferta suficiente, en diciembre de 2004 la Secretaría de Energía se comprometió a sancionar sucesivos aumentos de los precios estacionales para alcanzar en noviembre de 2006 valores que cubran como mínimo los costos monómicos totales. Asimismo, una vez normalizado el mercado a partir de la entrada en operación comercial de la capacidad adicional aportada por el FONINVEMEM la Secretaría de Energía se comprometió a remunerar la energía con el precio marginal del sistema sancionado en el mercado “spot” y la potencia con los valores en dólares estadounidenses anteriores a la promulgación de la Ley de Emergencia Pública. Cuando esto ocurra, los precios del MEM volverán a sancionarse como era previamente a la ley de Emergencia Pública y a las sucesivas resoluciones que modificaron la normativa vigente hasta Diciembre de 2001. Con esto los generadores del MEM recompondrían su situación económica ya que los precios esperados para luego de la readaptación del mercado estarían rondando los 30U$S/MWh de la energía y los 10U$S/MWh en horas de pago de potencia como pago de capacidad, que comparado con los ocurrido durante el 2005 (el precio de la energía cerró en un promedio de 17U$S/MWh y la potencia en 4U$S/MWh en horas en que se remunera la potencia) representará una mejora muy significativa.

e) Recuperabilidad de Activos Quebrantos impositivos: Al 31 de diciembre de 2003, Petrobras Energía mantenía previsionados créditos fiscales provenientes de quebrantos impositivos por Ps.1.397 millones. La situación de la economía argentina, las incertidumbres vinculadas a la superación de la crisis manifestada en el 2001, y en particular la exposición de los resultados de la Sociedad a las fluctuaciones de la economía argentina y a las medidas adoptadas por el Gobierno Nacional, no permitían asegurar la recuperabilidad de los mismos

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Al 31 de diciembre de 2005 y 2004, considerando la visión de rentabilidad proyectada de los negocios de la Compañía, la Sociedad reversó parcialmente dicha previsión, reconociendo sendas ganancias de Ps.197 millones y Ps.268 millones. En el análisis, entre otras cuestiones claves, se han incorporado las expectativas de un horizonte de precios elevados y sostenidos de los commodities, la recuperación de la economía argentina, la relativa estabilidad y previsibilidad de las principales variables macroeconómicas del contexto argentino, incluyendo las definiciones del Gobierno Nacional en cuanto a la recuperación de los precios de la energía. Al 31 de diciembre de 2005, la Sociedad mantiene previsionados quebrantos impositivos por un total de Ps.805 millones, los cuales primariamente pueden ser utilizados hasta el ejercicio que finaliza el 31 de diciembre de 2007. Crédito del impuesto a la ganancia mínima presunta: Al 31 de diciembre de 2004 la Sociedad mantenía previsionados los pagos efectuados en concepto de impuesto a la ganancia mínima presunta correspondientes a los ejercicios 1998 a 2002, por un valor nominal de Ps.72 millones, en consideración a las incertidumbres existentes en torno a la posibilidad cierta de computarlos como pago a cuenta del impuesto a las ganancias. 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, 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. Al 31 de diciembre de 2005 la Dirección de la Sociedad evaluó como altamente probable la posibilidad de la utilización de estos pagos dentro del plazo legal de su prescripción, y en consecuencia reversó la previsión constituida, reconociendo una ganancia de Ps. 45 millones, que corresponde al valor descontado de tales pagos. Areas gasíferas en Argentina: En el ejercicio 2005 la Sociedad reconoció una utilidad de Ps.44 millones en concepto de reversión de desvalorizaciones sobre inversiones en áreas gasíferas constituidas en los ejercicios 2002 y 2003. En tal oportunidad, las disposiciones de la Ley de Emergencia Pública de 2001 habían provocado un desequilibrio importante en la ecuación económica financiera del negocio, y ofrecían limitadas posibilidades de negociar su recomposición. Las definiciones del Gobierno Argentino orientadas a recomponer las condiciones de rentabilidad del negocio del gas, incluyendo la formulación del sendero de precios que dispone la normalización del precio para el 2007, han modificado las estimaciones sobre la evolución futura del negocio del gas. 2) Reorganización Societaria de Petrobras Energía

Las Asambleas Extraordinarias de Accionistas de Petrobras Energía S.A, Eg3, PAR y de los socios cuotapartistas de PSF celebradas el 21 de enero de 2005 aprobaron el proceso de fusión por absorción, siendo Petrobras Energía S.A. la sociedad absorbente. Posteriormente, con fecha 3 de marzo de 2005 se suscribió el acuerdo definitivo de fusión. Se fijó como fecha efectiva de la fusión el 1 de enero de 2005, a partir de la cual se consideraron incorporados al patrimonio de Petrobras Energía S.A. todos los activos, pasivos, derechos y obligaciones que las sociedades incorporadas posean.

Petrobras Energía y Petrobras Energía Participaciones han contabilizado los efectos de la Reorganización Societaria de acuerdo al método de unificación de intereses que se describe en la Resolución Técnica (“RT”) Nº 18 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”).

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Las normas contables profesionales argentinas, si bien se refieren a las combinaciones de negocios, no indican el tratamiento contable aplicable a la combinación de negocios realizada entre entes integrantes de un mismo grupo económico. Ante la falta de una referencia normativa concreta, de manera supletoria, las mismas normas contables argentinas indican que las situaciones no previstas se resolverán siguiendo normas internacionales de aplicación generalizada teniendo en cuenta especialmente el mercado y regulaciones a que esté sujeto el ente emisor de los estados contables.

Al respecto, y considerando que las acciones Clase B de la Petrobras Energía Participaciones S.A. cotizan en el New York Stock Exchange de Estados Unidos de América, las normas contables allí vigentes (Statement of Financial Accounting Standard No. 141) indican que las combinaciones de negocios entre entes que no son independientes deben contabilizarse utilizando el método de unificación de intereses.

De conformidad a los lineamientos del método, los activos, pasivos y partidas del patrimonio neto de los entes que se combinan se registran en el ente combinado de acuerdo con las mediciones contables que tenían en los entes que se combinan a la fecha efectiva de la combinación.

De acuerdo a dicho método, los estados contables de los ejercicios anteriores deben mostrar los activos, pasivos y resultados del ente combinado como si la unificación de intereses se hubiese producido al comienzo del más antiguo de los ejercicios presentados. 3) Conversión de los contratos operativos en Venezuela Las operaciones en Venezuela son un componente importante de los negocios de la Sociedad. Un porcentaje significativo del total de reservas probadas combinadas de la Sociedad está ubicado en Venezuela. En el ejercicio 2005, la producción de Venezuela representó el 27,9% de la producción promedio total en barriles de petróleo equivalente de la Sociedad. Adicionalmente los activos en este país proveen un porcentaje significativo del total de flujos de fondo disponible (“free cash flow”) de la Compañía. En abril de 2005, el Ministerio de Energía y Petróleo de Venezuela (MEP) instruyó a Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) a revisar los 32 convenios operativos celebrados por filiales de PDVSA con empresas petroleras entre 1992 y 1997, entre los cuales se incluyen los contratos firmados por la Sociedad que regulan la explotación de las Áreas de Oritupano Leona, La Concepción, Acema y Mata. En criterio del MEP dichos convenios operativos contienen cláusulas que resultan incongruentes con la Ley Orgánica de Hidrocarburos vigente, sancionada en 2001. La instrucción del MEP también estableció que dentro del lapso de seis meses PDVSA debería tomar todas las medidas necesarias para convertir los convenios operativos actualmente vigentes en la modalidad de empresas mixtas, en las que el Estado Venezolano, a través de PDVSA, tendrá una participación mayor del 50%. Con relación a dichos convenios, el MEP ha dado instrucciones a PDVSA que el monto total de los pagos acumulados a los contratistas durante la vigencia restante de los convenios operativos no exceda el 66,67% del valor total determinado en dólares estadounidenses del petróleo crudo entregado bajo los convenios operativos vigentes. Durante 2005, a través de diversas iniciativas, PDVSA ha ejercido una fuerte acción sobre los convenios operativos vigentes, como incentivo a la migración. Entre otras:

(a) PDVSA aprobó un monto reducido de inversiones para el desarrollo del área Oritupano Leona, (b) se verificaron dificultades de parte PDVSA para la recepción del petróleo producido,

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(c) pago parcial en bolívares de la facturación. Al respecto, en junio de 2005, PDVSA notificó a

Petrobras Energía Venezuela S.A. (PEV) que procedería a pagar en bolívares los montos de las remuneraciones previstas en los convenios operativos vigentes que se correspondan con el componente nacional de los materiales y servicios suministrados. Dicha disposición modificó lo estipulado en los mencionados convenios operativos, conforme a los cuales los pagos de PDVSA deben efectivizarse en dólares estadounidenses. En la transición, y hasta que PDVSA realizara una auditoría que permitiera determinar la porción correspondiente al componente nacional, PDVSA dispuso pagar el 50% de los montos estipulados en los antedichos contratos en dólares estadounidenses y el 50% restante en bolívares. Posteriormente, y a partir de las cobranzas correspondientes a la producción del tercer trimestre de 2005, la porción del pago en bolívares se redujo al 25%,

(d) el Servicio Nacional Integrado de Administración Tributaria (SENIAT), realizó una sucesión

de inspecciones tributarias sobre las empresas que operan los 32 convenios operativos petroleros, y como resultado de estos procedimientos efectuó reparos a las presentaciones de obligaciones tributarias efectuadas oportunamente. En referencia a los mismos al 31 de diciembre de 2005 la Sociedad registró una pérdida de Ps.54 millones, y

(e) aumento de la tasa del impuesto sobre la renta del 34% al 50%.

Como una instancia previa a la adecuación de los convenios operativos actuales al nuevo esquema de negocios, el 29 de setiembre de 2005 PEV firmó sendos Acuerdos Transitorios con PDVSA, en los cuales se comprometió a negociar los términos y condiciones de la conversión de los acuerdos operativos de las Áreas de Oritupano Leona, La Concepción, Acema y Mata y adicionalmente reconoció la aplicación del límite del 66,67% sobre el valor pagado a los contratistas. El Acuerdo Transitorio para el Área Oritupano Leona se firmó condicionado a su previa aprobación por parte de la Asamblea Ordinaria de Accionistas de Petrobras Energía S.A. y por una Asamblea Extraordinaria de Petrobras Energía Participaciones S.A., las cuales se expidieron favorablemente al respecto. Al 31 de diciembre de 2005 las reservas probadas estimadas correspondientes a los negocios de la Sociedad en Venezuela totalizan 269 millones de barriles de petróleo equivalente, representando el 35,4% de las reservas totales de petróleo equivalente de la Sociedad. El total de las reservas de la Compañía en Venezuela está calculado sobre la base de la estructura contractual vigente el 31 de diciembre de 2005. A la fecha de los estados contables no existen precisiones sobre los términos definitivos de la conversión de los contratos operativos, no obstante ello basada en el marco de los acuerdos transitorios y en el estado actual de las negociaciones con PDVSA, la Sociedad estima que el proceso en curso conllevará un deterioro del valor de sus activos en dicho país y una reducción del volumen de sus reservas. En correspondencia con ello, al 31 de diciembre de 2005 la Sociedad registró previsiones por Ps.424 millones para adecuar el valor contable de los activos de Venezuela a su valor recuperable, de los cuales Ps.255 millones, Ps.110 millones y Ps.59 millones corresponden a bienes de uso, activos por impuesto diferido e inversiones no corrientes, respectivamente. A los efectos de la determinación del valor recuperable la Dirección de la Sociedad ha realizado proyecciones de flujos de fondos considerando la continuidad de los contratos vigentes durante el período de negociación y distintas estimaciones para la modalidad de empresas mixtas en adelante, conforme la información actualmente disponible en virtud del estado actual de las negociaciones en curso con PDVSA. Las proyecciones son altamente sensibles a cualquier cambio de las estimaciones consideradas y, en consecuencia, el resultado final del mencionado proceso de conversión de contratos podría diferir significativamente del estimado.

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4) Precios de los 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 sus productos derivados. Durante el ejercicio 2005 el precio del petróleo continuó su tendencia ascendente, superando los récords históricos verificados en el 2004. El WTI cerró a U$S 61,1 por barril, promediando en el año U$S 56,6 por barril (U$S 43,3 por barril y U$S 41,5 por barril, respectivamente, en 2004). Tanto factores de demanda como de oferta se conjugaron para sostener estos elevados precios. Al respecto, la aceleración del crecimiento mundial, la tensión en Medio Oriente y la sucesión de eventos climáticos adversos que provocaron el cierre de instalaciones del complejo petrolero en el Golfo de México, entre otros, actuaron como detonantes de una escalada alcista, la cual no evidencia perspectivas de un rápido descenso. Durante 2005, los precios internacionales del estireno se mantuvieron en niveles altos, incentivados por el costo de las materias primas, registrando una gran volatilidad, originada en los desequilibrios de precios entre las distintas regiones y en las adversidades climáticas que afectaron la zona productora en el golfo de México y sureste de los Estados Unidos. En este contexto, la diferencia de precios (spread) del estireno contra sus materias primas tuvo un incremento del 29 por ciento respecto de 2004. Los precios internacionales de poliestireno siguieron la tendencia del benceno y registraron niveles elevados. Los precios del caucho sintético siguieron a los incrementos de las materias primas, en especial los del butadieno, que crecieron un 40 por ciento. En fertilizantes, el precio internacional promedio de la urea fue superior en un 25% al del 2004. Consistentemente con la estrategia de integración de los negocios, la Sociedad administra los riesgos de precio con una visión que focaliza la exposición neta, monitoreando el conjunto de los riesgos de la cartera de activos. Como parte de este enfoque, regularmente la Dirección de la Sociedad evalúa la oportunidad de suscribir instrumentos financieros de cobertura. En Argentina, a medida que la Sociedad crece como una empresa integrada de energía y asigna una porción mayor de su producción de crudo al procesamiento en las refinerías propias, se modela un perfil de riesgo más asociado a la volatilidad de los precios de los productos derivados del petróleo, relativizando la exposición a las fluctuaciones del precio del crudo. 5) Instrumentos derivados financieros A partir del 1° de enero de 2003 entró en vigencia un nuevo conjunto normativo contable en la República Argentina, el cual, entre otras disposiciones introdujo sustantivas modificaciones en los criterios de reconocimiento, medición y exposición de los instrumentos derivados y operaciones de cobertura. Conforme a la nueva normativa, cuyos postulados están alineados con las normas contables internacionales emitidas por el International Accounting Standards Board (“IASB”), los instrumentos financieros derivados son contabilizados a su valor corriente, y en cuanto a su contrapartida, con un criterio muy restrictivo se permite en determinados casos la aplicación de una contabilidad de cobertura, bajo la cual los cambios en la medición contable del instrumento derivado son reconocidos en el rubro “Diferencias transitorias de medición de instrumentos derivados determinados como una cobertura eficaz” y posteriormente son reclasificados a resultados del ejercicio en el que la partida cubierta afecta tales resultados. En cuanto a los instrumentos que no resultan una cobertura eficaz, los cambios de valor de los mismos se reconocen directamente en el estado de resultados en el rubro “Resultados financieros y por tenencia”. A los efectos de aplicar la contabilidad de cobertura, se debe verificar que los cambios de valor del instrumento, tanto en su origen como en el resto de su vida, compensen entre un 80% y un 125% los cambios verificados en el sentido contrario del ítem o partida cubierta. No obstante los objetivos considerados en la oportunidad de su contratación, por imperio de la nueva formativa, no todas las posiciones de derivados de la Sociedad resultaron encuadradas bajo la contabilidad de cobertura. Conforme a ello, y en lo atinente a los contratos que no calificaron como una cobertura eficaz, se ha sustanciado una profunda asimetría en el reconocimiento contable de los resultados de los instrumentos y los de las partidas o ítems originalmente cubiertos.

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Al 31 de diciembre de 2004 y 2003, la posición de instrumentos derivados de crudo de la Sociedad estaba conformada en su integridad por contratos que no calificaron para la contabilidad de cobertura. La Sociedad reconoció por dichos instrumentos pérdidas financieras por Ps.295 millones en 2005 y Ps.687 millones en 2004. Al 31 de diciembre de 2005 la Sociedad no posee instrumentos derivados de crudo. 6) Producción de petróleo y gas en la Argentina

Las actividades de producción de petróleo en Argentina se desarrollan básicamente en campos maduros, en su mayoría bajo operaciones de recuperación secundaria que constituyen proyectos con uso intensivo de capital. Según los datos oficiales del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas, las reservas probadas de petróleo y gas natural de Argentina están cayendo desde el año 2000. De acuerdo a estas estimaciones las reservas de petróleo y gas en el período 2004 -2000 descendieron aproximadamente un 24%. En los últimos años no se han verificado en la Argentina descubrimientos de hidrocarburos de una magnitud importante como para sustentar un consumo energético basado en los mismos. Si bien se ha realizado actividad exploratoria, la madurez de las cuencas productivas ofrece limitadas oportunidades para ampliar en forma significativa el horizonte de reservas. Debido a la declinación propia de los mecanismos de drenaje característicos de los distintos yacimientos, se ha sustanciado una marcada declinación de las curvas de producción de petróleo en Argentina. Las importantes inversiones realizadas en el sector, en especial en tareas de perforación, reparación, infraestructura para extender el desarrollo primario y para mejorar la recuperación por recuperación secundaria, sólo permitieron atenuar tal comportamiento. En 2005, la producción de petróleo de la Argentina cayó por octavo año consecutivo, a 664.000 barriles por día, representando una reducción aproximada del 5% respecto de 2004. Acompañando este cuadro general, las reservas de petróleo y gas de la Compañía en Argentina en el período 2005 – 2000 declinaron aproximadamente 39% (sin considerar el efecto de las adiciones por la fusión). En la misma línea en 2005 la producción de petróleo y gas disminuyó 12% y 10% respectivamente, en comparación con las cifras del 2004. El gran desafío de la Compañía es posicionar a la exploración como el principal vehículo para el reemplazo de sus reservas. El plan de negocios prevé la concreción de importantes inversiones exploratorias, que incluyen oportunidades de exploración offshore. Debido a los riesgos inherentes a la actividad exploratoria, la Dirección de la Sociedad no puede asegurar la reversión de la tendencia declinante de sus reservas de hidrocarburos y de su producción de petróleo en Argentina. 7) Inversión en Enecor S.A. En julio de 2005, la Dirección Provincial de Energía de Corrientes (“DPEC”) resolvió no prestar conformidad para pago alguno a Enecor S.A. en virtud del contrato de electroducto e intimó a los garantes del contrato para dejar sin efecto las garantías irrevocables oportunamente constituidas. Por lo indicado, Enecor S.A. ha sufrido la suspensión no sólo del pago del canon sino también de las garantías establecidas a su favor. En virtud de esta acción, Enecor S.A. ha intimado a la DPEC y a los garantes a que abonen los cánones vencidos e impagos y se abstengan de alterar el contrato de electroducto y el régimen de garantías. Adicionalmente, se interpusieron demandas de amparo contra los organismos intervinientes en función de la ilegalidad manifiesta de sus resoluciones. El 21 de septiembre de 2005 se solicitó al ENRE, en su calidad de autoridad de aplicación del contrato de electroducto, que tome intervención. El ENRE dio vista de la presentación efectuada a la DPEC.

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En opinión de los asesores legales de Enecor S.A. la conducta de la DPEC y de los garantes es manifiestamente ilegítima y arbitraria, y constituye por parte de los referidos organismos claros incumplimientos de las obligaciones y compromisos oportunamente asumidos. La controversia descripta genera una duda sustancial sobre la habilidad de Enecor S.A. de continuar como empresa en marcha. En virtud de esta incertidumbre la Sociedad ha constituido una previsión de Ps.16 millones respecto a su inversión en Enecor S.A. 8) Operaciones en Ecuador Bloque 31

El Bloque 31 es un área en desarrollo con un importante potencial de reservas. Los trabajos exploratorios realizados resultaron exitosos y permitieron el descubrimiento de importantes volúmenes de reservas de crudo pesado. El Bloque 31 se encuentra ubicado en gran parte de su extensión en el Parque Nacional Yasuní, un área ecológica altamente sensible localizada en la región amazónica del Ecuador, que forma parte de las áreas pertenecientes al Patrimonio Nacional de Áreas Naturales, Bosques y Vegetación Protectores. En el 2000 se perforaron dos pozos exploratorios, los cuales resultaron exitosos y permitieron el descubrimiento de reservas de petróleo crudo pesado en un volumen que hubiera permitido su completamiento como pozos productivos, ello si previamente fueran emprendidas importantes inversiones de infraestructura, tales como oleoductos e instalaciones. En tal sentido en el año 2001, Oleoducto de Crudos Pesados S.A. (OCP) comenzó la construcción del oleoducto que permitiría evacuar la producción, el cual estuvo operativo a fines del 2003. Con importantes demoras en la dinámica prevista para su desarrollo, debido a la disminución del plan de inversiones de la Sociedad que se sucedió a partir de la crisis argentina de 2002, en el año 2003 se perforaron dos pozos adicionales, los cuales confirmaron el potencial de reservas del área. Debido a que al 31 de diciembre de 2003 no se preveía la perforación de nuevos pozos exploratorios, y dado que a dicha fecha aún no se habían probado reservas, de conformidad con los lineamientos del SFAS 19 la Sociedad imputó a resultados las inversiones exploratorias correspondientes a los dos primeros pozos, por un total de Ps.106 millones, manteniendo capitalizadas las inversiones exploratorias con menos de un año de antigüedad desde el completamiento de la perforación, conforme lo admite dicho pronunciamiento. En el transcurso del ejercicio 2004, habiéndose excedido el plazo de un año, se imputó a resultados el costo de los mismos, por Ps. 80 millones. En agosto de 2004, el Ministerio del Ambiente del Ecuador aprobó el Plan de Manejo Ambiental del Proyecto para el Desarrollo y Producción del Bloque 31 y otorgó la Licencia Ambiental para los campos Nenke y Apaika, para la fase constructiva del proyecto. Asimismo, en el mes de agosto de 2004, el Ministerio de Energía y Minas aprobó el Plan de Desarrollo del Bloque 31, lo cual marcó el comienzo del período de explotación de veinte años. Agrupaciones indígenas, ONG´s y grupos ambientalistas han realizado manifestaciones públicas contrarias al desarrollo del Bloque 31, argumentando respecto del peligro que representaría para la biodiversidad del Parque la realización de la actividad hidrocarburífera. Con fecha 7 de julio de 2005, el Ministerio del Ambiente, no autorizó el inicio de actividades constructivas para la realización de ciertas obras sobre el río Tiputini, (límite del Parque Nacional Yasuní), el paso temporal por dicho río y negó el ingreso al Parque Nacional Yasuní. Existe un recurso de amparo constitucional que fue presentado por Petrobras Energía Ecuador en contra del Ministerio del Ambiente por la prohibición de ingreso al Parque Nacional Yasuni, cuya resolución, desfavorable en primera instancia, ha sido apelada ante el Tribunal Constitucional, quien aún no se ha pronunciado. En paralelo a la presentación y resolución de los mencionados recursos, Petrobras Energía mantiene negociaciones con las autoridades competentes buscando una solución que permita continuar con el plan de desarrollo de los campos de Nenke y Apaika. En esa línea Petrobras Energía Ecuador presentó ante el Ministerio del Ambiente y el Ministerio de Energía y Minas cambios al diseño del plan desarrollo de los campos minimizando el área de utilización del parque nacional.

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Contrato de transporte de crudo con Oleoductos de Crudos Pesados Ltd. (OCP) Con relación a la explotación de los Bloques 18 y 31, la Sociedad ha celebrado un contrato con OCP, en virtud del cual se ha asegurado una 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 cumplimentar sus obligaciones contractuales por la totalidad del volumen contratado, con prescindencia del volumen real transportado, abonando, al igual que los restantes productores, una tarifa que cubre, entre otros, los costos operativos y servicios financieros de OCP. Al 31 de diciembre de 2005 dicha tarifa ascendía a U$S 2,26 por barril. Los costos por capacidad de transporte son facturados por OCP y cargados a gastos mensualmente. Al respecto, los costos correspondientes al volumen de crudo efectivamente transportado se imputan a la línea de “Gastos de administración y comercialización”, mientras que la porción correspondiente a la capacidad de transporte contratada y no utilizada, se expone en la línea “Otros resultados operativos”. La Sociedad estima que durante la vigencia del contrato de transporte “Ship or Pay” se configurarán sucesivos déficits de crudo producido respecto a la capacidad de transporte total contratada. Esta presunción esta basada en: (i) la gradualidad estimada del desarrollo del Bloque 31 y (ii) la actual visión de potencialidad de reservas del Bloque 31. En consideración a esta situación, a partir de julio de 2004 y hasta la finalización del contrato con OCP, la Sociedad vendió aproximadamente 8.000 barriles diarios. La incidencia del déficit neto es considerada a los efectos de analizar la recuperabilidad de los activos de Ecuador. Al 31 de diciembre de 2005 la Sociedad mantiene una previsión por desvalorización de los activos de Ecuador de Ps.330 millones. Por tal concepto, en el ejercicio 2003 la Sociedad registró pérdidas de Ps.309 millones.

Créditos fiscales de las operaciones

Al 31 de diciembre de 2005, la Sociedad, al igual que otras compañías que producen y exportan petróleo en Ecuador, mantienen un crédito con el fisco ecuatoriano (SRI) por el impuesto al valor agregado (IVA) a ser reintegrado en el momento en que se exporte petróleo. El SRI ha notificado que no procederá a su devolución por entender que este concepto fue considerado en la determinación de las participaciones en la producción de petróleo. Dicha resolución se encuentra recurrida ante el Tribunal Fiscal, el cual hasta la fecha no se ha expedido al respecto. Con fecha 11 de Agosto de 2004 el Congreso Nacional del Ecuador sancionó una ley interpretativa sobre el IVA, estableciendo que el reintegro de dicho impuesto no es aplicable a la actividad petrolera. Al 31 de diciembre de 2005 la sociedad mantiene créditos por IVA por un total de Ps.78 millones. A criterio de sus asesores legales, la Sociedad tiene el derecho a la devolución del IVA, ya sea por parte del SRI o renegociando su participación en la producción de petróleo, por cuanto al momento de establecerse dichas participaciones, la exportación de bienes y la prestación de servicios no se encontraban gravadas con IVA. No obstante lo indicado, y sin que ello represente una renuncia a sus legítimos derechos, en el ejercicio 2005 la Sociedad previsionó la totalidad del crédito. Acuerdo previo con Teikoku Oil Co Ltd. - Teikoku En enero de 2005, la Sociedad suscribió un acuerdo previo con Teikoku, a través del cual una vez obtenida la aprobación y autorización previa del Ministerio de Energía y Minas de Ecuador, la Sociedad cederá el 40% de los derechos y obligaciones de los contratos de participación de los Bloques 18 y 31. Asimismo las partes acordaron que Teikoku asumirá el pago del 40% del contrato de transporte de crudo con OCP desde el momento en que la producción del Bloque 31 alcance un promedio de 10.000 barriles diarios en un período de 30 días corridos. En la transición, y hasta que se verifique el hito precedentemente mencionado, solo con efecto entre las partes y sometido a las precitadas condiciones, Teikoku asumirá el pago del 20% del contrato a partir del 1 de julio de 2006. Adicionalmente, y solo con efecto entre las partes y sometido a las precitadas condiciones, Teikoku hará un único pago por un 20% adicional del contrato por el menor de los siguientes períodos, (a) 1° de julio de 2006 hasta que el Bloque 31 alcance la producción mencionada; o (b) los 18 meses consecutivos anteriores a tal nivel de producción.

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9) Operaciones en Perú

En el 2004, la Sociedad, a través de Petrobras Energía Perú S.A. llegó a un acuerdo con el Estado Peruano, por el cual se comprometió a realizar en el período 2004-2011, inversiones en el Lote X por aproximadamente U$S 97 millones. En contrapartida el Estado Peruano redujo el porcentaje correspondiente a las regalías que percibe por explotación de hidrocarburos. Los trabajos considerados inicialmente en este acuerdo comprenden la perforación de 51 pozos, el reacondicionamiento de 526 pozos, la rehabilitación de 177 pozos abandonados temporalmente, y la implementación y ampliación del proyecto de inyección de agua. El acuerdo ha modificado positivamente las proyecciones económicas de las operaciones en Perú. En virtud a ello, en el ejercicio 2004 se ha registrado un recupero parcial de quebrantos previamente previsionados, por Ps.31 millones. Adicionalmente se adicionaron reservas probadas, debido a que el nuevo esquema de regalías permitió incorporar proyectos de desarrollo que pasaron a ser rentables. Como resultado de las inversiones realizadas, en 2005 la Compañía logró un incremento del 12% de la producción de petróleo equivalente.

10) Operaciones en Bolivia A partir del 19 de Mayo de 2005, está en vigencia la Nueva Ley de Hidrocarburos No.3058, la cual abroga la antigua Ley de Hidrocarburos N° 1689 del 30 de abril de 1996. La mencionada Ley establece, entre otros puntos, una mayor carga tributaria para las empresas del sector a través de un porcentaje de regalías del 18% y de un Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) del 32% a ser aplicado en forma directa sobre el 100% de la producción, los cuales se suman a los impuestos vigentes a través de la Ley No.843. Por otro lado, obliga la migración de los Contratos de Riesgo Compartido suscriptos a nuevos contratos de acuerdo con las modalidades establecidas, e introduce cambios en la actividad de distribución de productos derivados. En fecha 20 de Mayo de 2005 se firmaron contratos de Asociación Accidental entre la empresa estatal YPFB y las empresas de distribución de carburantes para ampliar el plazo de operación por parte de estas últimas, hasta que YPFB disponga de los recursos financieros necesarios para el desarrollo de dicha actividad en todo el territorio nacional. A la fecha, el gobierno no ha presentado a las empresas petroleras los nuevos modelos de contratos mencionados en la Ley (operación, producción compartida y asociación). El impacto para la Compañía, correspondiente a la migración de los actuales Contratos de Riesgo Compartido, será analizado una vez se de a conocer los modelos propuestos y sus reglamentos respectivos. 11) Beneficio Fiscal Operaciones de Innova – FUNDOPEM

La Sociedad, a través de sus operaciones de Innova en Brasil, goza de un beneficio fiscal, según un programa de incentivos otorgados por el Estado de Rio Grande du Sul, en Brasil a las empresas radicadas en dicho estado. El beneficio obtenido consiste en la reducción del 60% del impuesto ICMS, hasta el año 2007. Por la aplicación de este programa, en los ejercicios 2005 y 2004 la Sociedad reconoció una utilidad de Ps. 42 millones y Ps.27 millones, respectivamente. En el ejercicio 2006 Innova comenzará con la construcción de una nueva planta de Etilbenceno. Esta nueva planta permitiría atender las exigencias legales para extender tal beneficio.

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12) Medio Ambiente Los pasivos relacionados con costos futuros de remediación son registrados cuando la evaluación ambiental es probable, y los costos pueden ser estimados razonablemente. La oportunidad y la magnitud de dichas provisiones están generalmente enmarcadas en el 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 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. Cambios en las leyes y regulaciones ambientales o en la tecnología disponible y el mayor conocimiento de las condiciones de la explotación pueden provocar que los costos reales difieran de las estimaciones. En los ejercicios 2005 y 2004 el total imputado a resultados por costos de remediación ambiental totalizó Ps.29 millones y Ps. 51 millones, respectivamente.

13) Cambios en las normas contables profesionales

El 10 de agosto de 2005, el Consejo Directivo del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (“CPCECABA”) aprobó la Resolución CD N° 93/2005, por medio de la cual incorporó una serie de cambios en las normas contables profesionales, con vigencia para los ejercicios iniciados a partir del 1° de enero de 2006, y adicionalmente contempla normas de transición que difieren la vigencia obligatoria de ciertos cambios para los ejercicios iniciados a partir del 1° de enero de 2008. Los cambios que pueden resultar de mayor relevancia para la Sociedad se detallan a continuación:

(i) Para la comparación entre el valor de libros de los bienes de uso y ciertos activos intangibles y sus valores recuperables se elimina la comparación con el valor nominal de los flujos netos de fondos esperados y deberá registrarse una desvalorización siempre que el valor actual esperado de los flujos netos de fondos (y el valor neto de realización) resulten menores que el valor contable.

(ii) Dejarán de exponerse como partidas intermedias entre el pasivo y el patrimonio neto y se

transferirán al patrimonio neto las diferencias transitorias originadas en la conversión de estados contables, en el reconocimiento de resultados vinculados con la inversión neta en entidades no integradas.

(iii) Se establece que la diferencia entre el valor contable ajustado por inflación de los bienes de uso

(y otros activos no monetarios) y su base fiscal es una diferencia temporaria que daría lugar al reconocimiento de un pasivo diferido, pero se admite que siga considerándose como una diferencia permanente, requiriéndose en este caso la presentación de cierta información complementaria,

Adicionalmente, existe una modificación en la medición de activos y pasivos por impuestos diferidos, los cuales no deben descontarse para los entes que estén en el régimen de oferta pública, unificando así su tratamiento con las normas de la CNV.

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A través de las Resoluciones Generales No. 485 y No. 487, de fecha 29 de diciembre de 2005 y 26 de enero de 2006, la CNV aprobó los citados cambios, los cuales resultarán efectivos para los ejercicios que se inicien a partir del 1 de enero de 2006. Por aplicación de los citados cambios normativos, la eliminación de la utilización del flujo de fondos sin descontar como primera pauta de medición para evaluar la recuperabilidad de los activos implicará la reducción del patrimonio neto en aproximadamente 170. Dicho número no incluye el efecto, si lo hubiere, que pudiera surgir derivado del análisis de recuperabilidad de ciertas inversiones en sociedades no controladas. En relación con las diferencias transitorias de conversión, su exposición en un rubro especial del patrimonio neto implicará al 31 de diciembre de 2005 la reducción del mismo en 22. A la fecha de los presentes estados contables el Directorio de la Sociedad no ha decidido la opción a adoptar respecto a la contabilización o exposición en nota del efecto del ajuste por inflación contable en el impuesto diferido. La eventual contabilización del mismo implicaría un aumento del pasivo, y la consiguiente reducción del patrimonio neto por aproximadamente 800. La Sociedad informará la opción a adoptar en materia de impuesto diferido, dentro del plazo previsto por la Bolsa de Comercio de Buenos Aires para la presentación de estados contables anuales.

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Análisis de los Resultados Consolidados El siguiente cuadro expone los resultados de la Sociedad correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2005 y 2004 de conformidad con las normas contables profesionales y, comparativamente a los efectos del presente análisis, los resultados pro forma que excluyen los efectos de la consolidación proporcional de las sociedades bajo control conjunto. A los efectos de este último propósito, la participación proporcional de la Sociedad sobre los resultados de aquellas compañías bajo control conjunto se expone en la línea de resultados de inversiones permanantes. Con propósitos comparativos, las informaciones del ejercicio 2004 incluyen los resultados de EG3 S.A., Petrobras Argentina S.A. y Petrolera Santa Fe S.R.L., como si la fusión hubiera ocurrido el 1 de enero de 2004. Considerando que la fecha efectiva de la fusión es el 1° de enero de 2005, el total de patrimonio neto y el resultado neto de los ejercicios anteriores que se presentan en forma comparativa no cambian por efectos de la fusión, motivo por el cual la contrapartida del efecto neto de las adiciones efectuadas, tanto a nivel patrimonial como de resultados, se imputa respectivamente a las cuentas de Participación de Terceros en Sociedades Controladas.

Utilidad nea: La utilidad neta del ejercicio 2005 disminuyó Ps. 65 millones o 9,6% a Ps.613 millones de Ps.678 millones del ejercicio comparativo. Las operaciones del ejercicio se desarrollaron en un escenario caracterizado por los elevados precios internacionales del crudo y de los principales productos derivados, en el cual se configuró un significativo crecimiento de la utilidad operativa. No obstante esto, la magnitud de los efectos negativos estimados del proceso de migración de los contratos operativos en Venezuela incidió gravitantemente en la evolución de los resultados y relativizó la dimensión de la mejora operativa. Adicionalmente impactó negativamente el aumento del cargo de impuesto a las ganancias, cuya incidencia en el ejercicio 2004 se absorbía contra la previsión constituida de quebrantos impositivos.

En contrapartida, la menor posición de instrumentos financieros derivados que no califican para la contabilidad de cobertura implicó una importante reducción de las pérdidas asociadas, mitigando los efectos negativos precedentes.

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Ventas netas: Las ventas netas aumentaron Ps.1.892 millones o 21,6% a Ps.10.655 millones de Ps.8.763 millones del ejercicio comparativo. Las ventas del ejercicio 2005 incluyen Ps.513 millones y Ps.651 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente, (neto de Ps.21 millones de ventas intersegmento). Las ventas del ejercicio 2004 incluyen Ps.485 millones y Ps.535 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente (neto de Ps.13 millones de ventas intersegmento). Excluyendo los efectos de la consolidación proporcional, las ventas netas crecieron Ps.1.756 millones o 22,6% a Ps.9.512 millones de Ps.7.756 millones del ejercicio comparativo, impulsadas por un significativo incremento del WTI y de los principales derivados petroquímicos y refinados. Las ventas de los segmentos de Exploración y Producción de Petróleo y Gas; Petroquímica y Refinación y Distribución, incluyendo ventas intersegmento, aumentaron Ps.1.010 millones (28%), Ps.301 millones (16%) y Ps.497 millones (15%), respectivamente. Reflejando la integración creciente de las operaciones de los negocios, las ventas intersegmentos ascendieron a Ps.2.172 millones de Ps.1.924 millones, respectivamente. La mayoría de estas ventas se configuran entre Exploración y Producción de Petróleo y Gas y Refinación y Distribución. Utilidad bruta: La utilidad bruta del ejercicio se acrecentó Ps.625 millones o 21% a Ps.3.597 millones de Ps.2.972 millones La utilidad bruta del ejercicio 2005 incluye Ps.243 millones y Ps.97 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente La utilidad bruta del ejercicio 2004 incluye Ps.250 millones y Ps.86 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente, y 3 millones de eliminaciones. Excluyendo los efectos de la consolidación proporcional, la utilidad bruta del ejercicio 2005 creció Ps.624 millones o 23,7%, a Ps.3.257 millones de Ps.2.633 millones. Este incremento se origina principalmente por un aumento en los segmentos de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, Ps.723 millones, y de Electricidad, Ps.52 millones, parcialmente compensado por una disminución de Ps.150 millones en el segmento de Refinación y Distribución. Véase “Análisis de la Utilidad Operativa” Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización crecieron Ps.94 millones u 11,1% a Ps.941 millones de Ps.847 millones del ejercicio comparativo. El ejercicio 2005 incluye Ps.18 millones y Ps.73 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente. El ejercicio 2004 incluye Ps.16 millones y Ps.66 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente. Excluyendo los efectos de la consolidación proporcional, los gastos de administración y comercialización se incrementaron Ps.85 millones u 11,1% a Ps.850 millones de Ps.765 millones del ejercicio comparativo. Véase “Análisis de la Utilidad Operativa” Gastos de exploración: Los gastos de exploración disminuyeron Ps.99 millones a Ps.34 millones de Ps.133 millones del ejercicio comparativo. Véase “Análisis de la Utilidad Operativa – Exploración y Producción de Petróleo y Gas”. Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos totalizaron pérdidas de Ps.329 millones y Ps.324 millones, respectivamente. Los otros resultados operativos del ejercicio 2005 incluyen pérdidas de Ps.3 millones y Ps.5 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente. Los otros resultados operativos del ejercicio 2004 incluyen pérdidas de Ps.19 millones y Ps.6 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente, y Ps.3 millones de eliminaciones.

Excluyendo los efectos de la consolidación proporcional, los otros resultados operativos totalizaron pérdidas de Ps.321 millones y Ps.296 millones. Véase “Análisis de la Utilidad Operativa”. Utilidad operativa: La utilidad operativa creció Ps.625 millones o 37,5% a Ps.2.293 millones de Ps.1.668 millones. El ejercicio 2005 incluye Ps.222 millones y Ps.19 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente El ejercicio 2004 incluye Ps.215 millones y Ps.14 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente.

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Excluyendo los efectos de la consolidación proporcional, la utilidad operativa registró un aumento de Ps.613 millones o Ps.42,6% a Ps.2.052 millones de Ps.1.439 millones del ejercicio comparativo. El incremento de la utilidad operativa se debió principalmente al incremento de la utilidad bruta del segmento Exploración y Producción de Petróleo y Gas. Véase “Análisis de la Utilidad Operativa – Cifras sin consolidación Proporcional – Utilidad de Explotación”. Resultados de inversiones no corrientes: Los resultados por la participación en sociedades no corrientes aumentaron Ps.90 millones o 118,4% a Ps.166 millones de Ps.76 millones del ejercicio comparativo. Excluyendo los efectos de la consolidación proporcional, los resultados de inversiones no corrientes aumentaron Ps.103 millones o 130,4% a Ps.182 millones de Ps.79 millones del período comparativo. Este aumento se deriva principalmente de las mejoras en los resultados de Citelec. CIESA y PBR, parcialmente compensado por las desvalorizaciones de las inversiones de Coroil y Mata. Véase “Análisis de los Resultados de Inversiones no Corrientes”. Resultados financieros y por tenencia: Los resultados financieros y por tenencia disminuyeron Ps.366 millones o 28,9% a Ps.899 millones de Ps.1.265 millones del ejercicio comparativo. El ejercicio 2005 incluye pérdidas financieras por Ps.128 millones y Ps.19 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente El ejercicio 2004 incluye pérdidas financieras por Ps.144 millones y Ps.20 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec, respectivamente Excluyendo los efectos de la consolidación proporcional, los resultados financieros y por tenencia representaron pérdidas de Ps.752 millones y Ps.1.101 millones para ambos ejercicios. La disminución se corresponde primariamente con la declinación de las pérdidas asociadas a los instrumentos derivados de precio de crudo, a Ps.295 millones de Ps.687 millones, respectivamente, en cuya determinación confluyeron: (a) el menor volumen expuesto y (b) un menor incremento de la curva futura del crudo, 30,4% en comparación a 53,9%. En sentido contrario se registraron en el ejercicio 2005 menores resultados por venta de títulos, pérdida de Ps.4 millones respecto de una ganancia de Ps.103 millones del ejercicio 2004, principalmente por los cambios implementados por PDVSA en la operatoria de cancelación de las remuneraciones previstas en los convenios operativos. El cargo por intereses aumentó levemente 1,9% a Ps.479 millones de Ps.470 millones del ejercicio comparativo, en línea con el aumento del tipo de cambio sobre el endeudamiento que mayoritariamente está expresado en dólares estadounidenses. El endeudamiento promedio expresado en dólares estadounidenses se redujo 5%. Otros egresos, netos: Los otros egresos netos totalizaron pérdidas de Ps.332 millones en el ejercicio 2005 y de Ps.40 millones en el ejercicio comparativo. Los otros egresos netos incluyen para el ejercicio 2005 Ps.11 millones de pérdida correspondientes a la participación en Distrilec, mientras que para el ejercicio 2004 incluyen Ps.14 millones de pérdida correspondientes a la participación en CIESA y una utilidad de Ps.7 millones correspondientes a Distrilec. Excluyendo los efectos de la consolidación proporcional, los otros egresos netos totalizaron pérdidas de Ps.321 millones y Ps.33 millones del ejercicio comparativo. Los resultados del ejercicio 2005 incluyen principalmente:

• Previsión por desvalorización activos de Venezuela, Ps.255 millones. • Previsión sobre los préstamos realizados a socios en consorcios de Venezuela, Ps.55 millones. • Previsión por desvalorización de la participación en Enecor S.A., Ps.16 millones en 2005. • Determinación SENIAT – Venezuela, Ps.54 millones. • Reversión del impairment en el área gasífera Río Neuquén – Ps.44 millones de ganancia.

Los resultados del ejercicio 2004 incluyen principalmente:

• Desvalorización del área Acema, en Venezuela, Ps.12 millones • Previsión sobre el valor contable de préstamos realizados a socios en consorcios de Venezuela, Ps.15

millones.

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Impuesto a las ganancias: El cargo por impuesto a las ganancias representó en el presente ejercicio una pérdida de Ps.381 millones en comparación a una ganancia de Ps.211 millones del ejercicio comparativo. El ejercicio 2005 incluye pérdidas de Ps.10 millones y Ps.16 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec. El ejercicio 2004 incluye pérdidas de Ps.6 millones y Ps.20 millones correspondientes a las participaciones en CIESA y Distrilec. Excluyendo los efecto de la consolidación proporcional, el impuesto a las ganancias, representó en el ejercicio 2005 una pérdida de Ps.355 millones en comparación a una utilidad de Ps.237 millones del ejercicio 2004. Los cargos por impuesto a las ganancias de ambos ejercicios incluyen ganancias por reversión de previsiones constituidas sobre créditos fiscales provenientes de quebrantos impositivos por Ps. 197 millones en 2005 y Ps.299 millones en 2004, monto que incluye Ps.31 millones correspondiente a Petrobras Energía Perú S.A. Adicionalmente en el ejercicio 2005 Petrobras Energía reconoció una utilidad de Ps.45 millones, en concepto de reversión de la previsión constituida sobre los pagos efectuados en concepto de impuesto a la ganancia mínima presunta correspondientes a los ejercicios 1998 a 2002. Derivado del análisis de recuperabilidad de valor contable de los activos en Venezuela, en el ejercicio 2005 se constituyó una previsión por desvalorización de activos fiscales diferidos por Ps.110 millones. Excluyendo los efectos indicados, el cargo por impuesto a las ganancias del ejercicio 2005 se elevó a Ps.487 millones respecto de Ps.62 millones, debido principalmente a que en el ejercicio 2004 la provisión de impuestos correspondiente a Petrobras Energía S.A. se absorbía contra la previsión constituida de quebrantos impositivos. Adicionalmente contribuyen al aumento señalado el incremento de la tasa de impuestos a las ganancias en Venezuela, del 34% al 50%, a la par de los mejores resultados operacionales de Ecuador y Perú.

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Análisis de la Utilidad Operativa

Exploración y Producción de Petróleo y Gas El siguiente cuadro expone la integración del resultado operativo del segmento de negocios: (cifras en millones de pesos)

2 0 0 5 2 0 0 4

Ven tas n e tas 4.657 3.647

Co s to s d e v en tas (2.034) (1.747)

Utilid ad b ru ta 2.623 1.900 Gas to s d e ad min is tració n y co mercializació n (248) (221)

Gas to s d e exp lo ració n (34) (133) Otro s res u ltad o s o p erativ o s (314) (286)

Utilid ad o p erativ a 2.027 1.260 Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento de negocios de Exploración y Producción de Petróleo y Gas aumentó Ps.767 millones o 60,9% a Ps.2.027 millones de Ps.1.260 millones del ejercicio comparativo. Explican principalmente esta variación, el crecimiento del 34,7% de los precios promedio de venta de petróleo equivalente, al cual contribuyeron (i) el incremento del 36,5% del precio de referencia internacional (WTI), (ii) el devengamiento de la remuneración adicional en el área Oritupano Leona, en Venezuela, neta del límite al precio de venta impuesto por el gobierno venezolano del 66,67%, el cual representó ventas adicionales por Ps.284 millones. Ventas: Las ventas del segmento de negocios correspondientes al ejercicio 2005 aumentaron Ps.1.010 millones o 27,7% a Ps.4.657 millones de Ps.3.647 millones del ejercicio comparativo. Este crecimiento se explica principalmente por el incremento del 34,7% del precio promedio de venta de crudo equivalente, compensado parcialmente por la reducción del 5% de los volúmenes comercializados de petróleo equivalente. En 2005, el volumen diario de petróleo y gas comercializado disminuyó a 170,9 miles de barriles de petróleo equivalente de 179,9 miles de barriles de petróleo equivalente. El volumen comercializado de petróleo cayó 2,7% a 120,5 miles de barriles por día de123,9 miles de barriles por día, mientras que el volumen diario de gas se redujo un 10,8%, totalizando 300 millones de pies cúbicos y 336,2 millones de pies cúbicos, respectivamente. En Argentina Las ventas de las operaciones en Argentina aumentaron Ps.138 millones o 6,7% a Ps.2.182 millones de Ps.2.044 millones. El volumen diario de venta conjunta de petróleo y gas disminuyó 10,3% a 91,7 mil barriles de petróleo equivalente en 2005 de 102,2 mil barriles de petróleo equivalente en el ejercicio comparativo, debido principalmente a la declinación natural de los yacimientos en Argentina, la cual es muy marcada por tratarse de campos maduros en etapa de producción por recuperación secundaria. Al respecto, las importantes inversiones realizadas en el ejercicio, fundamentalmente en proyectos de mejora de la curva básica de producción de los yacimientos, permitieron atenuar esta curva.

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La venta de petróleo crudo aumentó Ps.94 millones o 5,1% a Ps.1.944 millones de Ps.1.850 millones del ejercicio comparativo. Este incremento está configurado por el aumento del 15,2% del precio promedio de venta, a Ps.99,9 por barril de Ps.86.7 por barril. Al respecto la vigencia del régimen de retenciones a las exportaciones de crudo impidió capitalizar los beneficios de un escenario favorable de precios. El mismo resultó determinante para la fijación de precios de venta local al segmento de downstream, consecuentemente con la intención del Gobierno Nacional de fijar un marco que propenda a la estabilidad de precios de los combustibles. El volumen comercializado de petróleo se contrajo un 8,7%, a 53,2 miles de barriles de 58,3 miles de barriles. Las ventas de gas crecieron 19,6% o Ps.38 millones, a Ps.232 millones de Ps.194 millones, principalmente por el incremento del 36,3% del precio de venta, compensado parcialmente por la disminución del 12,1% de los volúmenes diarios comercializados. El precio promedio de venta aumentó a Ps.2,74 por millones de pies cúbicos de Ps.2,01 por millones de pies cúbicos debido principalmente a la aplicación del sendero de precios fijado por la Secretaría de Energía a partir de mayo de 2004, mayores precios de exportación por suba en la cotización del metanol y la renegociación de los contratos a clientes industriales. Los volúmenes diarios de gas comercializados disminuyeron a 231,7 millones de pies cúbicos de 263,7 millones de pies cúbicos. En el exterior La venta conjunta de petróleo y gas de las operaciones del exterior aumentó Ps.875 millones o 55,1% a Ps.2.462 millones de Ps.1.587 millones. Los volúmenes totales comercializados de petróleo y gas crecieron levemente 1,4% a 78,8 mil boe/d de 77,7 mil boe/d. El precio promedio de venta de petróleo equivalente por barril se incrementó 53,1% a Ps.85,4 de Ps.55,8. Venezuela Las ventas de petróleo y gas del 2005 crecieron Ps.364 millones o 44,9% a Ps.1.175 millones de Ps.811 millones del ejercicio comparativo. En el ejercicio 2005, el precio promedio por barril de petróleo creció 55,3% a Ps.72,2 de Ps.46,5. Esta variación está determinada principalmente por el mencionado comportamiento del WTI y adicionalmente por el devengamiento de la remuneración adicional prevista en el convenio operativo del área Oritupano Leona. La producción acumulada del yacimiento Oritupano-Leona durante el primer trimestre del año superó el nivel de producción de 155 millones de barriles contados desde el inicio del convenio operativo. A partir de este hito toda producción incremental se comenzó a retribuir con un incentivo adicional. Esta remuneración adicional estuvo posteriormente limitada por la aplicación del tope establecido del 66,67% al precio de venta impuesto por el gobierno venezolano previsto en los acuerdos transitorios para la migración a Empresa Mixta. Con el límite indicado, esta remuneración representó ventas adicionales por Ps.284 millones. El volumen diario de petróleo equivalente vendido disminuyó 7,2 %, a 47,6 mil boe de 51,3 mil boe del ejercicio comparativo, como consecuencia principalmente de los importantes recortes al plan de inversiones para el área Oritupano-Leona que dispuso Petróleos de Venezuela al momento de aprobar los presupuestos para el ejercicio 2005. Por ser campos maduros, el menor flujo de inversiones impidió revertir la declinación natural de los yacimientos. Ecuador En Ecuador, las ventas de petróleo de 2005 aumentaron 113,4% a Ps.446 millones de Ps.209 millones, impulsadas por los mayores volúmenes y los mayores precios de venta. El volumen diario comercializado de petróleo aumentó 63,8% a 9,5 mil barriles por día. El volumen comercializado en el presente ejercicio incluye la venta de 202,7 miles de barriles, correspondientes a la producción de diciembre de 2004, cuya venta, por una decisión comercial, fue postergada al mes de enero de 2005. Sin considerar este efecto, el volumen diario comercializado aumentó 40,7% a 8,9 mil barriles. Este incremento está configurado principalmente por el progresivo desarrollo del bloque, en línea con las inversiones realizadas, las que incluyen la perforación de once pozos y distintos trabajos de reparaciones.

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El precio de venta aumentó 30,6% a Ps.129,4 por barril de Ps.99,1 por barril, debido principalmente al incremento del precio de su referente internacional, el crudo oriente, cuya magnitud resultó inferior a la del WTI debido al aumento del descuento para este tipo de crudo. Perú En Perú, las ventas de petróleo y gas en el 2005 se incrementaron Ps.247 millones o 53,9% a Ps.705 millones de Ps.458 millones del ejercicio comparativo, principalmente por la variación positiva del 36,9% del precio de venta de petróleo equivalente y por el crecimiento del 12,4% del volumen de petróleo equivalente comercializado. El precio del petróleo crudo aumentó 40,3% a Ps.147,9 por barril de Ps.105,4 por barril impulsado por el aumento del 39% de su referencia internacional, (una combinación del crudo oriente y WTI). El precio de gas disminuyó levemente 4,3% a Ps.4,9 de Ps.5,12 por millón de pie cúbico, como consecuencia del aumento de la oferta de gas, motivada por el ingreso al mercado del gas de la formación de Camisea, que constituyen la más importante reserva de gas de Perú y una de las más importantes en América Latina. Los volúmenes diarios comercializados aumentaron a 14,5 mil barriles de petróleo equivalente de 12,9 mil barriles de petróleo equivalente del ejercicio comparativo. La perforación de 30 pozos productores y 15 reparaciones primarias y secundarias impulsaron el mencionado incremento de volúmenes. Bolivia Las ventas de petróleo y gas en el 2005 aumentaron a Ps.136 millones de Ps.108 millones. El volumen conjunto diario de petróleo y gas comercializado registró una disminución del 4,1%, totalizando 7,4 mil boe, debido a una menor nominación de gas con destino a Brasil. El precio promedio de venta de gas aumentó 41% a Ps.7,37 por millones de pies cúbicos de Ps.5,23 por millones de pies cúbicos. Este incremento se debe principalmente al aumento del fuel oil utilizado como base de cálculo para la determinación del precio de exportación con destino a Brasil. México Las ventas de otros servicios de 2005 ascendieron a Ps. 12 millones, 20% superior a los Ps. 10 millones del período comparativo. Utilidad bruta: La utilidad bruta del segmento de negocios en 2005 creció Ps.723 millones o 38,1%, a Ps.2.623 millones de Ps.1.900 millones. El respectivo margen sobre ventas aumentó a 56,3% de 52,1%. Este incremento en los márgenes está configurado principalmente por el incremento de los precios promedio de venta de petróleo equivalente. El costo de extracción (“lifting cost”) aumentó 26,4%, a Ps.11 por barril de petróleo equivalente de Ps. 8,7 por barril de petróleo, principalmente por aumento de las tarifas de los servicios petroleros y de la energía eléctrica, y por los costos incrementales asociados a la implementación de nuevos estándares de seguridad y medio ambiente. Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización en el 2005 crecieron 12,2%, o Ps.27 millones a Ps.248 millones de Ps.221 millones del ejercicio comparativo. Determinan principalmente esta variación el incremento del costo de transporte de crudo ante el aumento de los volúmenes comercializados y de tarifa en Ecuador, y en menor medida, el incremento de los costos de mano de obra.

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Gastos de exploración: Los gastos de exploración totalizaron Ps.34 millones en 2005 y Ps.133 millones en 2004. El cargo del presente ejercicio está determinado principalmente por trabajos de sísmica 3D en las cuencas Austral y Neuquina. En el ejercicio 2004 se imputaron a resultados inversiones en pozos exploratorios del Bloque 31 en Ecuador por Ps.80 millones y en Argentina, en las áreas Aguaragüe y Puesto Zúñiga por Ps.41 millones. Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos representaron pérdidas de Ps 314 millones y Ps.286 millones, respectivamente. Las pérdidas del presente ejercicio se corresponden principalmente con los costos asociados a la capacidad de transporte no utilizada del contrato Ship or Pay con OCP en Ecuador, Ps.184 millones, pérdida por desvalorización de créditos fiscales de IVA, Ps. 78 millones y gastos por remediación ambiental, Ps.27 millones. En el ejercicio 2004 los otros resultados operativos comprenden principalmente los costos asociados a la capacidad de transporte no utilizada del contrato Ship or Pay, Ps.184 millones, gastos por remediación ambiental, Ps.51 millones, baja de proyectos, Ps.5 millones y pérdidas por renegociación de contratos.

Refinación y Distribución

El siguiente cuadro expone la integración del resultado operativo del segmento de negocios: (cifras en millones de pesos)

Utilidad operativa. El resultado operativo del segmento de negocios de Refinación y Distribución representó en el ejercicio 2005 una pérdida de Ps.149 millones en contraste a una ganancia de Ps.10 millones acumulada en el ejercicio comparativo. En el marco de la política de control inflacionaria llevada a cabo por el Gobierno Argentino, durante 2005 los márgenes del gas oil y naftas en el mercado interno evidenciaron una nueva retracción frente a la suba del 17% que experimentó el costo del crudo. En este sentido la aplicación del régimen de retenciones a las exportaciones de petróleo resultó un paliativo que permitió morigerar el incremento de un 36,5% de la referencia internacional.

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Adicionalmente en el ejercicio 2005 se configuraron importantes pérdidas operativas debido a la necesidad de importar gas oil a los efectos de satisfacer una demanda interna creciente y déficits de producción generados por paradas de mantenimiento programadas en las refinerías. El efecto combinado de precios internacionales en alza y precios locales controlados derivó en la determinación de márgenes de importación negativos. Medidas transitorias del Gobierno Nacional, en lo relativo a la exención impositiva del impuesto a los combustibles líquidos y de la tasa del gas oil para la importación del producto, permitieron atenuar dichos efectos. Durante 2005 la importación de gas oil se redujo a 272 mil metros cúbicos de 322 mil metros cúbicos del ejercicio 2004. No obstante ello, por incidencia del aumento de los precios internacionales las pérdidas asociadas se elevaron a Ps. 82 millones de Ps. 21 millones del 2004. La Dirección de la Sociedad a definido acciones tendientes a evitar la reiteración del perjuicio generado por la importación debido a que se estima se mantendrán las condiciones de mercado que generan márgenes negativos de importación de gas oil. Ventas: Las ventas de productos refinados en el ejercicio 2005 aumentaron Ps.497 millones o 14,8%, a Ps.3.856 millones de Ps.3.359 millones, impulsadas principalmente por los mayores precios de los productos comercializados no alcanzados por la política de estabilización de precios indicada anteriormente. Los volúmenes totales de venta aumentaron un 2,6%, con un incremento del 8% en el mercado local, parcialmente compensado por una retracción en las exportaciones. En el contexto de la significativa suba del 36,5% en el WTI, los precios promedios de ventas del gas oil bunker, productos pesados, asfaltos, parafinas y derivados de reforma, registraron mejoras del 63%, 47%, 35%, 26% y 15%, respectivamente. En el ejercicio 2005 la corrida de crudo de las refinerías estuvo en niveles similares al ejercicio comparativo, promediando 62,9 miles de barriles/día y 63,1 miles de barriles/día, respectivamente.

Los volúmenes totales de venta de gas oil disminuyeron 2,6% a 1.741 mil metros cúbicos, motivado principalmente por la declinación de los volúmenes exportados, parcialmente compensado por mayores ventas en el mercado local. Los menores volúmenes exportados se corresponden principalmente con los cambios verificados en la política comercial a partir de la fusión operativa de las operaciones de la Sociedad y EG3. En 2004, en una fase previa a la plena integración y complementariedad de las operaciones, los excedentes de la refinería San Lorenzo eran canalizados a través de operaciones de comercio exterior, mientras que los déficits de la red de EG3 respecto a su propia producción de la Refinería de Bahía Blanca, eran cubiertos a través de compras a terceros. Si bien las ventas locales se incrementaron un 4%, el efecto combinado de la reducción de importaciones de gas oil, y el incremento del 7,5% del mercado local, hicieron que en 2005 el market share de la Compañía se reduzca levemente al 14,2% del 14,6% del ejercicio comparativo. Los volúmenes totales de venta de naftas comerciales aumentaron 3,8% a 715 mil metros cúbicos, principalmente por un incremento del 7,4% en las ventas locales, acompañando el crecimiento del 8,9% del mercado de naftas. En este contexto la participación de mercado de la Compañía fue del 14,5% en 2005 y del 14,7% en el ejercicio comparativo. En el mercado de naftas premium, en el cual la Compañía participa con la nafta Podium, la participación de mercado se elevó del 7,8% al 9,7%

En asfaltos, los volúmenes comercializados crecieron 23,2% fundamentalmente por el impulso del programa de obras de infraestructura ejecutadas por el Gobierno, principalmente en la zona sur del país. En este contexto, las ventas al mercado local aumentaron un 31%, en detrimento de las exportaciones que declinaron un 10%. Con respecto a los productos pesados, los volúmenes comercializados estuvieron en valores similares en ambos ejercicios. Por otra parte, las ventas de derivados de reforma aumentaron 36%, básicamente debido a un incremento en las ventas al mercado local de LPG y Hexano, del orden del 91% y 34% respectivamnte, y por un crecimiento del 48% en las exportaciones de corte parafínico.

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Utilidad bruta: La utilidad bruta correspondiente al ejercicio 2005 disminuyó Ps.150 millones o 58,4%, a Ps.107 millones de Ps.257 millones del ejercicio comparativo, siendo afectados adversamente los márgenes del negocio por las limitaciones para trasladar en el mercado argentino los aumentos del crudo y adicionalmente por la incidencia de las operaciones de reventa de gas oil. El costo del costo del crudo creció 17% a 111,5 Ps./bbl de 95,4 Ps./bbl. Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización en el ejercicio 2005 se incrementaron un 2,9% a Ps. 251 millones de Ps. 244 millones, debido principalmente al incremento en los costos de transportes y cargas. Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos acumularon pérdidas de Ps.5 millones y Ps.3 millones para los ejercicios 2005 y 2004, respectivamente. Petroquímica El siguiente cuadro expone la integración de la utilidad operativa del segmento de negocios: (cifras en millones de pesos)

2 0 0 5 2 0 0 4

Ven tas n etas 2.178 1.877

Co s to s d e v en tas (1.801) (1.503) _ _ _ _ _ _ _ _

Utilid ad b ru ta 377 374

Gas to s d e ad min is tració n y co mercializació n

(143) (123)

Otro s res u ltad o s o p erativ o s 33 27 _ _ _ _ _ _ _ _

Utilid ad o p erativ a 267 278 Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento de negocios Petroquímica en el ejercicio 2005 disminuyó Ps.11 millones o 4%, a Ps.267 millones de Ps.278 millones del ejercicio comparativo. Ventas netas: Las ventas netas se incrementaron Ps.301 millones o 16%, a Ps.2.178 millones en el ejercicio 2005 de Ps.1.877 millones en el ejercicio comparativo (neto de eliminaciones por operaciones de estirénicos Argentina e Innova, por Ps.170 millones y Ps.39 millones), debido a los mayores volúmenes de venta de estirénicos, tanto en Argentina como en Brasil, y a mayores precios de venta en sintonía con el comportamiento de las respectivas referencias internacionales. - Estirénicos Argentina: Las ventas de productos estirénicos Argentina se incrementaron Ps.218 millones o 32,7%, a Ps.884 millones de Ps.666 millones del período comparativo, por un efecto combinado de un incremento del 18% de los volúmenes comercializados y por una mejora del 13% de los precios promedio de venta. La puesta en marcha de la planta de etileno en octubre de 2004, permitió incrementar la producción de la planta de etilbenceno creando excedentes que permiten utilizar en su totalidad la capacidad de producción instalada de las plantas de Puerto General San Martín, en Argentina, y la de Innova, en Brasil, expandiendo de esta manera la cadena de valor del negocio. Estos valores incluyen exportaciones a Innova por Ps.136 millones y Ps.39 millones, respectivamente. En el ejercicio 2005, en línea con el crecimiento de las referencias internacionales, los precios promedio de venta del negocio resultaron 13% superiores respecto al ejercicio comparativo, registrándose incrementos del 10%, 8% y 34% para las líneas de estireno, poliestireno y caucho, respectivamente. El comportamiento de los productos estirénicos fue el siguiente:

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a) El volumen de ventas de estireno monómero se incrementó aproximadamente un 9%, a 46 mil toneladas, con un aumento de 30% en el volumen exportado. En el ejercicio 2005 debido a interrupciones en la producción de la planta de poliestireno, se verificó un volumen excedente de estireno, el cual se destinó principalmente a mercados de exportación. b) El volumen de ventas de poliestireno y bops fue un 3% superior al del ejercicio 2004, a 65 mil toneladas, con un aumento en similares porcentajes tanto en las ventas locales como en las exportaciones. Si bien se registró una merma del 7% en el volumen de producción de poliestireno como consecuencia de cuestiones gremiales en la planta de Zárate, se logró cubrir la demanda a través de la importación de productos desde Innova. c) El volumen de ventas de etilbenceno, a partir de la producción de la planta de etileno, cuya puesta en marcha fue en el cuarto trimestre de 2004, totalizó 43 mil toneladas en el ejercicio 2005 y 9,5 mil toneladas en el ejercicio comparativo. d) El volumen de ventas de caucho disminuyó 13% en comparación al ejercicio 2004, a 53 mil toneladas, principalmente por una baja de 23% en el volumen de exportación, derivado de un efecto combinado de una mayor oferta a nivel internacional, por una caída en el nivel de actividad del mercado regional y por los altos niveles de stock en los clientes hacia fines del año 2004. - Estirénicos Brasil - Innova: Las ventas de Innova en el ejercicio 2005 aumentaron Ps.199 millones o 25,7%, a Ps.972 millones, de Ps.773 millones del ejercicio comparativo, debido a un efecto combinado de una mejora en los precios promedio de venta del 20% y un incremento en los volúmenes del 5%. Los precios del estireno y poliestireno registraron aumentos del 20% y 19% respectivamente, como consecuencia de un incremento en las referencias internacionales. El volumen de venta de estireno se incrementó un 18% debido a la mayor disponibilidad de etilbenceno proveniente de la planta de Puerto General San Martín y a un aumento en las exportaciones hacia Argentina. En sentido contrario, el volumen de poliestireno disminuyó un 8% debido a menores ventas locales del orden del 16% por una mayor competencia en el mercado de Brasil, atenuado parcialmente por las mayores exportaciones hacia la Planta de Zárate indicadas anteriormente.

- Fertilizantes: Las ventas de fertilizantes en el ejercicio 2005 aumentaron Ps.15 millones o 3,1%, a Ps.492 millones de Ps.477 millones, debido principalmente a un incremento del 9% en el precio promedio de venta como consecuencia de un alza en el precio internacional de la Urea, parcialmente compensado por una retracción de un 5% en los volúmenes comercializados derivado de una menor demanda provocada por la reducción en las hectáreas sembradas de maíz y trigo, dos cultivos que representan alrededor del 70 por ciento de la demanda, la sequía en varias zonas en el momento de la aplicación de estos insumos, los mayores costos de algunos fertilizantes y los menores precios para los granos.

Utilidad bruta: La utilidad bruta aumentó Ps.3 millones o 0,8%, a Ps.377 millones de Ps.374 millones del ejercicio comparativo, reflejando la mejora en estirénicos de Argentina compensado con la disminución en la utilidad bruta de Innova. El margen bruto de ventas disminuyó a 17,3% de 19,9%, reflejando el efecto de los menores márgenes de Innova. - Estirénicos Argentina: La utilidad bruta aumentó Ps.51 millones o 38,6%, a Ps.183 millones de Ps.132 millones del ejercicio comparativo, principalmente por el fuerte incremento en los volúmenes de ventas. El margen bruto sobre ventas aumentó levemente a 20,7% de 19,8%.

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- Estirénicos Brasil: La utilidad bruta disminuyó Ps.50 millones o 38,8%, a Ps.79 millones de Ps.129 millones de 2004 y el margen bruto sobre ventas disminuyó a 8,1% de 16,7%, derivado principalmente del efecto de los mayores costos de las materias primas, especialmente del benceno, que sólo pudieron ser trasladados parcialmente al precio de venta, y por mayores costos fijos de producción por las paradas de planta programadas en el ejercicio actual. - Fertilizantes: La utilidad bruta aumentó Ps.2 millones o 1,8%, a Ps.115 millones de Ps.113 millones de 2004, y el margen bruto sobre ventas estuvo en línea en ambos ejercicios. La participación creciente de los fertilizantes líquidos en el mix de productos, con un crecimiento aproximado del 12 por ciento en 2005, permitió compensar a nivel margen bruto la declinación de los volúmenes comercializados. Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización en el ejercicio 2005 aumentaron Ps.20 millones o 16%, a Ps.143 millones de Ps.123 millones. El incremento se debe principalmente a mayores gastos de personal, el crecimiento de gastos variables de comercialización por incrementos tarifarios y el aumento de los fletes derivados de las mayores exportaciones de etilbenceno. Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos totalizaron ganancias de Ps.33 millones y Ps.27 millones en los ejercicios 2005 y 2004, respectivamente, correspondiendo principalmente a la percepción del beneficio fiscal de FUNDOPEM otorgado por el estado de Río Grande do Sul, Brasil.

Gas y Energía - Comercialización de Gas El siguiente cuadro expone la integración de la utilidad operativa del segmento de negocios, excluyendo los efectos de la consolidación proporcional de CIESA: (cifras en millones de pesos)

2 0 0 5 2 0 0 4

Ven tas n etas 606 494

Co s to s d e v en tas (579) (476)

Utilid ad b ru ta 27 18

Gas to s d e ad min is tració n y co mercializació n (4) (6)

Otro s res u ltad o s o p erativ o s 35 18 Utilid ad o p erativ a 58 30 Utilidad operativa. La utilidad operativa del segmento de negocios de Transporte y Comercialización de Hidrocarburos aumentó Ps.35 millones o 14,3% a Ps.280 millones en el ejercicio 2005 de Ps.245 millones del ejercicio comparativo. Los resultados operativos incluyen una ganancia de Ps.222 millones y Ps.215 millones en los ejercicios 2005 y 2004 respectivamente, correspondientes a la consolidación proporcional en CIESA. Excluyendo los efectos de la misma, la utilidad operativa del segmento de negocios aumentó Ps.28 millones o 93,3% a Ps.58 millones en el ejercicio 2004 de Ps.30 millones del ejercicio comparativo. Ventas: Los ingresos por ventas aumentaron Ps.112 millones a Ps.606 millones de Ps.494 millones, debido principalmente a las subas registradas en los precios, tanto de gas como de líquidos. Los precios de gas se incrementaron por aplicación del sendero de recuperación fijado por la Secretaría de Energía y por la suba de las

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referencias internacionales aplicables a ciertos contratos de exportación y con clientes industriales. En el caso de los líquidos, los mejores precios derivan de los mayores valores de sus referentes internacionales. Los ingresos por la comercialización de gas y de líquidos de producción propia e importación totalizaron Ps.309 millones y Ps.262 millones en el período actual y Ps.205 millones y Ps.270 millones en el ejercicio comparativo, respectivamente. Los volúmenes comercializados de gas propio e importación en Argentina declinaron a 260,9 millones de pies cúbicos diarios en 2005 de 274,7 millones de pies cúbicos diarios en 2004, derivado de la reducción de la propia producción por declinación de los yacimientos en Argentina y el paro gremial en la cuenca austral durante el último trimestre del año 2005. Los volúmenes comercializados de líquidos disminuyeron a 267,1 miles de toneladas en 2005 de 309,5 miles de toneladas en 2004, como consecuencia del menor procesamiento de gas y de los inferiores rendimientos obtenidos al procesar gas de menor riqueza y crudos más pesados. Los servicios de brokerage de gas y GLP registraron ingresos por ventas de Ps.35 millones y Ps.19 millones respectivamente La suba registrada en 2005 es producto de las operaciones de brokerage de gas celebradas con el objetivo de suplir la declinación de la producción propia mencionada anteriormente. En este marco los volúmenes comercializados ascendieron a 18 millones de pies cúbicos diarios en 2005 de 3 millones de pies cúbicos diarios en 2004. Utilidad bruta: La utilidad bruta en el ejercicio 2005 aumentó Ps.9 millones o 50%, a Ps.27 millones de Ps.18 millones. Este significativo incremento está configurado principalmente por los mayores márgenes negociados. Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos, correspondientes en esencia a los ingresos derivados de la prestación de servicios de asistencia técnica a TGS, totalizaron ganancias de Ps.35 millones y Ps.18 millones para los ejercicios 2005 y 2004. A partir de julio de 2004, en el marco del Acuerdo celebrado con Enron, el ejercicio de tal función ha sido cedido a la Sociedad. - Electricidad El siguiente cuadro expone la integración de la utilidad operativa del segmento de negocios, excluyendo los efectos de la consolidación proporcional de Distrilec. (cifras en millones de pesos)

2 0 0 5 2 0 0 4 2 0 0 5 2 0 0 4 2 0 0 5 2 0 0 4

Ven t as n et as 3 5 5 2 8 0 1 1 1 0 3 6 6 2 9 0 Co st o s de v en t as (1 9 4 ) (1 7 0 ) (9 ) (9 ) (2 0 3 ) (1 7 9 )

U t ilidad brut a 1 6 1 1 1 0 2 1 1 6 3 1 1 1 Gast o s de adm in ist ració n y co m ercializació n (1 2 ) (1 0 ) (1 ) 1 (1 3 ) (9 ) O t ro s result ado s o p erat iv o s - - 1 1 7 1 1 7

U t ilidad o p erat iv a 1 4 9 1 0 0 2 1 9 1 5 1 1 1 9

T o t aleléct r ica O t ro sGen eració n

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Utilidad operativa: En el ejercicio 2005 la utilidad operativa del segmento de negocios Electricidad aumentó Ps.37 millones o 27,8%, a Ps.170 millones de Ps.133 millones. Los resultados operativos incluyen ganancias de Ps.19 millones y Ps.14 millones para los ejercicios 2005 y 2004, respectivamente, correspondientes a la participación proporcional en Distrilec. Excluyendo la consolidación proporcional, la utilidad operativa aumentó a Ps.151 millones en el ejercicio 2005 de Ps.119 millones del ejercicio 2004, debido principalmente a un incremento en los márgenes de la actividad de generación, producto del incremento en los precios medios y del mayor volumen de energía entregada.

Generación eléctrica Ventas: Las ventas correspondientes a la generación de electricidad aumentaron Ps.75 millones o 26,8%, a Ps.355 millones de Ps.280 millones del ejercicio comparativo, principalmente por una mejora de un 17% en los precios de generación y un incremento en los volúmenes de venta del 9,5%. Las ventajas competitivas que le otorgan a la Sociedad su condición de empresa integrada de energía y la complementariedad de la generación térmica e hidroeléctrica permitieron capitalizar oportunidades del mercado e incrementar el volumen de operaciones respecto del ejercicio anterior. El incremento de los precios medios de venta de la energía tuvo sus principales causas en: (i) mayor demanda de energía eléctrica en un marco de menores aportes hídricos en las diferentes cuencas en la primera mitad del año y restricciones de suministro de gas, hechos que derivaron en el ingreso a despacho de máquinas térmicas menos eficientes, (ii) por el traslado a precios de venta del incremento del costo del gas a partir de la aplicación del sendero de precios instrumentado a partir del segundo trimestre de 2004. En el ejercicio 2005 las ventas correspondientes a la Central Genelba aumentaron Ps.66 millones o 29,5 %, a Ps.290 millones de Ps.224 millones, principalmente debido a un efecto combinado de mejora en los precios de venta y un incremento de los volúmenes de generación. El precio medio de venta se incrementó 16,5% a Ps.52,9 por MWh en el ejercicio 2005 de Ps.45,4 por Mwh del ejercicio anterior. La instrumentación del pago de ingresos adicionales por garantizar el suministro al mercado eléctrico representó mayores ventas de Ps.30 millones en el ejercicio comparativo. La energía entregada se incrementó un 11,3%, a 5.486 GWh en 2005 de 4.931 GWh en 2004. En el año 2005 se verificó un importante incremento de la generación del 8.5% respecto al año anterior. En 2005 la integración de las operaciones con el segmento de Petróleo y Gas resultó clave para superar las restricciones de suministro de gas que enfrentó el conjunto del parque térmico. El factor de planta se incrementó al 91% del 83% y la disponibilidad operativa de la Central se incrementó al 94% del 85% por la parada de planta programada del ejercicio comparativo. Las ventas correspondientes a Pichi Picún Leufú en el ejercicio 2005 aumentaron Ps.12 millones o 23,1%, a Ps.64 millones de Ps.52 millones, impulsadas por un efecto combinado de una mejora en los precios de venta y un incremento de los volúmenes de generación. El precio medio de venta aumentó 20,8%, a Ps.51,2 por MWh de Ps.42,4 por MWh en el ejercicio anterior, debido a las razones de mercado indicadas y a la vigencia de una política comercial dinámica y flexible en cuanto al mix de ventas spot y a término. Durante el ejercicio 2005 la energía entregada aumentó un 2,4% a 1.255 GWh de 1.226 GWh, principalmente debido a los mayores consumos de agua almacenada en los embalses de las centrales aguas arriba de la Cuenca del Comahue, como consecuencia del objetivo de sustituir oferta térmica que no estaba disponible por problemas de abastecimiento de combustible. Utilidad bruta: La utilidad bruta de la actividad de generación en el ejercicio 2005 aumentó Ps.51 millones o 46%, a Ps.161 millones de Ps.110 millones. Este significativo incremento está configurado por un efecto combinado de mejores precios y mayores volúmenes comercializado. Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización de la actividad de generación en el ejercicio 2005 se incrementaron Ps.2 millones o 20%, a Ps.12 millones de Ps.10 millones. Otros resultados operativos: Los otros resultados disminuyeron Ps.16 millones a Ps.1 millones de Ps.17 debido principalmente a la declinación de los ingresos por servicios de asistencia técnica prestados a Chilectra S.A., en su condición de operador técnico de Edesur S.A. En noviembre de 2004, Chilectra S.A. y Edesur S.A.

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renegociaron los términos del contrato de asistencia técnica, reduciendo significativamente su magnitud económica, no registrándose resultados significativos por tal concepto a partir de esa fecha.

Análisis de los Resultados de Inversiones no Corrientes Resultados de inversiones no corrientes: Los resultados por la participación en sociedades no corrientes aumentaron Ps.90 millones, a Ps.166 millones de Ps.76 millones del ejercicio comparativo. Excluyendo los efectos de la consolidación proporcional, los resultados de inversiones no corrientes aumentaron Ps.103 millones a Ps.182 millones de Ps.79 millones del ejercicio comparativo. El aumento está dado principalmente por el incremento de los resultados correspondientes a las participaciones en Citelec, PBR y CIESA, parcialmente compensado por el efecto de la desvalorización de las inversiones de Coroil e Inversora Mata por Ps.26 millones, resultante del proceso de conversión de contratos operativos en Venezuela. El siguiente cuadro expone el detalle de los resultados de inversiones no corrientes de la Sociedad, sociedades controladas y sociedades bajo control conjunto correspondientes a los ejercicios 2005 y 2004. Del mismo modo, para dichos ejercicios se exponen los resultados de inversiones no corrientes excluyendo los efectos de la consolidación proporcional.

Transportadora de Gas del Sur S.A (TGS) /Compañía de Inversiones de Energía S.A (CIESA): En el ejercicio 2005, el resultado correspondiente a las participaciones en CIESA y TGS aumentó Ps.23 millones, a Ps.49 millones de Ps.26 millones del ejercicio comparativo, principalmente por la incidencia positiva en 2005 de una reducción de los resultados financieros negativos. Las pérdidas financieras netas, disminuyeron a Ps.288 millones de Ps.348 millones, principalmente como consecuencia de la reducción de intereses asociada al menor endeudamiento promedio de TGS. En consonancia con los términos de la reestructuración global de la deuda financiera acordada con sus acreedores financieros, el endeudamiento promedio de TGS disminuyó en el ejercicio 2005 aproximadamente un 13%. Los ingresos por ventas totales se incrementaron 5,8% o Ps.56 millones a Ps.1.026 millones de Ps.970 millones del ejercicio comparativo.

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Los ingresos por ventas derivados del segmento de transporte de gas aumentaron 5,9% o Ps.26 millones a Ps.460 millones. El incremento se debe principalmente a la entrada en vigencia de nuevos contratos de transporte en firme suscriptos: (i) por la expansión del gasoducto San Martín terminada en agosto de 2005, que permitió aumentar la capacidad de transporte en 2,9 MMm³/d, (ii) un nuevo contrato con un consorcio de productores de gas de la cuenca Austral, que entró en vigencia en febrero de 2005 y permitió aumentar la capacidad de transporte en 1 MMm³/d, y (iii) la realización de concursos abiertos por capacidad de transporte efectuados por TGS en marzo de 2004 y que permitieron aumentar la capacidad de transporte contratada en 3,6 MMm³/d. Los ingresos derivados del segmento de producción y comercialización de LGN aumentaron 7,9% o Ps.43 millones a Ps.526 millones, principalmente como consecuencia del incremento del 12% en el precio promedio de venta del LGN por el aumento de los precios internacionales de referencia, efecto parcialmente compensado por un menor volumen de ventas del orden del 4% y por el incremento de las alícuotas de retenciones a las exportaciones de LGN a partir de mayo de 2004, las cuales crecieron del 5% al 20%. En 2005, la utilidad operativa de CIESA disminuyó Ps.11 millones o 2,4% a Ps.442 millones, principalmente como consecuencia de los aumentos del precio del gas natural, y en menor medida por mayores costos laborales. Distrilec Inversora S.A. ( Distrilec) /Edesur S.A (.Edesur): El resultado por la participación en los resultados de Distrilec representó mayores pérdidas por Ps.4 millones, a Ps.17 millones de Ps.13 millones del ejercicio comparativo. Los ingresos por servicios durante 2005 aumentaron 21% a Ps.1.339 millones de Ps.1.104 millones del ejercicio comparativo, por el efecto combinado del aumento del 14,5% de los precios de venta y del crecimiento del 4,7% de la demanda de energía eléctrica. La utilidad operativa aumentó a Ps.39 millones de Ps.30 millones del ejercicio comparativo como reflejo del aumento de las ventas, lo cual resultó parcialmente compensado por el efecto de los mayores costos de compra de energía y la aplicación de multas por parte del ente regulador. Los resultados financieros tuvieron un comportamiento similar en ambos ejercicios, representando pérdidas de Ps.39 millones y Ps.41 millones en 2005 y 2004, respectivamente. Los otros ingresos, egresos – netos, representaron pérdidas de Ps.22 millones en comparación a una ganancia de Ps.14 millones del ejercicio comparativo. En el ejercicio 2004 se incluye una utilidad de Ps.36 millones proveniente del convenio conciliatorio con la empresa Alstom Argentina en relación con las responsabilidad de la misma en el siniestro acontecido el 15 de enero de 1999 en la Subestación Azopardo. Este convenio cierra definitivamente todo relamo por cualquier concepto entre las partes.

Refinería del Norte S.A. (Refinor): La utilidad por la participación en Refinor creció Ps.6 millones, a Ps.46 millones de Ps.40 millones del ejercicio comparativo. Este aumento deriva básicamente de un aumento de la utilidad bruta, derivada de un fuerte incremento en las ventas, parcialmente compensado por una reducción de los márgenes de comercialización por el efecto de los mayores costos de compra derivados de la suba del crudo y del gas combustible.

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Las ventas de Refinor aumentaron 31,1% o Ps.339 millones a Ps.1.429 millones de Ps.1.090 millones del ejercicio comparativo, principalmente por los significativos incrementos en los precios de venta, tanto de los precios internacionales de los combustibles como del gas licuado de petróleo en el mercado local, y en menor medida por los mayores volúmenes de petróleo. En el ejercicio 2005, en línea con el crecimiento de las referencias internacionales, los precios promedio de venta del negocio resultaron 36% superiores respecto al ejercicio comparativo. El petróleo procesado se incrementó un 4%, a 17,9 mil barriles por día, con una mayor disponibilidad del crudo proveniente de Bolivia, que permitió revertir la caída de volúmenes de los yacimientos de la Cuenca del Norte. El volumen de gas procesado alcanzó un promedio de 19,1 millones de metros cúbicos diarios, similar al registrado en 2004, logrando satisfacer el mayor abastecimiento requerido por los problemas energéticos que atravesó Argentina, a través de una alta utilización de la capacidad instalada y de la interconexión del gasoducto Madrejones. La utilidad operativa aumentó a Ps.245 millones de Ps.217 millones del ejercicio comparativo como reflejo del aumento de la utilidad bruta, parcialmente compensado por mayores gastos de transportes y fletes.

Citelec S.A. - Citelec: En el ejercicio 2005, el resultado correspondiente a la tenencia en Citelec representó una utilidad de Ps.27 millones, en comparación a una pérdida de Ps.42 millones del ejercicio 2004. A partir del 30 de setiembre de 2005, en virtud de la presentación del plan previsto para su desinversión, la participación accionaria en Citelec ha sido valuada con el límite del valor recuperable determinado en función al probable valor neto de realización.

Petroquímica Cuyo S.A. (Cuyo): El resultado por la participación en Cuyo disminuyó Ps. 9 millones, a Ps.7 millones de Ps.16 millones del ejercicio comparativo. La disminución de los resultados está determinada básicamente por una fuerte reducción de los márgenes de comercialización como consecuencia principalmente de los mayores costos derivados de la suba del crudo, cuyo impacto sólo pudo ser trasladado parcialmente a los precios de ventas, y en menor medida por los mayores costos derivados de la parada de planta programada efectuada en el ejercicio 2005. Las ventas de Cuyo aumentaron 14,8%, a Ps.325 millones de Ps.283 millones del ejercicio comparativo, principalmente por un incremento del 25% en los precios de venta, parcialmente compensado por una disminución del 8,5% en los volúmenes comercializados. Las mejora en los precios promedio de venta se corresponden con el alza del petróleo que impactó con fuertes subas en las referencias internacionales de la industria petroquímica. La disminución en los volúmenes fue consecuencia de una parada de planta programada durante el ejercicio 2005. La utilidad operativa disminuyó a Ps.33 millones de Ps.64 millones del ejercicio comparativo principalmente por el efecto combinado de la reducción de los márgenes de comercialización y los menores volúmenes vendidos como consecuencia de la parada de planta programada. Petrobras Bolivia de Refinación (PBR): La utilidad por la participación en PBR aumentó Ps.36 millones, a Ps.54 millones de Ps.18 millones del ejercicio comparativo, derivado de un efecto combinado de mejores márgenes, con un aumento del precio promedio de ventas del 14%, y de mayores volúmenes comercializados. En 2005, PBR logró mejorar sustancialmente los márgenes de contribución, principalmente porque sus operaciones se vieron muy favorecidas por la coyuntura internacional con elevados precios y por los mejores descuentos obtenidos en las exportaciones de crudo y gasolina. Adicionalmente, en 2005 PBR logró niveles récord en el procesamiento de crudo, de diesel oil y de lubricantes, alcanzando 39,8 mil barriles diarios, 55,5 mil m3 mensuales y 1,16 mil m3 mensuales, respectivamente. En línea con lo indicado, se consiguieron niveles récord en la comercialización de crudo reconstituido con volúmenes promedio mensuales de 269 mil barriles, y las ventas de diesel oil alcanzaron niveles similares al año anterior con 54,5 mil m3 mensuales. En el mercado interno, la comercialización se canalizó a través su subsidiaria PBD, incrementando su market share a niveles cercanos al 30%, con una red comercial de 104 bocas de expendio, 12 de las cuales se incorporaron en el ejercicio 2005.

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Oleoductos del Valle S.A. (Oldelval): La utilidad por la participación en los resultados de Oldelval disminuyó Ps.4 millones, a Ps.3 millones de Ps.7 millones, debido a que en el ejercicio comparativo se reconoció una ganancia por venta inusual de un excedente de crudo.

Los ingresos por ventas aumentaron 5% a Ps.118 millones debido un incremento en las tarifas del 9%, vigente desde abril de 2005, parcialmente compensado por una leve disminución del 1,03% de los volúmenes transportados, a 65,4 millones de barriles, consecuencia de la tendencia declinante natural de los yacimientos de la cuenca Neuquina. Adicionalmente, se registró un incremento en los costos de operación, debido principalmente a la realización de tareas de mantenimiento con el objetivo de asegurar la confiabilidad del sistema de bombeo. Petrolera Entre Lomas S.A (PELSA).: La utilidad por la participación en los resultados de PELSA aumentó Ps.9 millones, a Ps.26 millones de Ps.17 millones, debido principalmente a un efecto combinado de mejora de los márgenes de comercialización y mayores volúmenes vendidos, tanto de petróleo como de gas natural.

Los ingresos por ventas aumentaron 34% a Ps.368 millones de Ps.274 millones, debido un efecto combinado de mejores precios del 24%, por el incremento del precio del crudo a nivel internacional, y mayores volúmenes del 8%.

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Liquidez y Recursos de Capital

Durante el año 2005 el Gobierno Argentino logró reestructurar en forma exitosa una porción sustancial de la deuda soberana en default, lo cual implicó la regularización de la situación legal de la mayor parte de la deuda impaga desde Diciembre de 2001. Aunque este hecho constituye un fuerte avance en la reinserción de nuestro país en el mercado financiero internacional, Argentina y las compañías nacionales enfrentan importantes restricciones para acceder a los mercados de crédito internacionales. A pesar de un contexto de crecimiento positivo en la región latinoamericana, es posible que los vaivenes propios de los mercados emergentes generen volatilidad en las variables financieras y los flujos de capital a la región. Con estos condicionantes la política financiera de la Sociedad prioriza un estricto monitoreo de los niveles de liquidez a los efectos de asegurar el cumplimiento de las obligaciones y la viabilización de los objetivos de crecimiento. En tal sentido, y como principio rector, la solvencia financiera es la plataforma sobre la cual se construye el desarrollo sustentable de los negocios. Bajo este lineamiento estratégico se procura:

• Disminuir gradualmente el endeudamiento, delineando una estructura de capital en línea con los estándares de industria y las características de los mercados financieros en los que operamos, configurando un perfil de vencimientos y vida promedio de la deuda compatible con la generación de fondos producida por los activos.

• Reducir paulatinamente el costo del endeudamiento. • Contar con la flexibilidad apropiada para superar la alta volatilidad que afecta a los mercados de

capitales emergentes, a través de una prudente política de gestión de recursos de caja, lo cual permitirá minimizar los riesgos de distress financieros.

• Acotar el presupuesto de inversiones a la generación de fondos, con foco en los proyectos con retorno

financiero más acelerado. La satisfacción de estas premisas, permitirá incrementar la atractividad de la Compañía, proyectando a la gestión financiera como un elemento clave en el proceso de creación de valor. La comunidad financiera ha valorado de manera manifiesta la congruencia de estos lineamientos y los pasos dados hasta el presente en vista a su consecución. En tal sentido, como hitos del ejercicio 2005 se destacan:

• Crecimiento del 13% de la generación operativa de fondos. • Estricto cumplimiento de las obligaciones financieras, con una reducción del 5% del endeudamiento

promedio anual, medido en dólares estadounidenses.

• En Abril 2005 canceló en forma anticipada el remanente de Obligaciones Negociables y otros instrumentos de crédito originalmente emitidos en Octubre de 2002 (la “deuda refinanciada”) Mientras permaneció impaga alguna porción de dicha deuda refinanciada, la Sociedad estuvo sujeta al cumplimiento de una serie de restricciones y compromisos los que incluían, restricciones al pago de dividendos, inversiones de capital, gravámenes, incurrencia de nueva deuda, entre otros. A partir de la cancelación total en forma anticipada de dicha deuda refinanciada, las restricciones y compromisos quedan sin efecto, contando así la Sociedad con una mayor flexibilidad financiera.

• En Diciembre 2005 las subsidiarias Innova y Petrobras Energía Venezuela cancelaron totalmente y en

forma anticipada los créditos vigentes otorgados por la Corporación Financiera Internacional. Dichos créditos contenían restricciones y compromisos que debían cumplir dichas subsidiarias, y que luego de la cancelación quedan sin efecto.

• Importante aumento de las inversiones, apuntalando la estrategia de crecimiento.

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Análisis de la Liquidez y Recursos de Capital La Dirección de la Sociedad evalúa la gestión de sus negocios analizando por separado los resultados y situación patrimonial y financiera de las compañías bajo control conjunto. En consecuencia, el análisis a continuación corresponde a la liquidez y recursos de capital de la Sociedad y sus sociedades controladas, sin considerar los efectos correspondientes a la consolidación proporcional de las sociedades en las cuales la Compañía detenta el control conjunto, y por lo tanto, no resulta directamente comparable con la información reportada en los estados contables. Bajo la categorización de sociedades bajo control conjunto califican las tenencias accionarias en Distrilec, CIESA y Citelec S.A.. La Sociedad no consolidó proporcionalmente la participación accionaria en Citelec S.A. en virtud del compromiso de desinversión de dicha participación asumido por Petrobras Energía S.A. en oportunidad de la transferencia del 58,62% de las acciones de Petrobras Energía Participaciones S.A. a Petrobras. CIESA y Distrilec, a través de sus participaciones en TGS y Edesur, son compañías vinculadas a la prestación de servicios públicos regulados. La ecuación económica financiera del negocio de estas compañías ha sido afectada por las disposiciones de la Ley de Emergencia Pública. La Sociedad no tiene compromisos para proveer asistencia financiera a CIESA ni a Distrilec, ni tampoco prevé hacerlo El siguiente cuadro expone los estados de flujo de efectivo de la Sociedad correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2005 y 2004 de conformidad con las normas contables profesionales y, comparativamente a los efectos del presente análisis, los resultados pro forma que excluyen los efectos de la consolidación proporcional de las sociedades bajo control conjunto. (cifras en millones de pesos)

2005 2004 2005 2004

Fondos al inic io 1.067 1.091 846 709 Fondos netos generados por las operac iones 1.998 1.632 1.626 1.438 Fondos netos aplic ados a las ac tividades de invers ión (1.682) (1.199) (1.544) (1.072) Fondos netos aplic ados a las ac tividades de financ iac ión (602) (451) (463) (222) E fec to devaluac ión e inflac ión sobre fondos 9 (6) 9 (7)

Fondos al c ierre 790 1.067 474 846

P etrobras E nergía P art ic ipac iones , S oc iedades

controladas y S oc iedades bajo c ontrol conjunto

P etrobras E nergía P art ic ipac iones y

S oc iedades controladas

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Fondos Al 31 de diciembre de 2005 y 2004, los fondos e inversiones equivalentes de la Sociedad totalizaban Ps.474 millones y Ps.846 millones, respectivamente. Es política de la Sociedad mantener sus excedentes de liquidez primariamente en dólares estadounidenses, en inversiones de corto plazo que aseguren la liquidez. Los instrumentos utilizados principalmente son fondos comunes de inversión de money market y colocaciones overnight. Actividades operativas Los fondos generados por las operaciones crecieron Ps.188 millones, a Ps.1.626 millones de Ps.1.438 millones del ejercicio comparativo. El flujo operativo durante 2005 resultó particularmente beneficiado por la suba de los precios de los commodities, en particular del WTI, Actividades de inversión En el ejercicio 2005, los fondos aplicados a las actividades de inversión aumentaron Ps.472 millones, a Ps.1.544 millones de Ps.1.072 millones. En 2005, con el aval del aumento de la generación operativa de fondos y una liquidez en niveles objetivos las inversiones de capital aumentaron Ps.552 millones a Ps.1.619 millones de Ps.1.067 millones. La siguiente tabla expone el total de inversiones de capital, netas:

2005 2004

- Exp lo ra ció n y P ro ducció n de P e tró le o y Ga s 1 .235 872

- P e tro qu ímica 119 96

- Re fina ció n y Dis tribució n 199 81

- E s tructu ra C e n tra l 64 11

- O tra s 3 7

To ta l 1 .619 1 .067

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En el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, las inversiones totalizaron Ps.1.235 millones. Las mismas estuvieron enfocadas principalmente al mantenimiento de la producción, habiéndose asignado prioridad a las inversiones en los países y productos con un mayor margen de contribución. Se perforaron 348 pozos, 265 de los cuales están localizados en Argentina y se repararon 369 unidades, 281 de las cuales están situadas en la Argentina. Asimismo se realizaron importantes obras de infraestructura. En Argentina, se continuó con el desarrollo de reservas a través de perforación de pozos y ampliación de las instalaciones de superficie correspondientes. Se continuó con las obras del proyecto interconexión del yacimiento La Porfiada, estimándose terminar con las obras a principio de 2006. En Venezuela la inversión estuvo focalizada en la construcción de pozos de desarrollo, perforándose en el año 21 pozos. Asimismo, al igual que en el año 2004, se puede destacar la actividad en mejoras extractivas y equipamientos de superficie y de fondo. En Ecuador, en el Bloque 18 de Ecuador, se perforaron 11 pozos y se continuó con la ampliación de las facilidades de producción tanto para Palo Azul como para Pata; sin embargo, aproximadamente el 70% de la obra se realizará en el año 2006, en el cual entrarán en funcionamiento. En Perú, se desarrollaron inversiones consistentes a la perforación, reparación y reactivación de pozos como parte de la implementación de proyectos de inyección de agua. Asimismo, se inició la instalación de sistemas alternativos de extracción con el fin de optimizar el costo operativo y en materia de explotación se efectuaron trabajos de geología y geofísica. Las inversiones de capital efectuadas en el negocio Refinación y Distribución totalizaron en el ejercicio 2005 Ps.199 millones. En la refinería San Lorenzo, las inversiones realizadas estuvieron orientadas al mantenimiento de las condiciones de operatividad eficiente de las plantas, pudiendo destacar el Cambio de Hornos en Topping III. En relación a Refinería Bahía Blanca la inversión mas significativa de 2005 ha sido la construcción de nueva Planta de Despacho Caleta Paula, lo que mejora la logística de distribución de productos. En el segmento de Distribución las inversiones más significativas corresponden al cambio de imagen en 123 estaciones de la red con la finalidad de fortalecer la imagen Petrobras en el mercado local. En Petroquímica las inversiones de capital totalizaron en el ejercicio 2005 Ps.119 millones. En estirénicos las inversiones estuvieron focalizadas en aumentar la eficiencia de las operaciones. En fertilizantes, se adquirió un terreno destinado a la construcción de la planta de Super Fosfato Simple, donde se obtendrá un nuevo producto que hasta el 2005 era importado para su posterior reventa. Adicionalmente, se realizaron importantes inversiones relacionadas con el abastecimiento de fertilizantes líquidos y otras destinadas al mantenimiento de la planta y desarrollo comercial. Actividades de financiación Las actividades de financiación representaron en los ejercicios 2005 y 2004 aplicaciones netas de fondos por Ps.463 millones y Ps.222 millones, respectivamente. Las cancelaciones de préstamos a largo plazo totalizaron Ps.1.601 millones y Ps.988 millones, respectivamente.

• En el ejercicio 2005 se cancelaron a su vencimiento las clases M y K del Programa de Obligaciones

Negociables por U$S 2.500 millones, representando una erogación total de Ps.1.069 millones, (U$S 365 millones). Petrobras Energía Venezuela S.A e Innova S.A., cancelaron deuda con la Corporación Financiera Internacional, por un total de Ps. 415 millones. Adicionalmente, se abonaron préstamos bancarios durante el año, por un total de Ps. 117 millones.

• En el ejercicio 2004 se abonaron las cuotas de amortización de capital correspondientes a las clases C,

M y K del Programa de Obligaciones Negociables por U$S 2.500 millones, y se cancelaron a su vencimiento las clases O y P del mismo programa, y la Cuarta Serie del Programa Global de U$S 1.200 millones, representando una erogación total de Ps.881 millones. Adicionalmente se abonaron Ps.107 millones, principalmente por préstamos bancarios.

Los fondos ingresados por financiamiento a largo plazo totalizaron Ps.747 millones y Ps.669 millones, respectivamente.

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• En el primer trimestre de 2005, Petrobras Internacional Braspetro BV, sociedad subsidiaria de Petrobras,

otorgó préstamos por Ps.582 millones, (U$S 200 millones), con una tasa de interés del 7,22% anual, pagadera semestralmente y reembolsable en el 2015, pudiendo ser precancelado por la Sociedad anticipadamente sin penalidad alguna. En diciembre, Innova obtuvo de parte del Banco Do Brasil, financiación por Ps. 108 millones, con una tasa LIBO + 1,35%. Adicionalmente ingresaron Ps.57 millones por prefinanciación de exportaciones.

• En abril de 2004 la Sociedad emitió la segunda Serie de la Clase R de obligaciones negociables, por un

valor nominal total de US$ 100 millones, por Ps.289 millones, las que conforman una clase única fungible con la Clase R emitida en octubre de 2003. En setiembre de 2004 Petrobras Internacional Braspetro BV, sociedad subsidiaria de Petrobras, otorgó un préstamo por Ps.150 millones, (U$S 50 millones). La Corporación Financiera Internacional completó la financiación otorgada en 2003 a la subsidiaria Petrobras Energía Venezuela S.A. por Ps.85 millones (U$S 29 millones) y Petrobras Energía del Perú S.A. obtuvo financiación por Ps.85 millones (U$S 30 millones), los cuales en parte completan el financiamiento otorgado en 2003 por el Banco de Crédito de Perú e Interbank. Adicionalmente ingresaron Ps.60 millones (U$S 20 millones) por prefinanciación de exportaciones,

Los flujos netos referidos a la financiación de corto plazo, representaron en el ejercicio 2005, un ingreso de Ps.391 millones, correspondientes principalmente a prefinanciaciones de operaciones de comercio exterior, en comparación a Ps.138 millones del ejercicio 2004.

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Endeudamiento La casi totalidad de deuda financiera de la Sociedad y una porción significativa de la deuda de las principales sociedades vinculadas está denominada en dólares estadounidenses. Al 31 de diciembre de 2005, la deuda total de la Sociedad sin considerar la correspondiente a las compañías en las cuales se ejerce control conjunto, totalizó Ps.5.646 millones, de los cuales Ps.4.367 millones representan deuda a largo plazo. A dicha fecha, la deuda a corto plazo de la Sociedad ascendía a Ps.1.279 millones, de los cuales Ps.106 millones representan la porción corriente de las obligaciones a largo plazo y Ps.1.173 millones representan deuda a corto plazo con instituciones financieras en virtud de diversos contratos de préstamo y prefinanciación de operaciones de comercio exterior. Petrobras Energía mantiene vigente un programa global de obligaciones negociables con vencimiento Mayo 2008 por hasta un monto máximo de capital en circulación en cualquier momento de U$S 2.500 millones, o su equivalente en cualquier moneda. La creación del Programa fue autorizada por Certificado N° 202 fechado el 4 de mayo de 1998, Certificado N° 290 fechado el 3 de julio de 2002 y Certificado N° 296 de fecha 16 de setiembre de 2003. Al 31 de diciembre de 2005, bajo este programa se encuentran en circulación obligaciones negociables por un total de U$S 1.077 millones. El Programa ha sido calificado “AA-(arg)” por Fitch Argentina Calificadora de Riesgo S.A. y “raA+” por Standard & Poor’s International Ratings, LLC , Sucursal Argentina. A nivel internacional, Fitch Rating Ltd, Standard & Poor’s Rating Services y Moody’s Investor Services Inc. asignaron una calificación de crédito de “B”, “B” y “Ba2” , respectivamente. La Sociedad no tiene compromisos que aceleren el vencimiento de la deuda financiera en caso de baja de los

ratings crediticios. El perfil de vencimiento de la deuda al 31 de diciembre de 2005 es el siguiente 1 año 2 años 3 años 4 años 5 años En adelante Ps.millones 1.279 1.003 223 602 1.085 1.454

Cláusulas de cross default

Las obligaciones negociables clases G, H, I, N, Q y R 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, puede declarar vencido la totalidad de los importes adeudados, en caso que cualquier endeudamiento de Petrobras Energía o de sus subsidiarias significativas no sea cancelado al vencimiento, siempre que dichos importes vencidos y no pagados excedan el mayor de U$S 25 millones o el 1% del patrimonio neto de Petrobras Energía al momento de dichos vencimientos, y siempre que el incumplimiento no haya sido anulado o subsanado dentro de los 30 días de recibida la notificación de incumplimiento. Ciertos contratos de préstamo, contienen cláusulas de cross default, según las cuales el Trustee o el banco acreedor, según corresponda, pueden declarar vencido la totalidad de los importes adeudados, en caso que cualquier endeudamiento de Petrobras Energía no sea cancelado al vencimiento, siempre que dichos importes vencidos y no pagados excedan la suma de U$S 10 millones o el 1% del patrimonio neto de Petrobras Energía en términos relativos, al momento de dichos vencimientos.

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Requerimientos Futuros de Capital La Compañía prevé concretar en el ejercicio 2006 inversiones por aproximadamente U$S 650 millones. El monto previsto de inversiones ratifica el crecimiento sostenido evidenciado en los últimos años, lo cual confirma las metas de expansión de los negocios contempladas en el plan estratégico.

La Compañía considera que los requerimientos de capital relacionados con su programa de inversiones, amortización de deuda financiera y necesidades de capital de trabajo serán cubiertos a través de la generación operativa de fondos y, en menor medida, con nuevo endeudamiento y posibles desinversiones de operaciones. El monto total de dichas 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 de 2006 se concentrará esencialmente en el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, con un fuerte foco en las operaciones de Argentina y Ecuador. Las inversiones previstas en este segmento estarán alineadas con los objetivos de reposición de reservas y producción, como condición vital para asegurar el crecimiento sustentable de la Sociedad. Argentina. En la Cuenca Neuquina se continuará con el desarrollo de reservas de petróleo a través de la perforación de pozos, extensión de proyectos de recuperación secundaria y ampliación de las instalaciones de superficie correspondientes. En cuanto a la explotación de gas, continuará la construcción de instalaciones y ductos para poner en producción el yacimiento El Mangrullo. En la Cuenca Austral las inversiones estarán destinadas a la perforación de pozos para desarrollo y delimitación de reservas, la puesta en marcha del proyecto interconexión y la planta de remoción de mercurio. También se realizarán actividades exploratorias consistentes en la registración de sísmica y perforación de pozos.

Ecuador. Se prevé continuar con el desarrollo del Bloque 18 mediante actividades de perforación y construcción de instalaciones que permitirán aumentar la capacidad de tratamiento. En el Bloque 31 se continuará con las obras de construcción de instalaciones e infraestructura con el fin de iniciar la producción en el campo Apaika Nenke y se realizarán perforaciones de pozos exploratorios que tendrán como objetivo prospectos ubicados dentro del bloque.

Perú. Se desarrollarán estudios y se registrará sísmica con el fin de avanzar con la evaluación de los bloques de exploración incorporados durante el año 2005. Paralelamente se intensificarán las actividades de perforación destinadas a extender el desarrollo primario del Lote X.

Refinación y Distribución En 2006 dará inicio la ejecución de las obras previstas en el Plan Director de Refino las cuales permitirán obtener combustibles de acuerdo a exigentes especificaciones de calidad. En Refinería Bahía Blanca se proseguirán con los trabajos en los proyectos de Reformado Liviano y de la Unidad de Recuperación de Azufre, previéndose la finalización de ambos antes de Diciembre de 2006. La planta de Reformado Liviano permitirá no solamente mejorar la calidad de nuestras naftas sino también obtener un corte con alto contenido de benceno, un insumo de mucho valor para la industria petroquímica pero cuyo contenido en las naftas está limitado por normas ambientales. La Unidad de Recuperación de Azufre posibilitará la transformación de este contaminante de los combustibles en materia prima para la elaboración de fertilizantes. Otra obra importante se iniciará en Refinería Bahía Blanca en 2006 es el revamping de topping y vacío, que llevará la capacidad instalada de los 30.500 bbl/d a 36.300 bbl/d. Esta obra estará finalizada en el año 2007 y hará

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posible el procesamiento de petróleos crudos más pesados, de mayor disponibilidad y de menores costos de compra. En Refinería San Lorenzo se ampliará la capacidad de procesamiento de crudo en 33%.También se montará una nueva torre de benceno y se realizará un revamping de la Unidad de Recuperación de Aromáticos, obras que estarán finalizadas en el transcurso del año 2006 y posibilitarán el procesamiento de las corrientes de Reformado Liviano provenientes de Refinería Bahía Blanca y otros proveedores de cortes con alto contenido de benceno. En Distribución, la Compañía continuará la consolidación de su estrategia comercial de reidentificación de estaciones de servicio, procurando el crecimiento selectivo de nuevos negocios con foco en los atributos de servicio, calidad e imagen. Petroquímica En la planta de Puerto General San Martín, se procederá al reemplazo de equipos en el área de reacción en la Unidad de Estireno. Esta inversión, junto al revamping de la sección destilación de la misma unidad, llevará la capacidad instalada actual de 110.000 tn/año a 160.000 tn/año. En la planta de Etileno San Lorenzo, se completará la construcción del cargadero para despacho de etileno líquido. Se completará la ingeniería básica, extendida y de detalle y se iniciará la construcción de la torre de enfriamiento. La obra concluirá en 2007, y contribuirá significativamente a la reducción de costos operativos de la unidad. Comenzará con la construcción de una nueva planta de Etilbenceno de Innova, cuya capacidad de producción inicial será de 235 mil tn/año. En el negocio de fertilizantes se llevará a cabo el revamping de una de las plantas de Amoniaco, que aumentará la capacidad de producción en un 12%, llevándola a 290 tn/día. Al mismo tiempo, se concretarán mejoras operativas de la planta para otorgar un mayor rendimiento y seguridad a los procesos operativos. En 2006, se concluirá con el proyecto de la planta de Tiosulfato de Potasio y se comenzará con el proyecto de la planta de Superfosfato Simple, que culminará en 2008. De las plantas mencionadas se obtendrán nuevos productos que hasta el año 2005 se importaban para su posterior reventa. Desde el punto de vista comercial, se continuará invirtiendo en almacenaje y logística, de modo de continuar comercializando fertilizantes líquidos con el sector agrícola.

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Gobierno Corporativo Se entiende por Gobierno Corporativo al conjunto de políticas, sistemas, normas y procedimientos que rigen la conducción y desenvolvimiento de la Sociedad. Las mejores prácticas de Gobierno Corporativo 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 públicos involucrados, 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 2005 se trabajó en consolidar varias de las iniciativas implementadas en el 2004, tendientes a fortalecer las buenas prácticas de Gobierno Corporativo:

• Se afianzó la gestión del Comité de Auditoría, observándose una fluida interacción con los distintos

sectores de la Organización y un mayor involucramiento con la gestión de los negocios de la Compañía, atendiendo todas las normativas y regulaciones vigentes en Argentina y USA.

• Se realizó una importante campaña de comunicación, difusión e implementación del Código de

Conducta Empresarial y Ética en los Negocios, el cual está alineado con los principios de conducta de Petrobras y es aplicado consistentemente a todas las operaciones de la empresa.

• Se instalaron herramientas efectivas para la difusión, puesta en marcha y aplicación de los mecanismos y

procedimientos para la denuncia de irregularidades contables, financieras y conflictos de intereses, los cuales permiten acercar las denuncias al Comité de Auditoría, protegiendo la confidencialidad y anonimato de los denunciantes.

• La divulgación de información relevante a los mercados se realizó siguiendo las normas y prácticas

establecidas en el ejercicio anterior, respetando las buenas prácticas del mercado y cumpliendo con los requerimientos legales vigentes.

Asimismo, la Dirección de la Sociedad continuó trabajando en la implementación de los requerimientos de la Sección 404 de la Ley Sarbanes-Oxley, cuyas normas alcanzan a Petrobras Energía Participaciones S.A., en su condición de sociedad registrada en la Securities and Exchange Commission (“SEC”), la Bolsa de Valores de los Estados Unidos. El foco principal de esta sección es certificar la eficacia operativa de los controles internos sobre la información financiera, con el objetivo de reforzar la confianza de los inversores en los mercados públicos de valores, mediante la adopción de las mejores prácticas del Gobierno Corporativo, la promoción de prácticas éticas de negocios, asegurando la confiabilidad de la información financiera para todos los accionistas, inversores y el público en general. 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. En marzo de 2005, la SEC concedió a las compañías emisoras extranjeras un año de prórroga para cumplir con los requerimientos especificados en la Sección 404 de la Ley Sarbanes-Oxley. Como consecuencia de esta extensión de plazos, la primera certificación respecto de la existencia y efectividad de los sistemas de control interno sobre la información financiera deberá ser emitida para el ejercicio fiscal finalizado el 31 de diciembre de 2006.

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Dirección y Administración

Directorio La administración de la Sociedad está a cargo de un Directorio compuesto por el número de miembros que fije la Asamblea Ordinaria de Accionistas entre un mínimo de seis y un máximo de diecinueve, quienes son elegidos por el término de dos ejercicios y se renuevan por mitades cada ejercicio. La Asamblea Ordinaria de Accionistas puede designar suplentes en igual o menor número que los titulares y por el mismo plazo, a fin de llenar las vacantes que se produzcan en el orden de su elección. Se indica a continuación la composición actual del Directorio de la Sociedad. Nombre Cargo José Sergio Gabrielli de Azevedo Presidente Nestor Cuñat Cerveró Vicepresidente Decio Fabricio Oddone da Costa Director Almir Guilherme Barbassa Director Luiz Augusto Marciano da Fonseca Director Guilherme de Oliveira Estrella Director Ildo Luis Sauer Director José Eduardo de Barros Dutra Director Renato de Souza Duque Director Alberto Da Fonseca Guimarães Director Oscar Aníbal Vicente Director Héctor Daniel Casal Director Cedric Bridger Director Nicólas Perkins Director Paulo Roberto Costa Director Daniel Jorge Maggi Director Roberto Alejandro Fortunati Director Carlos Alberto Pereira de Oliveira Director Luis Miguel Sas Director Vilson Reichemback da Silva Director Suplente Pablo Cavallaro Director Suplente

En cumplimiento de la Resolución Nro. 368 de la Comisión Nacional de Valores, Nicólas Perkins, Roberto Alejandro Fortunati y Pablo Cavallaro revisten el carácter de directores independientes. Conforme la norma de la Comisión Nacional de Valores antes mencionada, 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 Ordinaria de Accionistas, de conformidad con la Ley de Sociedades Comerciales. 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 ganancias. 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

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límites prefijados, sólo podrán hacerse efectivas tales remuneraciones en exceso si fuesen expresamente acordadas por las Asamblea Ordinaria de Accionistas.

Principales Ejecutivos Petrobras Energía Participaciones S.A. siendo una compañía holding, no tiene funcionarios ejecutivos. Las operaciones de la Sociedad son conducidas a través de Petrobras Energía S.A. El cuadro a continuación establece los nombres y cargos de los funcionarios ejecutivos de Petrobras Energía S.A. Nombre

Cargo

Alberto da Fonseca Guimarães Director General Ejecutivo Luis Miguel Sas Director de Administración y Finanzas Carlos Alberto P. de Oliveira Director de la Unidad de Negocios de Exploración y Producción de Petróleo Carlos Alberto de Meira Fontes Director de las Unidades de Negocios de Refinación y Distribución y de

Petroquímica Rafael Fernández Morandé Director de la Unidad de Negocios de Gas y Energía Vilson Reichenback da Silva Director de la Unidad de Negocios de Comercial Downstream Daniel Jorge Maggi Director de Recursos Humanos Héctor Daniel Casal Director de Legales Alberto Federico Bethke Director de Servicios Rui Antonio Alves da Fonseca Director de Calidad, Seguridad, Medio Ambiente y Salud Adelson da Silva Gerente Ejecutivo de Planeamiento y Control de Gestión Pablo Maria Puiggari Gerente Ejecutivo de Comunicaciones Externas Ricardo Meira de Vasconcellos Gerente Ejecutivo de Auditoría Interna

Modalidades de remuneración de los principales ejecutivos En Petrobras Energía S.A., 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, y 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 Energía S.A. y al cumplimiento de objetivos individuales. Los beneficios asignados a los ejecutivos son similares a los del resto del personal de la Empresa, como seguros de vida, cobertura médica, almuerzo, y plan de pensión complementario.

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Organización de la Toma de Decisiones y Sistema de Control Interno

Petrobras Energía Participaciones S.A. es una compañía holding y sus operaciones son conducidas por Petrobras Energía S.A. Petrobras Energía S.A. está organizada operativamente por Unidades de Negocio, apoyadas por una Estructura Central que agrupa a diferentes funciones.

En la toma de decisiones, Petrobras Energía S.A. es conducida por un Comité de Dirección que está integrado por trece miembros: el Director General Ejecutivo, el Director de Administración y Finanzas, cuatro Directores de Negocios (Exploración y Producción de Petróleo y de Gas, Refinación y Distribución y Petroquímica, Gas y Energía y Comercial Downstream), los Directores de las áreas de Legales, Recursos Humanos y Servicios. El equipo de Dirección se completa con el Director de Calidad, Seguridad, Medio Ambiente y Salud y los Gerentes Ejecutivos de Planeamiento y Control de Gestión, Comunicaciones Externas y Auditoría Interna. 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 Empresa se sustenta en la coordinación entre las áreas responsables de llevar adelante la gestión de los negocios, y de administrarlos centralizadamente, a cargo de las áreas de Funciones Centralizadas, siempre en el marco de las políticas establecidas por el Comité de Dirección. Los procesos operativos y administrativos son el resultado del complemento de procedimientos administrativos, sólidos sistemas de información, emisión periódica de informes de control de gestión, evaluaciones de desempeño y comunicaciones fluidas que afianzan el sistema de Control Interno y aseguran una administración eficiente.

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Comité de Auditoría

De acuerdo con las disposiciones del Régimen de Transparencia de la Oferta Pública aprobado por el Decreto Nº 677/01 y las Normas de la CNV, en Argentina, y con los requerimientos de la Securities and Exchange Commission (SEC) y del New York Stock Exchange (NYSE), la Sociedad cuenta con un Comité de Auditoría. El propósito del Comité de Auditoría es el de asistir al Directorio a cumplir con sus responsabilidades frente a los inversores, el mercado y otros, en cuestiones relacionadas con (1) la integridad de los Estados Contables, (2) el cumplimiento de requerimientos legales, reglamentarios y de conducta aplicables, (3) la calificación e independencia del auditor externo independiente 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. Podrán ser miembros del Comité aquellos directores versados en temas financieros, contables o empresariales. La totalidad, o como mínimo, la mayoría de sus integrantes deberán ser independientes, de acuerdo con el criterio establecido para ello en las normas aplicables de la CNV, la SEC y el NYSE (con respecto a las normas de la SEC y del NYSE, en la medida que éstas sean aplicables a emisores no Estadounidenses y teniendo en cuenta cualesquiera de las excepciones establecidas en las mismas). En la reunión de Directorio celebrada el 7 de mayo de 2004, se designaron como miembros titulares del Comité de Auditoria a los Directores Roberto Fortunati, Nicolás Perkins y Cedric Bridger, y al Director suplente Pablo Cavallaro como miembro suplente. Los miembros del Comité de Auditoria han sido renovados en su cargo por un año, en la reunión de Directorio celebrada el 1 de abril de 2005. El Comité de Auditoría elabora un plan de actuación anual para cada ejercicio del que deberá dar cuenta al Directorio y a la Comisión Fiscalizadora. Los demás directores, los miembros de la Comisión Fiscalizadora, los gerentes y los auditores externos deben, cuando así lo requiera el Comité, concurrir a sus reuniones, proporcionarle información y asistirlo en el cumplimiento de sus funciones. 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 de accionistas. El Comité tendrá acceso a la información y documentos que considere necesarios para el cumplimiento de sus funciones. 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 las entidades autorreguladas 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 entidades autónomas 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 que el Directorio formule a la Asamblea.

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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 contables anuales un informe dando cuenta del tratamiento dado durante el ejercicio a las cuestiones de su competencia.

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 preaprobar 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.

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Comisión Fiscalizadora

La Sociedad cuenta con una Comisión Fiscalizadora integrada por tres síndicos titulares y tres suplentes. Se indica a continuación la composición actual de la Comisión Fiscalizadora, cuya integración resultó aprobada por la Asamblea Ordinaria de Accionistas de Petrobras Energía Participaciones celebrada el 31 de marzo de 2005: 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 síndicos titulares y suplentes de la Comisión Fiscalizadora son elegidos por los accionistas en Asamblea Anual de Accionistas para desempeñarse por un plazo renovable de un año. La principal responsabilidad de la Comisión Fiscalizadora es supervisar el cumplimiento por parte de la Dirección de la Ley de Sociedades, los estatutos de la Sociedad y las resoluciones adoptadas por los accionistas. La Comisión Fiscalizadora también desempeña otras funciones, incluyendo: (i) asistir a las reuniones de Directorio y asambleas de Accionistas, (ii) convocar asambleas extraordinarias de accionistas cuando fuera necesario o cuando fuera requerido por los accionistas, de acuerdo con la Ley de Sociedades Comerciales Nº 19.550, (iii) presentar un reporte sobre los informes presentados por el Directorio y los estados contables anuales en las Asambleas Ordinarias de Accionistas, e (iv) investigar los reclamos escritos de los accionistas que representan no menos del 2% del capital accionario. La Comisión Fiscalizadora no podrá realizar ningún control administrativo y, en consecuencia, no podrá evaluar los criterios y decisiones comerciales sobre temas administrativos, financieros, de venta y producción, dado que estos temas son responsabilidad exclusiva del Directorio.

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Política de Dividendos Según la Ley de Sociedades Comerciales, 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 Ordinaria de Accionistas. De acuerdo con los estatutos de la Sociedad, la utilidad neta deberá distribuirse en el siguiente orden: (i) 5% a la reserva legal hasta que dicha reserva sea igual al 20% del capital en circulación, (ii) a la remuneración de directores y síndicos y (iii) a dividendos sobre acciones preferidas, si las hubiere, y luego a dividendos sobre acciones ordinarias o a una reserva facultativa o de previsión o a cuenta nueva, o a otros efectos, conforme lo resuelva la Asamblea Ordinaria de Accionistas.

La principal fuente de fondos para el pago de dividendos en efectivo son los dividendos que Petrobras Energía Participaciones S.A. pudiera percibir de su sociedad controlada Petrobras Energía S.A. La Sociedad distribuirá en concepto de dividendos en efectivo todos aquellos dividendos que perciba de Petrobras Energía S.A., netos de impuestos, si hubiere, y gastos mínimos y sujeto a los requisitos de las leyes argentinas y los estatutos.

El pago de dividendos en efectivo por parte de Petrobras Energía S.A. dependerá de su situación financiera, el resultado de las operaciones, los requerimientos de fondos (incluyendo inversiones de capital y pagos de servicio de deuda), los requisitos mínimos de resultados no asignados y otros requisitos impuestos por las leyes argentinas y de todo otro factor que el Directorio de Petrobras Energía S.A. juzgue relevante a los efectos de resolver la declaración de dividendos.

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Síntesis de la Estructura Patrimonial y de Resultados La información que se presenta a continuación correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001 no contiene los efectos retroactivos de las nuevas normas profesionales. La información que se presenta a continuación correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2004, 2003, 2002 y 2001 no contiene los efectos de la fusión de Petrobras Energía S.A. con Petrobras Argentina S.A., Petrolera Santa Fe S.A. y EG3 S.A.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 15 FEB 2006

PISTRELLI, HENRY MARTIN Y ASOCIADOS S.R.L. C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 13

ENRIQUE C. GROTZ Socio

Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 136 Fº 149

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Cotización de la Acción de la Sociedad

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Datos Estadísticos La información que se presenta a continuación correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2004 y 2003 no contiene los efectos de la fusión de Petrobras Energía S.A. con Petrobras Argentina S.A.; Petrolera Santa Fe S.A.; y EG3 S.A.

31-12-05 31-12-04 31-12-03 31-12-02 31-12-01

Ve n ta de pe tróle o cru do (mbs)A rgent ina 19.459 18.252 20.070 21.615 24.006 Venez uela 16.105 17.204 14.339 16.314 16.889 P erú 4.637 4.195 4.263 4.118 4.219 Bolivia 436 497 485 489 522 Ecuador 3.449 2.111 1.431 210 - Total 44.086 42.259 40.587 42.746 45.636

Ve n ta de gas n atu ral (M p c)A rgent ina 84.557 76.089 77.659 92.686 103.259 Venez uela 7.654 9.404 7.652 9.314 7.960 P erú 3.919 3.097 2.989 3.050 3.020 Bolivia 13.654 14.044 13.902 13.080 13.949 Total 109.784 102.634 102.202 118.130 128.187

Ve n ta de pe troqu ím icos (tn)F ert iliz antes 675.624 710.993 543.420 412.801 487.791 Caucho 52.644 60.208 56.924 51.215 47.648 Est ireno 154.063 154.011 135.263 122.426 101.869 P rop ileno 23.335 20.046 26.240 21.722 25.210 P olies t ireno (N eto de Eliminaciones) 160.373 154.699 146.229 160.430 159.602

Ve n ta de productos re fin ados (m3 -tn)A romát icos (tn) 45.579 43.619 56.309 67.065 64.856 Benceno (tn) 57.466 53.851 50.136 44.478 44.825 G asolina (m3) 715.269 207.419 119.230 122.802 126.233 G as oil (m3) 1.741.043 912.899 882.601 622.068 743.214 O t ros dest ilados medios (m3) 12.869 5.249 10.477 13.305 24.023 A sfaltos (tn) 188.033 115.068 86.007 42.529 79.374 P arafinas (T n) 162.650 149.415 150.570 137.581 97.140 D erivados de Reforma (T n) 134.497 74.469 79.028 64.874 68.756 O t ros p roductos p esados (tn) 685.906 437.172 418.383 374.482 265.800

Ge n e ración e lé ctrica (gw h)Energía p roducida 6.114 5.689 5.400 5.278 4.732

Venta p or cont rato 1.255 1.437 1.588 1.569 1.140 Venta Sp ot 5.486 4.719 4.868 4.402 4.152 Total ve n ta 6.741 6.156 6.456 5.971 5.292

Ejercicio terminado el

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Propuesta del Directorio El destino propuesto para las utilidades acumuladas al 31 de diciembre de 2005 es el siguiente: (información expresada en millones de pesos) Constitución de reserva legal (*) 68 A nuevo ejercicio 1.189 (*) Incluye 37 correspondiente al reintegro de la disminución de la Reserva Legal aprobada por la Asamblea General Ordinaria de Accionistas celebrada el 4 de abril de 2003.

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INFORME ESPECIAL SOBRE LA RESEÑA INFORMATIVA A los Señores Directores de Petrobras Energía Participaciones S.A.:

1. A vuestro pedido, en nuestro carácter de auditores externos de Petrobras Energía Participaciones S.A., emitimos el presente informe sobre la información contenida en la sección “Síntesis de la estructura patrimonial y de resultados” de la Reseña Informativa por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2005 adjunta. Dicha información, que es responsabilidad de la Dirección de la Sociedad y firmada a sólo efecto de su identificación con este informe especial, es presentada por la Sociedad para cumplimentar las normas de la Comisión Nacional de Valores.

2. Hemos auditado los estados contables de la Sociedad al 31 de diciembre de 2005 sobre los cuales

emitimos nuestro informe de fecha 15 de febrero de 2006, al cual nos remitimos y que debe ser leído con este informe conjuntamente. Dicho informe contiene salvedades indeterminadas por incertidumbres sobre la continuidad como empresa en marcha de la sociedad relacionada Compañía de Inversiones de Energía S.A. y el valor recuperable de sus activos no corrientes en el caso de que las premisas utilizadas por la gerencia para elaborar las proyecciones no se concretaran en el futuro. Asimismo, dicho informe contiene una salvedad determinada por no haber descontado los valores nominales de los activos y pasivos por impuesto diferido, lo cual es requerido por las normas contables profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, República Argentina, pero no es permitido por las normas pertinentes de la Comisión Nacional de Valores.

3. Nuestro trabajo sobre la información mencionada en el párrafo 1 consistió en verificar que la información

al 31 de diciembre de 2005 y por el ejercicio finalizado en dicha fecha, contenida en la sección "Síntesis de la estructura patrimonial y de resultados" de la Reseña Informativa por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2005 surja de los estados contables adjuntos.

4. De las verificaciones efectuadas, cuyo alcance se describe en el párrafo 3, no han surgido excepciones

que mencionar.

5. La información contenida en la sección “Síntesis de la estructura patrimonial y de resultados” de la Reseña Informativa al 31 de diciembre de 2004, 2003 y 2002 y por los ejercicios finalizados en dichas fechas, ha sido cubierta por nuestro informe especial de fecha 18 de febrero de 2005, el cual contiene salvedades, algunas de las cuales se resolvieron con posterioridad según se explica en nuestro informe del auditor de fecha 15 de febrero de 2006, informes a los cuales nos remitimos y que deben ser leídos conjuntamente con este informe. La información contenida en la sección “Síntesis de la estructura patrimonial y de resultados” de la Reseña Informativa al 31 de diciembre de 2001 y por el ejercicio finalizado en dicha fecha, antes de su reexpresión en moneda constante, ha sido cubierta por Pistrelli, Diaz y Asociados Sociedad Civil, en su carácter de firma miembro de Andersen, quien emitió su informe especial sin salvedades de fecha 8 de marzo de 2002. La información por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2001 no fue modificada por la Dirección de la Sociedad para incorporar los efectos de los cambios a las normas contables profesionales. La información por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2004, 2003, 2002 y 2001 no fue modificada por la Dirección de la Sociedad para incorporar los efectos de la fusión mencionada en la nota 1 a los estados contables consolidados adjuntos.

Buenos Aires, 15 de febrero de 2006



Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B. A. T° 136 F° 149

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INFORME DEL AUDITOR A los Señores Directores de Petrobras Energía Participaciones S.A.: 1. Hemos auditado el balance general de Petrobras Energía Participaciones S.A. (“la Sociedad”) al 31 de

diciembre de 2005, 2004 y 2003 y los correspondientes estados de resultados, de evolución del patrimonio neto y de flujo de efectivo por los ejercicios finalizados en esas fechas. Asimismo, hemos auditado el balance general consolidado de Petrobras Energía Participaciones S.A. y sus sociedades controladas al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003 y los correspondientes estados consolidados de resultados y de flujo de efectivo por los ejercicios finalizados en esas fechas, que se exponen como información complementaria en el Cuadro 1. Dichos estados contables son responsabilidad de la Dirección de la Sociedad. Nuestra responsabilidad es expresar una opinión sobre los mencionados estados contables basada en nuestras auditorías.

2. Nuestro trabajo fue realizado de acuerdo con las normas de auditoría vigentes en la República

Argentina. Una auditoría requiere que el auditor planifique y desarrolle su tarea con el objetivo de obtener un grado razonable de seguridad acerca de la inexistencia de manifestaciones no veraces y errores significativos en los estados contables. Una auditoría incluye examinar, sobre bases selectivas, la evidencia respaldatoria de la información expuesta en los estados contables, así como evaluar las normas contables utilizadas, las estimaciones significativas efectuadas por la Dirección de la Sociedad y la presentación de los estados contables tomados en conjunto. Consideramos que nuestras auditorías y los informes de los otros auditores mencionados en el párrafo 3 nos brindan una base razonable para fundamentar nuestra opinión incluida en el párrafo 7.

3. Los estados contables de algunas sociedades relacionadas, utilizados para valuar la inversión en dichas

sociedades mediante el método de valor patrimonial proporcional en los estados contables de Petrobras Energía Participaciones S.A. al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003, e incorporados en los estados contables consolidados de Petrobras Energía Participaciones S.A. con sus sociedades controladas a dichas fechas, fueron auditados por otros auditores, cuyos informes nos han sido facilitados. Nuestra opinión incluida en el párrafo 7, en lo que se refiere a las cifras incluidas para esas sociedades, antes de dar efecto a los ajustes introducidos por la Sociedad mencionados en la nota 5 a los estados contables consolidados, se basa en los informes de los otros auditores. Estas sociedades son:

a) Compañía de Inversiones de Energía S.A ("CIESA") para 2005, 2004 y 2003 y Distrilec

Inversora S.A. ("Distrilec") para 2003: las participaciones en estas sociedades representan en los estados contables no consolidados de la Sociedad inversiones no corrientes por, aproximadamente, $281.000.000, $249.000.000 y $835.000.000 al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003, respectivamente, y ganancias por $32.000.000, $14.000.000 y $105.000.000, incluidas en el resultado de inversiones no corrientes de la Sociedad por los ejercicios finalizados en dichas fechas, respectivamente. Asimismo, los activos y las ventas netas de las mencionadas sociedades, incorporados en los estados contables consolidados de Petrobras Energía Participaciones S.A. con sus sociedades controladas, representan, aproximadamente, para los activos el 14%, 14% y 25% y para las ventas el 5%, 6%, y 12% de los respectivos totales consolidados al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003 y por los ejercicios finalizados en esas fechas.

b) Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica Citelec S.A. ("Citelec S.A.") para 2005, 2004 y

2003 y Transportadora de Gas del Sur S.A. ("TGS") para 2004 y 2003: las participaciones de estas sociedades en los estados contables no consolidados de la Sociedad representan, inversiones no corrientes por, aproximadamente, $288.000.000, $278.000.000 y $310.000.000 al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003, respectivamente, y ganancias por $172.000.000, pérdidas por $31.000.000 y ganancias por $42.000.000, incluidas en el resultado de inversiones no corrientes por los ejercicios finalizados en dichas fechas, respectivamente.

4. Los informes de los otros auditores mencionados en el párrafo 3 sobre los estados contables de CIESA

al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003 contienen salvedades indeterminadas por incertidumbre sobre la continuidad de dicha sociedad como empresa en marcha, y sobre la recuperabilidad de sus activos no corrientes en el caso de que las premisas utilizadas por la gerencia para elaborar las proyecciones no se

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concretaran en el futuro. Asimismo, el informe de los otros auditores sobre los estados contables de Transportadora de Gas del Sur S.A. al 31 de diciembre de 2004 y 2003 incluyó salvedades indeterminadas por incertidumbres respecto de: i) el desarrollo futuro de los negocios regulados de TGS y ii) el valor recuperable de sus activos no corrientes, en base a su estimación del resultado final del proceso de renegociación. Según se describe en la nota 5 a los estados contables consolidados, CIESA y su sociedad controlada TGS han sido afectadas negativamente por la adopción por parte del Gobierno Argentino de varias medidas económicas, incluyendo la pesificación de sus tarifas, la renegociación de los contratos de Licencia (la cual se encuentra en proceso) y la devaluación del peso. Adicionalmente, CIESA ha suspendido el pago de sus deudas financieras, y en septiembre de 2005 celebró un acuerdo de refinanciación de dichas deudas, el cual a la fecha del presente informe se encuentra pendiente de aprobación por parte de ciertos organismos reguladores. Los planes de las gerencias de las sociedades relacionadas respecto de estas cuestiones son descriptos en la nota 5 a los estados contables consolidados. Los estados contables adjuntos no incluyen ningún ajuste que pudiera resultar de la resolución de estas incertidumbres.

Las participaciones en estas sociedades representan, en los estados contables no consolidados de la Sociedad, inversiones no corrientes por, aproximadamente, $407.000.000, $357.000.000 y $330.000.000 al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003, respectivamente, y ganancias por $33.000.000, $26.000.000 y $243.000.000 incluidas en el resultado de inversiones no corrientes de la Sociedad por los ejercicios finalizados en dichas fechas, respectivamente. Asimismo, los activos y las ventas netas de CIESA, incorporados por el método de consolidación proporcional en los estados contables consolidados de Petrobras Energía Participaciones S.A. con sus sociedades controladas, representan, aproximadamente, para los activos el 14%, 14%, y 16% , y para las ventas el 5%, 6%, y 6% de los respectivos totales consolidados al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003 y por los ejercicios finalizados en esas fechas.

5. En el informe de los otros auditores mencionados en el párrafo 3 sobre los estados contables de Citelec S.A. al 31 de diciembre de 2005 y 2004, dichos auditores indican que: (a) su opinión original sobre los estados contables de Citelec S.A. al 31 de diciembre de 2004, incluída en su informe de fecha 14 de febrero de 2005, contenía una salvedad referida a la incertidumbre existente sobre la capacidad de la sociedad controlada Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener S.A. ("Transener S.A.") de continuar como empresa en marcha por encontrarse en curso los procesos de renegociación de la deuda financiera de Transener S.A. y de los Contratos de Concesión de Transener S.A. y Transba S.A. (sociedad controlada por Transener S.A.) y, consecuentemente, sobre los flujos de fondos y resultados futuros de Citelec S.A.,y (b) a fines de noviembre de 2005, el Poder Ejecutivo Nacional ratificó los términos y condiciones del Acta Acuerdo que constituyen las bases de los Contratos de Concesión y, consecuentemente, su opinión actual sobre los estados contables del ejercicio 2004 ya no incluye esa salvedad.

Nuestro informe de auditoría de fecha 18 de febrero de 2005 sobre los estados contables de Petrobras Energía Participaciones S.A. y Petrobras Energía Participaciones S.A y sus sociedades controladas al 31 de diciembre de 2004 y 2003 también incluyó una salvedad indeterminada por incertidumbre sobre la continuidad como empresa en marcha de la Sociedad relacionada Citelec S.A. Dicha cuestión fue resuelta posteriormente de la manera indicada en el informe de los otros auditores y mas detalladamente en la nota 5 a los estados contables consolidados adjuntos. Por lo tanto, nuestra opinión actual sobre los mencionados estados contables ya no se encuentra afectada por dicha incertidumbre.

Asimismo, nuestro informe de fecha 18 de febrero de 2005 incluyó una salvedad determinada por la falta de reconocimiento de los efectos no cuantificados de las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda originados entre el 1° de marzo y el 30 de septiembre de 2003, cuestiones requeridas por las normas contables profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, República Argentina, pero no aceptadas por las normas pertinentes de la Comisión Nacional de Valores. Con posterioridad a la emisión de los estados contables al 31 de diciembre de 2004 y tal como se menciona en nota 2 a los estados contables no consolidados la sociedad realizó la cuantificación de los efectos de no haber reconocido contablemente las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda y ha considerado que no son significativos, consecuentemente, nuestro informe actual difiere del presentado originalmente.

6. Según se describe en la nota 2 a los estados contables no consolidados adjuntos, la Sociedad prepara sus estados contables de acuerdo con las normas de la Comisión Nacional de Valores y, por tanto, no ha descontado los valores nominales de los activos y pasivos por impuesto diferido en los ejercicios 2005, 2004 y 2003. Dicho descuento era requerido por las normas contables profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, República Argentina para los ejercicios cerrados en dichas fechas. El efecto de este desvío no ha sido cuantificado por la Sociedad.

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7. En nuestra opinión, basados en nuestras auditorías y en los informes de los otros auditores

mencionados en el párrafo 3, sujeto al efecto de los ajustes, si los hubiere, que podrían haberse requerido de conocerse el resultado de las cuestiones mencionadas en el párrafo 4, los estados contables mencionados en el párrafo 1 presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación patrimonial de Petrobras Energía Participaciones S.A. y la situación patrimonial consolidada de Petrobras Energía Participaciones S.A. con sus sociedades controladas al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003 y los respectivos resultados de sus operaciones y los flujos de su efectivo por los ejercicios finalizados en dichas fechas, de conformidad con las normas pertinentes de la Ley de Sociedades Comerciales y de la Comisión Nacional de Valores y, excepto por el efecto de lo mencionado en el párrafo 6, con las normas contables profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, República Argentina.

8. En cumplimiento de disposiciones vigentes, informamos que: a) Los estados contables mencionados en el párrafo 1 se encuentran asentados en el libro Inventarios

y Balances. a) Los estados contables de Petrobras Energía Participaciones S.A. surgen de registros contables

llevados, en sus aspectos formales, de conformidad con las normas legales vigentes. a) Al 31 de diciembre de 2005, no existe deuda devengada en concepto de aportes y contribuciones

con destino al Sistema Integrado de Jubilaciones y Pensiones, según surge de los registros contables de la Sociedad.

a) Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2005 hemos facturado honorarios por servicios

de auditoría prestados a la Sociedad, que representan el 89% del total facturado a la Sociedad por todo concepto, el 4% del total de los servicios de auditoría facturados a la Sociedad y sus sociedades controladas y vinculadas, y el 3% del total facturado a la Sociedad y sus sociedades controladas y vinculadas por todo concepto.





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- 1 -

INDICE ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS .....................................................................................................6

ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS ............................................................................................7

ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO...............................................................................................................8

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS .........................................................................9

1. Estados contables consolidados ..................................................................................................................9

a) Bases de presentación y sociedades consolidadas ...........................................................................................9

b) Estados contables utilizados...........................................................................................................................10

c) Efectos contables de la Reorganización Societaria de Petrobras Energía. ...................................................11

d) Contabilización de las operaciones en consorcios hidrocarburíferos y sucursales.......................................12

e) Conversión de operaciones en el exterior ......................................................................................................13

f) Criterios de valuación .....................................................................................................................................14

Cuentas en moneda extranjera: ..............................................................................................................14

Bienes de cambio:..................................................................................................................................14

Inversiones:............................................................................................................................................15

Créditos por ventas y cuentas a pagar....................................................................................................16

Créditos y deudas financieras ................................................................................................................16

Otros créditos y deudas..........................................................................................................................16

Bienes de uso: ........................................................................................................................................16

Medio ambiente: ....................................................................................................................................19

Impuesto a las ganancias, a la ganancia mínima presunta, regalías y regímenes de retención a las

exportaciones de hidrocarburos: ............................................................................................................20

Pasivos por costos laborales: .................................................................................................................22

Contingencias: .......................................................................................................................................22

Resultados por acción: ...........................................................................................................................22

Cuentas de patrimonio neto: ..................................................................................................................23

Reconocimiento de ingresos: .................................................................................................................23

Cuentas del estado de resultados: ..........................................................................................................24

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- 2 -

g) Contabilización de instrumentos financieros derivados.................................................................................24

2. Participación en áreas de petróleo y gas..................................................................................................26

Compromisos de inversión .................................................................................................................................28

Costos de abandono y taponamiento de pozos....................................................................................................29

Pozos exploratorios.............................................................................................................................................29

Desinversiones de participaciones en áreas de petróleo y gas ............................................................................30

Recuperabilidad de inversiones en áreas de petróleo y gas en Argentina...........................................................30

Operaciones en Ecuador .....................................................................................................................................31

Operaciones en Venezuela..................................................................................................................................33

3. Riesgo crediticio.........................................................................................................................................35

4. Bienes de cambio .......................................................................................................................................36

5. Inversiones, resultados de inversiones no corrientes y dividendos cobrados .......................................37

a) Inversiones:.....................................................................................................................................................37

b) Resultado de inversiones no corrientes : ........................................................................................................38

c) Dividendos cobrados: .....................................................................................................................................38

I. Participación en sociedades en las que se ejerce control conjunto o influencia significativa con restricciones sobre su disponibilidad .......................................................................................................................................39

a) Distrilec Inversora S.A. (“Distrilec”):....................................................................................................39

b) Cía. de Inversiones de Energía S.A.(“CIESA”):.....................................................................................39

c) Cía. de Transmisión Eléctrica S.A. (“Citelec”): .....................................................................................39

d) Yacylec S.A. (“Yacylec”): .......................................................................................................................40

e) Enecor S.A.(“Enecor“) ...........................................................................................................................40

II. Situación de las inversiones en empresas de servicios públicos ....................................................................41

III. CIESA Acuerdo Marco de Conciliación y Renuncias Mutuas (“Acuerdo Marco”) .....................................44

IV. Expansión del sistema de transporte de gas de TGS.....................................................................................45

V. Reestructuración deuda financiera de Transener ...........................................................................................45

6. Financiación ...............................................................................................................................................46

I. Programas globales vigentes de obligaciones negociables de Petrobras Energía...........................................46

II. Cláusulas de cross default ..............................................................................................................................48

III. Covenants .....................................................................................................................................................48

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- 3 -

IV. Financiación de la Central Térmica Genelba................................................................................................49

V. Préstamo de Innova S.A. (“Innova”) con la Corporación Financiera Internacional (CFI).............................49

VI. Acuerdo de crédito de Petrobras Energía Venezuela S.A. (“Petrobras Energía Venezuela”) con la CFI.....49

VII. Endeudamiento de Edesur...........................................................................................................................50

VIII. Endeudamiento de CIESA y TGS..............................................................................................................50

IX. Detalle de la deuda a largo plazo..................................................................................................................52

7. Fondo para las Inversiones Necesarias que permitan Incrementar la Oferta de Energía Eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista (FONINVEMEM) .........................................................................................53

8. Impuesto a las ganancias e impuesto diferido .........................................................................................54

9. Medio ambiente .........................................................................................................................................56

10. Contingencias.............................................................................................................................................57

a) Impuesto a los sellos de TGS..........................................................................................................................57

b) Impuesto al Valor Agregado (IVA) de las operaciones en Ecuador...............................................................57

c) Cuestiones Fiscales.........................................................................................................................................58

11. Beneficios sociales y otros beneficios para el personal de Petrobras Energía ......................................58

a) Fondo de jubilados y pensionados ..................................................................................................................58

b) Plan de opciones de acciones de la Sociedad .................................................................................................60

12. Otros créditos, otros pasivos, otros resultados operativos, otros ingresos (egresos) netos e información suplementaria al estado de flujo efectivo ......................................................................................62

13. Saldos y operaciones con sociedades pertenecientes al mismo grupo económico ................................64

14. Compromisos contractuales, avales, fianzas y garantías otorgadas......................................................65

15. Información por segmento de negocios....................................................................................................66

16. Información geográfica ..................................................................................................................................71

BIENES DE USO..................................................................................................................................................72

INVERSIONES EN ACCIONES ........................................................................................................................73

PREVISIONES .....................................................................................................................................................74

COSTO DE VENTAS...........................................................................................................................................75

ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDA EXTRANJERA ..................................................................................76

INFORMACIÓN REQUERIDA POR EL ART. 64, APARTADO I, INC. b) DE LA LEY 19.550 ..............77

INFORMACIÓN CONSOLIDADA SOBRE PARTICIPACIÓN EN SOCIEDADES RELACIONADAS .78

PARTICIPACIÓN INDIRECTA EN AREAS DE PETRÓLEO Y GAS ........................................................79

PARTICIPACIÓN EN NEGOCIOS CONJUNTOS .........................................................................................80

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BALANCES GENERALES .................................................................................................................................81

ESTADOS DE RESULTADOS ...........................................................................................................................82

ESTADOS DE EVOLUCIÓN DEL PATRIMONIO NETO ............................................................................83

ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO.............................................................................................................84

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES.........................................................................................................85

1. Constitución y operaciones de la Sociedad ..............................................................................................85

2. Bases de presentación de los estados contables .......................................................................................87

I. Normas contables profesionales ............................................................................................................87

II. Consideración de los efectos de la inflación..........................................................................................87

III. Criterios de valuación ............................................................................................................................89

IV. Cambios en las normas contables profesionales ....................................................................................90

3. Capital social..............................................................................................................................................92

4. Financiación ...............................................................................................................................................92

5. Restricción a los resultados no asignados ................................................................................................93

6. Grupo de Control ......................................................................................................................................94

7. Hechos posteriores.....................................................................................................................................94

INVERSIONES EN ACCIONES ........................................................................................................................95

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Firmado a efectos de su identificación con

nuestro informe de fecha 15 FEB 2006 PISTRELLI, HENRY MARTIN Y ASOCIADOS S.R.L.

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 13



JUAN C. CINCOTTA Por Comisión Fiscalizadora Contador Público U.B.A.

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº45 Fº 71

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Maipú 1 – Piso 22 - Capital Federal

EJERCICIO ECONOMICO N° 8

ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2005 Sociedad no adherida al Régimen estatutario optativo de oferta pública de adquisición obligatoria. Actividad principal de la Sociedad: Inversora y financiera. Fecha de inscripción en el Registro Público de Comercio:

- Del contrato social: 6 de enero de 1999.

- De la última modificación al estatuto: 23 de junio de 2004. Número de Registro en la Inspección General de Justicia: 1.660.352. Fecha de finalización del contrato social: 5 de enero de 2098.

COMPOSICION DEL CAPITAL SOCIAL (1)

(Expresado en pesos)

Características de las acciones

Suscripto, emitido, integrado e inscripto.

Escriturales, ordinarias, clase B, de valor nominal 1 cada una y con derecho a un voto por acción (2)

2.132.043.387

(1) Ver nota 3 a los estados contables no consolidados. (2) Autorizadas a la oferta pública en Argentina y en el New York Stock Exchange.

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CUADRO I 1 de 3

PETROBRAS ENERGÍA PARTICIPACIONES Y SOCIEDADES CONTROLADAS Y BAJO CONTROL CONJUNTO ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2005, 2004 Y 2003 (Expresados en millones de pesos - Nota 2.II a los estados contables no consolidados)

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CUADRO I 2 de 3

PETROBRAS ENERGÍA PARTICIPACIONES Y SOCIEDADES CONTROLADAS Y BAJO CONTROL CONJUNTO ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2005, 2004 Y 2003 (Expresados en millones de pesos - Nota 2.II a los estados contables no consolidados)

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CUADRO I 3 de 3

PETROBRAS ENERGÍA PARTICIPACIONES Y SOCIEDADES CONTROLADAS Y BAJO CONTROL CONJUNTO ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2005, 2004 Y 2003 (a) (Expresados en millones de pesos - Nota 2.II a los estados contables no consolidados)

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CUADRO 1

PETROBRAS ENERGÍA PARTICIPACIONES S.A.

Y SOCIEDADES CONTROLADAS Y BAJO CONTROL CONJUNTO

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS

AL 31 DE DICIEMBRE DE 2005

(Cifras expresadas en millones de pesos, excepto donde se indica en forma expresa - Nota 2.II. a los estados contables no consolidados)

1. Estados contables consolidados

En virtud de lo dispuesto por la Resolución N° 368/01 de la Comisión Nacional de Valores (“CNV”), la publicación de los estados contables consolidados debe presentarse precediendo a los estados contables individuales de la emisora. Esta disposición sólo implica un cambio de ubicación de la información consolidada, no modificando el carácter de información principal de los estados contables individuales y el de complementarios de los estados contables consolidados, de acuerdo con lo establecido por la Ley de Sociedades Comerciales y las normas profesionales vigentes. Por tal motivo y para su correcta interpretación, los presentes estados contables consolidados deben ser leídos junto con los estados contables no consolidados, que se presentan a continuación de la presente información consolidada.

a) Bases de presentación y sociedades consolidadas De acuerdo con el procedimiento establecido en la Resolución Técnica (“RT”) N° 21 de la Federación Argentina de Consejos profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE), Petrobras Energía Participaciones S.A., en adelante “Petrobras Participaciones” o “la Sociedad”, ha consolidado línea por línea sus estados contables con los respectivos estados contables de Petrobras Energía S.A., en adelante “Petrobras Energía”, y de aquellas sociedades en las que Petrobras Energía ejerce el control societario y el control conjunto de las mismas. Se verifica una situación de control conjunto cuando la totalidad de los socios o bien los que posean la mayoría de los votos, en virtud de acuerdos escritos, han resuelto compartir el poder de definir y dirigir las políticas operativas y financieras de una sociedad.

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En la consolidación de las sociedades en las que se ejerce el control societario, los importes de la inversión en la sociedad controlada y la participación en sus resultados y flujos de efectivo se reemplazan por la totalidad de los activos, pasivos, resultados y flujos de efectivo de la controlada, reflejando separadamente la participación minoritaria de terceros en las sociedades controladas. Los créditos y deudas y las operaciones entre miembros del grupo consolidado se eliminan en la consolidación. Los resultados originados por operaciones entre miembros del grupo consolidado no trascendidos a terceros y contenidos en los saldos finales de activos y pasivos, se eliminan totalmente. En la consolidación de sociedades en las que se ejerce el control conjunto, los importes de la inversión de la sociedad bajo control conjunto y la participación en sus resultados y flujos de efectivo, se reemplazan por la proporción que le corresponde a la Sociedad de acuerdo con su tenencia accionaria en sus activos, pasivos, resultados y flujos de efectivo. Los créditos y deudas y las operaciones entre miembros del grupo consolidado y sociedades bajo control conjunto han sido eliminados en la consolidación en proporción a la tenencia accionaria de la sociedad controlante. Los datos de las sociedades en las que se ejerce control societario, control conjunto e influencia significativa se exponen en el Anexo I. Bajo la categorización de sociedades bajo control conjunto califican las tenencias accionarias en Distrilec Inversora S.A., Compañía de Inversiones de Energía S.A. y Citelec S.A. La Sociedad no consolidó proporcionalmente línea por línea los activos, pasivos, resultados y flujos de efectivo de la participación accionaria en Citelec S.A. en virtud del compromiso de desinversión de dicha participación asumida por Petrobras Energía S.A. en oportunidad de la aprobación de la transferencia del 58,62% de las acciones de Petrobras Energía Participaciones S.A. a Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS (“Petrobras”). (Ver nota 5. I)

b) Estados contables utilizados

Para la consolidación se han utilizado los estados contables de las sociedades controladas y bajo control conjunto al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003, o bien la mejor información contable disponible a tales fechas, adaptados a igual período de tiempo respecto de los estados contables de la Sociedad y luego de considerar los ajustes para homogeneizar los criterios de valuación a los de la Sociedad.

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c) Efectos contables de la Reorganización Societaria de Petrobras Energía.

Petrobras Energía ha contabilizado los efectos de la Reorganización Societaria indicada en la nota 1 de los Estados Contables no consolidados de acuerdo al método de unificación de intereses que se describe en la Resolución Técnica (“RT”) Nº 18 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”). Las normas contables profesionales argentinas, si bien se refieren a las combinaciones de negocios, no indican el tratamiento contable aplicable a la combinación de negocios realizada entre entes integrantes de un mismo grupo económico. Ante la falta de una referencia normativa concreta, de manera supletoria, la RT Nº 17 de la FACPCE, con las modificaciones introducidas por la Resolución C.D. 243/01 del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (“CPCECABA”), indica que las situaciones no previstas se resolverán siguiendo normas internacionales de aplicación generalizada teniendo en cuenta especialmente el mercado y regulaciones a que esté sujeto el ente emisor de los estados contables. Al respecto, y considerando que las acciones Clase B de la Compañía cotizan en el New York Stock Exchange de Estados Unidos de América, las normas contables allí vigentes (Statement of Financial Accounting Standard No. 141) indican que las combinaciones de negocios entre entes que no son independientes deben contabilizarse utilizando el método de unificación de intereses. De conformidad a los lineamientos del método, los activos, pasivos y partidas del patrimonio neto de los entes que se combinan se registran en el ente combinado de acuerdo con las mediciones contables que tenían en los entes que se combinan a la fecha efectiva de la combinación. De acuerdo a dicho método, los estados contables del período en que se produce la combinación y los de períodos anteriores que se incluyan como información comparativa deben mostrar los activos, pasivos y resultados del ente combinado como si la unificación de intereses se hubiese producido al comienzo del más antiguo de los períodos presentados. Considerando que la fecha efectiva de la fusión es el 1° de enero de 2005, el total de patrimonio neto y el resultado neto de ejercicio anterior que se presenta en forma comparativa no cambian por efectos de la fusión, motivo por el cual la contrapartida del efecto neto de las adiciones efectuadas, tanto a nivel patrimonial como de resultados, se imputa respectivamente a las cuentas de Participación de Terceros en Sociedades Controladas.

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Al 31 de diciembre de 2004 los activos y pasivos de las sociedades incorporadas en la fusión, Eg3 S.A., Petrobras Argentina S.A. y Petrolera Santa Fé S.R.L., eran los siguientes:

A continuación se expone cierta información del estado de resultados correspondiente al ejercicio económico terminado el 31 de diciembre de 2004 de cada una de las compañías combinadas.

d) Contabilización de las operaciones en consorcios hidrocarburíferos y sucursales La Sociedad utiliza el método de consolidación proporcional para sus participaciones en los diferentes consorcios de exploración y producción de hidrocarburos. Dicho método implica reconocer su porcentaje de participación en los activos, pasivos, ingresos, costos y gastos, en cada uno de los rubros de los estados contables. Las sucursales han sido consolidadas línea por línea.

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e) Conversión de operaciones en el exterior

Para la conversión de los estados contables de sus sociedades controladas y no controladas, sucursales y consorcios en el exterior, la Sociedad aplica en forma prospectiva a partir del 1 de enero de 2003, de conformidad con las normas de transición, el método de conversión previsto en la RT N° 18 de la FACPCE.

A criterio de la Dirección de la Sociedad, las operaciones realizadas en el exterior han sido clasificadas como no integradas con las operaciones de la Sociedad en el país. Dichas operaciones no constituyen una extensión de las propias de las Sociedad, entre otras, por las siguientes razones: a) las transacciones con la Sociedad no son una proporción elevada de las actividades de la entidad

en el extranjero; b) las actividades de las operaciones en el extranjero se financian parcialmente con fondos

procedentes de sus propias operaciones o con préstamos locales;

c) las ventas, la mano de obra, materiales y otros costos de los bienes y servicios de las operaciones en el extranjero se cancelan, principalmente en moneda distinta a la de los estados contables de la inversora; y

d) los flujos de efectivo de la Sociedad son independientes de las actividades cotidianas de las

operaciones en el extranjero, y no son afectados directamente por la cuantía o la periodicidad de las mismas.

Al aplicar el método de conversión, las operaciones del exterior que tienen como moneda funcional al dólar estadounidense son convertidas a esta moneda de la siguiente manera: - Los activos y pasivos expresados a valores corrientes son convertidos a los tipos de cambio de

cierre. - Los activos y pasivos medidos en valores históricos y los resultados son convertidos a los tipos

de cambio históricos. Los resultados por conversión de las operaciones del exterior son reconocidos en el estado de resultados.

Una vez remedidas las operaciones en dólares estadounidenses, éstas son trasladadas a pesos de la siguiente manera: - Los activos y pasivos son trasladados a los tipos de cambio de cierre. - Los resultados son trasladados a los tipos de cambio históricos.

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Los resultados por traslación de las operaciones del exterior se presentan en la cuenta Diferencias transitorias de conversión. Las diferencias de cambio originadas por el endeudamiento de la Sociedad denominado en moneda extranjera designado como cobertura de la inversión neta de la Sociedad en el exterior son igualmente imputadas a la cuenta Diferencias transitorias de conversión.

f) Criterios de valuación

Los principales criterios de valuación utilizados para la preparación de los estados contables son los siguientes:

− Cuentas en moneda extranjera: Se convirtieron a los tipos de cambio vigentes para la liquidación de estas operaciones a la fecha de cierre de los estados contables, incorporando los intereses devengados, de corresponder. El resumen de los saldos en moneda extranjera se expone en el Anexo G. − Bienes de cambio:

Stock de petróleo crudo: al costo de reproducción.

Materiales: de consumo habitual, a su costo de reposición; de baja rotación, al último precio de compra reexpresado en moneda constante, según Nota 2.II) a los estados no consolidados. Productos en proceso y terminados correspondientes a las actividades de refinación y petroquímica: a costo de reposición o de reproducción, proporcionado en el caso de los bienes en proceso en función al grado de avance del mismo. Existencias de gas natural y líquidos del gas natural (LGN) en el sistema de gasoductos en exceso del line pack y en poder de terceros, y existencias de LGN obtenido a partir del procesamiento de gas natural: al costo de reposición o reproducción, según corresponda. Los valores obtenidos se computan con el límite del valor recuperable de estos activos.

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− Inversiones: Títulos públicos y acciones con cotización: − Disponibles para la venta: a las cotizaciones vigentes al cierre de cada ejercicio menos los gastos

estimados de venta, imputándose los resultados generados por las variaciones en la cotización en el rubro Resultados financieros y por tenencia.

− A mantener en el activo hasta su vencimiento: al valor de ingreso acrecentado en función de su

tasa interna de retorno al momento de su incorporación al activo, neto de las cobranzas efectuadas, imputándose los resultados generados en el rubro Resultados financieros y por tenencia. Al 31 de diciembre de 2005, la Sociedad mantiene títulos cuyo valor de mercado ascendió a 6, al igual que su valor de libros.

Certificados de depósito y colocaciones en sociedades en las que se ejerce influencia significativa: a su valor nominal más el interés devengado.

Fondos de inversión: al valor de la cuota parte al cierre de cada ejercicio. Acciones-- Participación en sociedades en las que se ejerce influencia significativa: a su valor patrimonial proporcional. Para la determinación de dicho valor se han utilizado estados contables de las sociedades en las que se ejerce influencia significativa, o bien la mejor información contable disponible. En la determinación del valor patrimonial proporcional han sido considerados los ajustes para adaptar los criterios de valuación de algunas sociedades en las que se ejerce influencia significativa a los de la Sociedad, los aportes irrevocables efectuados por terceros, la eliminación de participaciones recíprocas, los resultados no trascendidos a terceros y los mayores o menores valores de adquisición respecto al valor patrimonial al momento de la compra. Asimismo, los dividendos en efectivo a percibir aprobados con posterioridad al cierre y cuya puesta a disposición se concretare dentro del año, se deducen del valor de la inversión y se exponen en inversiones corrientes. Acciones-- Participación en sociedades en las que no se ejerce influencia significativa: Al costo de adquisición reexpresado en moneda homogénea, según Nota 2.II) a los estados no consolidados.

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− Créditos por ventas y cuentas a pagar Los créditos por ventas y las cuentas a pagar han sido valuados al precio de contado estimado al momento de la transacción, más los componentes financieros devengados, neto de las cobranzas efectuadas. De no encontrarse disponible el precio de contado, al precio nominal menos los intereses implícitos calculados con la tasa efectiva de la fecha original de la transacción. No se identificaron componentes financieros implícitos derivados de créditos por ventas y cuentas por pagar, los cuales generalmente no exceden los noventa días. Los créditos por servicios incluyen los servicios facturados y no cobrados y aquellos devengados y no facturados a la fecha de cierre de cada ejercicio. Los servicios devengados y no facturados fueron determinados en función a estimaciones realizadas sobre la base de series históricas de datos reales y en base a facturaciones posteriores al cierre de cada ejercicio. El monto total de los créditos por ventas se encuentra, de corresponder, neto de una previsión para deudores de dudoso cobro.

− Créditos y deudas financieras

Los créditos y las deudas financieras han sido valuados de acuerdo con la suma de dinero entregada y recibida, respectivamente, neta de los costos de la transacción, más los resultados financieros devengados sobre la base de la tasa explícita o a la estimada en dicha oportunidad, neto de las cobranzas efectuadas.

− Otros créditos y deudas

Los créditos y pasivos diversos han sido valuados en base a la mejor estimación posible de la suma a cobrar y a pagar, respectivamente, descontada, en los casos pertinentes, utilizando la tasa estimada en el momento de su incorporación al activo y pasivo, respectivamente, excepto por los activos y pasivos por impuestos diferidos. De acuerdo con lo establecido por las normas de la CNV, los activos y pasivos por impuestos diferidos no han sido descontados. Este criterio no está de acuerdo con las normas contables profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, las que requieren que dichos saldos sean descontados (ver nota 2.IV a los estados contables no consolidados).

− Bienes de uso: Los bienes de uso, con las excepciones indicadas a continuación, han sido valuados al costo de adquisición reexpresado en moneda homogénea, según Nota 2.II) a los estados no consolidados, menos las correspondientes depreciaciones acumuladas. Los bienes de uso correspondientes a las operaciones del exterior han sido convertidos a dólares estadounidenses, siendo ésta la moneda funcional para dichas operaciones, a sus respectivos tipos de cambio históricos, y luego han sido trasladados a pesos a los tipos de cambio de cierre, conforme al método de conversión de operaciones en el exterior descripto en la nota 1.e.

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Petrobras Energía utiliza el método del esfuerzo exitoso para contabilizar las operaciones relacionadas con las actividades de exploración y producción de petróleo y gas, conforme a los lineamientos del Statement of Financial Accounting Standard No. 19 (SFAS N°19). Bajo este método son capitalizados: 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 al SFAS 19, los costos de exploración, excluidos los costos de los pozos exploratorios, se imputan a resultados durante el ejercicio en que se realizan los mismos. Los costos de perforación de los pozos exploratorios, son capitalizados 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 no pueden ser clasificadas como probadas cuando la perforación es completada. En esos casos, e incorporando las modificaciones introducidas por la interpretación FASB Staff Position 19-1, con vigencia a partir de julio de 2005, dichos costos continúan capitalizados en la medida 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. Con anterioridad a dicha interpretación, el SFAS 19 indicaba que: (i) Si el pozo encontró reservas en un área que requería inversiones significativas antes que la producción pudiera comenzar y la clasificación de dichas reservas como probadas dependía del hallazgo de una cantidad adicional de reservas que justificaran la mencionada inversión, en ese caso, el costo del pozo exploratorio continuaba capitalizado sólo mientras se cumpliera con las dos siguientes condiciones: (a) que el pozo hubiera encontrado suficiente cantidad de reservas para justificar su completamiento como pozo productor si la inversión de capital fuera realizada, (b) la perforación de los pozos exploratorios adicionales hubiera estado en curso o firmemente planificada para el futuro próximo. En caso contrario, los costos de perforación del pozo exploratorio eran cargados a resultados, (ii) Si las reservas encontradas no eran clasificadas como probadas por alguna otra razón, los costos de perforación de los pozos exploratorios no se mantenían activados por un plazo superior a un año luego del completamiento de la perforación. Si luego del año las reservas no podían clasificarse como probadas, los costos del pozo exploratorio se cargaban a resultados.

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La Sociedad deprecia los pozos productores, las maquinarias, los muebles y útiles 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. 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 es 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. Los costos futuros estimados de abandono y taponamiento de pozos en las áreas de hidrocarburos, descontados a una tasa estimada en el momento de su medición inicial, 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 a su valor estimado de las sumas a pagar descontadas a una tasa estimada en su medición inicial. La Sociedad efectúa una reestimación de sus reservas con una frecuencia de por lo menos una vez al año. Las reestimaciones de reservas al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003 fueron auditadas por Gaffney, Cline & Associates Inc., consultores técnicos internacionales. La revisión independiente cubrió el 95%, 95% y 92% para el 2005, 2004 y 2003 de las reservas estimadas por la Sociedad. Para la depreciación del resto de los bienes de uso se utiliza el método de la línea recta, en función de los plazos de las concesiones de explotación existentes y de la vida útil estimada de los mismos, según corresponda. El mantenimiento y las reparaciones de los bienes de uso se imputan a resultados a medida que se realizan. 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, a los cuales se les ha deducido cualquier ganancia que se obtuviera en el transcurso de dicho proceso por la venta de producciones que tuvieran valor comercial. El valor de los bienes de uso de CIESA transferidos en la privatización de Gas del Estado fue determinado en función al precio efectivamente pagado por el 70% del capital accionario de TGS. Dicho precio sirvió de base para determinar el total del capital accionario, al cual se le adicionó el importe de las deudas iniciales asumidas por el Contrato de Transferencia para determinar el valor inicial de los bienes de uso. Dicho valor fue reexpresado en moneda homogénea según Nota 2.II a los estados contables no consolidados.

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La Dirección de la Sociedad evalúa la recuperabilidad de los bienes de uso 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 las actividades de la Sociedad, incrementos significativos en los costos operativos, o evidencias de obsolescencia o daño físico) puedan indicar que el valor de un activo o de un grupo de activos puede ser no recuperable. La Sociedad evaluá la recuperabilidad de los bienes de uso de acuerdo al respectivo valor de uso, definido éste como la suma de los flujos netos de fondos 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. El valor neto de un activo es ajustado a su valor recuperable en caso que el respectivo valor de uso del activo sin descontar fuera menor a su valor libros. Normativamente, se entiende como valor recuperable al mayor importe entre el valor neto de realización y el valor de uso descontado, en cuya determinación se utilizan las tasas de descuento que reflejen las evaluaciones que el mercado hace del valor tiempo del dinero y de los riesgos específicos del activo. 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 grupo de activos se eleva al menor importe entre: a) la medición contable que el activo o grupo de activos hubiera tenido si nunca se hubiese reconocido la pérdida por desvalorización; y b) su valor recuperable. El valor de los bienes de uso medidos por cada actividad o línea de negocio identificable, cuyo desarrollo por parte de la Sociedad genera entradas de fondos independientes, no supera su valor recuperable.

− 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 capacidad y seguridad; (b) se previene o limita la 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 el 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 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.

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− Impuesto a las ganancias, a la ganancia mínima presunta, regalías y regímenes de retención a las exportaciones de hidrocarburos:

La Sociedad y sus sociedades relacionadas estiman sobre bases individuales el impuesto a las ganancias utilizando el criterio de impuesto diferido.

El saldo de impuesto diferido al cierre de cada ejercicio ha sido determinado en base a las diferencias temporarias generadas en los rubros que poseen distinto tratamiento contable e impositivo.

Para contabilizar dichas diferencias se utiliza el método del pasivo, que establece la determinación de activos o pasivos impositivos diferidos netos basados en las diferencias temporarias determinadas entre las mediciones contables de activos y pasivos y sus correspondientes valuaciones impositivas. 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 ello sea probable.

Los activos y pasivos por impuesto diferido han sido valuados a su valor nominal de acuerdo con lo previsto en la Resolución General N°434 de la CNV. Las normas contables profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires requieren que estos valores nominales sean descontados a una tasa estimada corriente al cierre de cada ejercicio (ver nota 2.IV a los estados contables no consolidados).

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, 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.

Para las operaciones desarrolladas en Argentina, Venezuela, Brasil, Perú, Ecuador y Bolivia, las tasas del impuesto a las ganancias vigentes son del 35%, 50%, 34%, 30%, 36,25% 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%, mientras que en Venezuela recae sobre los dividendos pagados un impuesto del 34%, en el caso de rentas que excedan a la renta gravada con el impuesto a las ganancias.

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La Ley N° 25.239 y su Decreto Reglamentario N° 1.037/2000 han modificado el Impuesto a las Ganancias para establecer, entre otras cuestiones, que los accionistas residentes en el país de las sociedades por acciones constituidas o ubicadas en países de baja o nula tributación, con ingresos no operativos superiores al 50% de las ganancias de la sociedad, deberán imputar al año fiscal en que cierre su ejercicio, las ganancias originadas en rentas pasivas, tales como intereses, dividendos, regalías, alquileres u otras ganancias pasivas similares, aún cuando no hubieran sido remesadas o acreditadas en cuenta. También se establece que dichas sociedades no podrán generar pagos a cuenta del impuesto argentino por aquellos pagados en el exterior. Por la producción de petróleo crudo y los volúmenes efectivamente aprovechados de gas natural en Argentina se abonan regalías equivalentes al 12% sobre el valor estimado en boca de pozo de dichos productos. Dicho valor es asimilable al precio de venta final menos gastos de transporte, almacenamiento y tratamiento. Para la producción de hidrocarburos en Bolivia se abonan regalías e impuestos directos equivalentes en su conjunto al 50% sobre el valor estimado en boca de pozo de dichos productos, el cual se asimila al precio de facturación menos los gastos de transporte asociados. Las regalías se imputan al costo de producción. En Venezuela, por las áreas Acema, Mata y La Concepción (Tercera Ronda), se abonan regalías del 30% respecto de la producción incremental, calculadas con base en las fórmulas establecidas en el contrato. Conforme a las cláusulas contractuales, las regalías de las áreas de la Tercera Ronda se deducen directamente de las ventas. En Perú por la producción de petróleo crudo se abonan regalías que se determinan de conformidad al precio de una canasta de crudos, partiendo de una alícuota del 13% para precios de hasta U$S 23,9 por barril. Al 31 de diciembre de 2005 la alícuota aplicable es del 25.8%. Para la producción de gas natural, en Perú se abona una regalía fija del 24,5%. En relación con la explotación del Complejo Hidroeléctrico Pichi Picún Leufú y de acuerdo a lo indicado en el Contrato de Concesión, a partir del año 2002 la Sociedad abona regalías hidroeléctricas del 1%, crecientes a razón de una escala del 1% anual hasta alcanzar una alícuota máxima del 12% del importe que resulte de aplicar a la energía vendida la tarifa correspondiente a la venta en bloque, en función de los términos del artículo 43 de la Ley N° 15.336, modificada por la Ley N° 23.164. Asimismo, la Sociedad paga mensualmente al Estado Nacional, en carácter de canon por el uso de la fuente, el 0,5% de la suma prevista para el cálculo de la regalía hidroeléctrica mencionada precedentemente. La Ley N° 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario estableció la creación de un régimen de retenciones a las exportaciones de hidrocarburos por cinco años, a partir del 1 de marzo de 2002. Las alícuotas actuales de dichas retenciones ascienden a 5% para los productos refinados, 20% para GLP, 20% para el gas natural y un régimen especial para el petróleo crudo, con una base del 25% si el precio del barril de petróleo crudo es igual o inferior a u$s 32 y retenciones adicionales crecientes en un rango entre el 3% y el 20%, según el precio por barril de petróleo crudo varíe entre U$S 32,01 y U$S 45, con una retención máxima del 45% cuando el precio supere los U$S 45.

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− Pasivos por costos laborales:

Los pasivos por costos laborales se devengan en los períodos en los cuales los empleados hayan prestado el servicio que le da origen a tales contraprestaciones. A los efectos de determinar el costo estimado de los beneficios posteriores al retiro otorgados a los empleados se han utilizado métodos de cálculo actuariales, realizando estimaciones respecto de las variables demográficas y financieras pertinentes.

− Contingencias:

Son situaciones existentes al cierre de cada ejercicio que pueden resultar en una pérdida, cuya materialización depende de que uno o más eventos futuros ocurran o dejen de ocurrir. La evaluación de los pasivos contingentes es realizada en base a la opinión de los asesores legales y de los restantes elementos de juicio disponibles. 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. Si en la evaluación de la contingencia existe la probabilidad de que se materialice una pérdida y el monto puede ser estimado, un pasivo es contabilizado en el rubro previsiones. Si la potencial pérdida no es probable, pero sí razonablemente posible, o es probable pero su monto no puede ser estimado, la naturaleza del pasivo contingente y una estimación de la posibilidad de ocurrencia es expuesta en nota a los estados contables. Las contingencias consideradas remotas no son expuestas, a menos que involucren garantías, en cuyo caso se incluye en nota a los estados contables la naturaleza de la garantía. El movimiento de las previsiones y los litigios significativos en los que la Sociedad es parte, se exponen en el Anexo E y la Nota 10, respectivamente.

− Resultados por acción: El resultado por acción por los ejercicios económicos terminados el 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003, fue calculado en base a la cantidad de acciones en circulación durante cada ejercicio, netas de las acciones propias en cartera. Dado que la Sociedad no posee acciones preferidas ni deuda convertible en acciones, el resultado básico por acción es igual al resultado diluido por acción.

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− Cuentas de patrimonio neto: Se reexpresaron en moneda homogénea según Nota 2.II) a los estados no consolidados, excepto la cuenta Capital social, la cual representa el capital suscripto e integrado. El ajuste derivado de su reexpresión se expone en la cuenta Ajuste integral del capital social. La cuenta Acciones propias en cartera de subsidiarias corresponde a las compras de acciones de la Sociedad por parte de Petrobras Energía, y se deducen del patrimonio neto al costo de adquisición, presentándose en una línea por separado en el estado de evolución del patrimonio neto.

− Reconocimiento de ingresos:

Los ingresos por ventas de crudo, gas natural, productos petroquímicos y refinados y los derivados de la actividad de generación de electricidad se reconocen con la transferencia del dominio de acuerdo a los términos de los contratos relacionados, lo cual se sustancia cuando el cliente toma propiedad del producto, asumiendo sus riesgos y beneficios, los precios han sido determinados y la cobrabilidad ha sido razonablemente asegurada. Los ingresos por ventas generados por las áreas de producción de petróleo y gas natural en las que la Sociedad tiene participación compartida con otros productores se reconocen sobre la base de la participación de la Sociedad en dichas áreas. Los ingresos por ventas generados por el transporte en firme de gas natural se reconocen por la reserva devengada de capacidad de transporte contratada independientemente de los volúmenes transportados. Los generados por el transporte interrumpible de gas y por ciertos contratos de producción y comercialización de LGN, se reconocen en el momento de la entrega del gas natural y de los líquidos a los clientes, respectivamente. Para otros contratos de producción de LGN y otros servicios, los ingresos se reconocen cuando se prestan los servicios. Las ventas entre compañías del grupo se realizan de acuerdo a los precios de mercado entre partes independientes.

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− Cuentas del estado de resultados:

Se encuentran reexpresadas a moneda constante, según Nota 2.II) a los estados no consolidados, con las siguientes particularidades: - las cuentas que acumulan operaciones monetarias a su valor nominal, neto, de corresponder, de

los componentes financieros implícitos. - los cargos por consumo y amortización de activos no monetarios se computaron en función de

los importes ajustados de tales activos. - los resultados financieros y por tenencia se exponen abiertos en generados por activos y

generados por pasivos, netos de los resultados financieros activados. La Resolución General N° 398 de la CNV admite, como tratamiento de excepción el previsto en la Resolución M.D. N° 3/2002 del CPCECABA, la cual establece que las diferencias de cambio originadas a partir del 6 de enero de 2002 correspondientes a pasivos en moneda extranjera existentes a dicha fecha, que se relacionen directamente con la adquisición, construcción o producción de bienes de uso, bienes intangibles e inversiones permanentes en otras sociedades constituidas en el país, deben imputarse a los valores de costo de los mencionados activos, con una serie de condiciones y modalidades establecidas en dicha norma profesional. Se entiende por financiación directa, la otorgada por el proveedor de los bienes, facturados en moneda extranjera, o la obtenida con idéntico destino de entidades financieras. En los casos en que la relación entre la financiación y la adquisición, o producción o construcción de los activos, no sea directa, la citada resolución admite, como criterio alternativo, la imputación de diferencias de cambio a los valores de costo de dichos activos bajo ciertas condiciones. La Sociedad ha adoptado el criterio de capitalizar exclusivamente aquellas diferencias de cambio originadas en financiaciones específicas. Con posterioridad, en julio de 2003 entró en vigencia la Resolución C.D. No. 87/03 del CPCECABA que entre otras disposiciones derogó las consideraciones de la Resolución M.D. N° 3/2002 mencionadas anteriormente. En consecuencia, a partir de dicha fecha la Sociedad ha discontinuado la aplicación del método de activación / desactivación de las diferencias de cambio.

Al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003, la Sociedad mantiene capitalizadas a través de su inversión en Ciesa diferencias de cambio por un valor residual de 25, 26 y 27. Adicionalmente, al 31 de diciembre de 2004 y 2003, mantenía capitalizadas a través de su inversión en Citelec diferencias de cambio por un valor residual de 17 y 19.

g) Contabilización de instrumentos financieros derivados

La Sociedad utiliza diversos instrumentos financieros derivados tales como swaps, opciones, y otros, con el objetivo de reducir su exposición a la variabilidad de los flujos de efectivo que se atribuyen a las fluctuaciones del precio del petróleo crudo y de las tasas de interés.

Dichos instrumentos son designados como cobertura de exposiciones concretas en la medida que manifiesten alta correlación con la exposición de riesgo cubierta y alta eficacia en la compensación de los cambios de los flujos de efectivo inherentes en el riesgo cubierto.

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Las operaciones financieras mencionadas exponen a la Sociedad a un riesgo de crédito. En tal sentido, la Sociedad utiliza estrictos lineamientos para la aprobación de líneas de crédito, aplica diversos procedimientos para evaluar estos riesgos y busca reducir aún más su exposición crediticia mediante la utilización de determinadas herramientas, tales como acuerdos de cobro o pago anticipados por dichas operaciones y la compensación de cobros y pagos. Los instrumentos financieros derivados son contabilizados a su valor corriente, determinados 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 del instrumento derivado designado como cobertura de riesgos de flujos de efectivo, que se hayan determinado como una cobertura eficaz, se reconocen en el rubro Diferencias transitorias de medición de instrumentos derivados determinados como una cobertura eficaz, y el resto de los cambios se reconocen en los resultados financieros. Los cambios en la medición contable del instrumento derivado reconocidos en el rubro Diferencias transitorias de medición de instrumentos derivados determinados como una cobertura eficaz, se reclasifican posteriormente a resultados del ejercicio o ejercicios en los que el ítem o partida cubierta afecta tales 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 por ciento 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 efectividades de los instrumentos derivados que califican para la contabilidad de cobertura. La contabilidad de cobertura cesa a partir del momento en que ocurra y para el futuro, en cualquiera de los casos siguientes: a) el instrumento de cobertura vence o ha sido cancelado; b) la operación de cobertura deja de ser efectiva; o c) cuando la transacción proyectada no tenga alta probabilidad de ocurrencia. En tal caso, los resultados originados en el instrumento de cobertura que se hubieran imputado en el rubro Diferencias transitorias de medición de instrumentos derivados determinados como una cobertura eficaz, permanecen individualizados allí, hasta que ocurra la transacción comprometida o prevista, en el caso de los incisos a) y b), y se envían a resultados en el caso del inciso c). 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, en el rubro Resultados financieros y por tenencia

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b) Instrumentos que califican para la contabilidad de cobertura

Cobertura del precio del petróleo crudo producido Estos instrumentos toman como referencia el precio del West Texas Intermediate (WTI), que es utilizado principalmente para determinar los precios de venta en el mercado físico. Al 31 de diciembre de 2005 y 2004 la Sociedad no mantiene posiciones de instrumentos derivados que califican para la contabilidad de cobertura. Al 31 de diciembre de 2003 la porción devengada de instrumentos de cobertura vigentes representó una menor venta de 81. Cobertura de tasas de interés Al 31 de diciembre de 2004 y 2003, la Sociedad tenía vigente un contrato de cobertura de riesgo de tasa, cuya finalidad era administrar el riesgo de volatilidad de la tasa de interés Libo implícito en la obligación negociable Clase C. Dicho contrato se extendió hasta julio de 2005. El efecto de dicho contrato está expuesto para el 2003 y 2004, en el rubro Diferencias transitorias de medición determinados como una cobertura eficaz.

c) Instrumentos que no califican para la contabilidad de cobertura En los ejercicio económicos terminados el 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003, el resultado generado por instrumentos financieros derivados de crudo que no califican para la contabilidad de cobertura totalizó una pérdida de 295, 688 y 294, respectivamente.

d) Otras operaciones con contratos derivados

La Sociedad realiza ventas a término de dólares estadounidenses contra pesos. Al 31 de diciembre de 2005, el valor nominal de los contratos vigentes asciende a U$S 52 millones, al tipo de cambio promedio de 3,00 pesos por dólar. Durante el ejercicio la Sociedad reconoció una pérdida de 4.

2. Participación en áreas de petróleo y gas

Al 31 de diciembre de 2005, la Sociedad integra las áreas, uniones transitorias de empresas y consorcios de petróleo y gas que se indican en el Anexo J. A dicha fecha, la participación de la Sociedad en los activos, pasivos, ingresos y gastos de los negocios conjuntos que integra, y que se incluyen en los presentes estados contables, se expone en el Anexo K.

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 y Perú son contratos de producción bajo la forma de concesión, con libre disponibilidad del crudo. Las relativas a Venezuela son contratos de servicios de explotación, en las cuales Petróleos de Venezuela S.A. (“PDVSA”) tiene la propiedad de todos los hidrocarburos producidos, es responsable por el pago de todas las regalías y los impuestos relacionados con la

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producción y obtendrá al término del plazo contractual la propiedad exclusiva sobre todas las instalaciones, bienes y equipos en operación usados por los consorcios en la realización de actividades sometidas al contrato (ver nota 2. Operaciones en Venezuela). En Bolivia se trata de un contrato de riesgo compartido con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos “YPFB”, con libre disponibilidad de la producción.

En Bolivia, a partir del 19 de Mayo de 2005, entró en vigencia la Nueva Ley de Hidrocarburos No.3058, la cual establece, entre otros puntos, una mayor carga tributaria para las empresas del sector a través de un porcentaje de regalías del 18% y de un Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) del 32% a ser aplicado en forma directa sobre el 100% de la producción, los cuales se suman a los impuestos vigentes a través de la Ley No.843. Por otro lado, la nueva ley obliga a la migración de los Contratos de Riesgo Compartido suscriptos a nuevos contratos de acuerdo con las modalidades establecidas, e introduce cambios en la actividad de distribución de productos derivados. A la fecha, el gobierno de Bolivia no ha presentado a las empresas petroleras los nuevos modelos de contratos mencionados en la Ley (operación, producción compartida y asociación). El impacto para la Compañía, correspondiente a la migración de los actuales Contratos de Riesgo Compartido, será analizado una vez se de a conocer los modelos propuestos y sus reglamentos respectivos. En Ecuador, los contratos de explotación del Bloque 18 prevén la libre disponibilidad del crudo producido y contemplan porcentajes diferenciales de producción a favor del Estado Ecuatoriano. En el campo Pata, el Gobierno recibe como participación un porcentaje de la producción en un rango del 25,8% al 29%, según la producción diaria sea menor a 35.000 barriles o superior a 45.000 barriles, siendo en el rango intermedio del orden del 26,1%. En lo referente a la explotación del campo de Palo Azul, los porcentajes se determinan de conformidad a una fórmula que tiene en cuenta el precio final de venta del crudo producido y el nivel de las reservas probadas totales. Concretamente, si el crudo de Palo Azul se vende por menos de U$S 15 el barril, al Estado le corresponderá aproximadamente el 30% del crudo producido, en cambio, si el precio del crudo es igual o superior a U$S 24 el barril, al Estado recibirá aproximadamente el 50% de la producción. Para los demás rangos de precios, se acordó la utilización de una escala. El precio de venta del crudo de Palo Azul se calcula tomando como referencia el barril WTI neto del descuento de mercado para el crudo de Oriente. Al 31 de diciembre de 2005 la participación del Estado en la producción de los campos de Pata y Palo Azul resultó del 67,6% y 50%, respectivamente.

En el Bloque 31, la participación del Estado, una vez que se obtenga el primer barril de producción, variará entre el 12,5% y el 18,5%, dependiendo de los volúmenes de producción diarios y la densidad del petróleo. El contrato de concesión del Bloque 31 prevé la libre disponibilidad del crudo producido (ver nota 2. Operaciones en Ecuador).

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En el área Oritupano-Leona en Venezuela, según el Convenio de Servicios, el consorcio adjudicatario percibe por la prestación de servicios de explotación una tarifa variable basada en los volúmenes de producción, al 31 de diciembre de 2005 de aproximadamente U$S 8,4 por barril, y un importe adicional relacionado al reembolso de las inversiones de capital efectuadas. El Convenio establece una remuneración adicional por concepto de incentivo a la producción adicional, una vez que el área alcanzara una producción acumulada de 155 millones de barriles desde el inicio del convenio operativo, hito que se superó en el primer trimestre de 2005. Esta remuneración esta basada en una tarifa adicional por barril, ajustada de acuerdo a los cambios en los precios de una canasta de crudos.

En las áreas Acema, Mata y La Concepción, los consorcios adjudicatarios perciben por la prestación de servicios de explotación una tarifa que reembolsa las inversiones ejecutadas y los costos de producción más un margen de ganancia. La tarifa tiene un componente fijo en relación con la producción base de cada yacimiento, y una porción variable sobre la producción excedente, la cual reembolsa las inversiones ejecutadas y los costos de producción más un margen de ganancia, decreciente en función a la rentabilidad del área, hasta un máximo sujeto a una canasta internacional de precios.

Conforme los términos y condiciones de los acuerdos transitorios firmados en septiembre 2005 por Petrobras Energía Venezuela, S.A. con PDVSA el monto total de los pagos acumulados a los contratistas de los consorcios venezolanos, mientras dure la vigencia de los contratos operativos, no debe exceder el 66,67% del valor total determinado en dólares estadounidenses del petróleo crudo entregado (Ver nota 2. Operaciones en Venezuela). Compromisos de inversión Petrobras Energía Perú S.A. ha llegado a un acuerdo con el Estado Peruano, por el cual se comprometió a realizar en el período 2004-2011, inversiones en el Lote X por aproximadamente U$S 97 millones. En contrapartida el Estado Peruano se comprometió a reducir el porcentaje correspondiente a las regalías que percibe por explotación de hidrocarburos. Los trabajos considerados inicialmente en este acuerdo comprenden la perforación de 51 pozos, el reacondicionamiento de 526 pozos, la rehabilitación de 177 pozos abandonados temporalmente, y la implementación y ampliación del proyecto de inyección de agua. Al 31 de diciembre de 2005 Petrobras Energía Perú S.A. realizó bajo tal compromiso inversiones por aproximadamente U$S 55 millones. La Sociedad ha retenido parte del área del Bloque 31 de Ecuador para continuar con la exploración del mismo, con compromisos de realizar un estudio de impacto ambiental, registro, procesamiento e interpretación de 120 km2 de sísmica 3D, reprocesamiento de 500 km de sísmica 2D e integración con la nueva sísmica 3D y la perforación de un pozo exploratorio, por aproximadamente U$S 16 millones. Adicionalmente, la Sociedad mantiene un compromiso de inversión en relación a su participación en el área Cañadón del Puma por el 50% del compromiso total de U$S 8 millones, con vencimiento en el mes de mayo de 2006. Al 31 de diciembre de 2005, el Consorcio realizó inversiones por U$S 5 millones.

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Costos de abandono y taponamiento de pozos A continuación, se expone la evolución de los pasivos por costos de abandono y taponamiento de pozos por los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003.

Pozos exploratorios La evolución de los pozos exploratorios durante los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003 es la siguiente:

Adicionalmente, se expone la anticuación de los pozos exploratorios:

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Desinversiones de participaciones en áreas de petróleo y gas En agosto de 2003, la Sociedad vendió a Central International Corporation, Sucursal Argentina, la participación del 85% sobre los derechos y obligaciones en la concesión del área Catriel Oeste. Considerando el precio de transferencia acordado, de U$S 7 millones, la Sociedad registró una pérdida de 28, expuesta en Otros egresos, netos. En junio de 2003, la Sociedad vendió a Geodyne Energy Inc., Sucursal Argentina, la participación del 50% sobre los derechos y obligaciones en la concesión del área Faro Vírgenes, reconociendo una pérdida de 11, expuesta en Otros egresos, netos. La cancelación de esta operación se hará en un período de diez años, pagadero en cuotas trimestrales, cuyo valor en dólares estadounidenses se determinará en base al 8,8% de la producción total de gas del área Faro Vírgenes de cada trimestre. La Sociedad tiene la opción de recibir directamente dicha producción de gas. Recuperabilidad de inversiones en áreas de petróleo y gas en Argentina. La sanción de la Ley de Emergencia Pública, la cual ofreció limitadas posibilidades de negociar aumentos de precios de gas en un contexto inflacionario y devaluatorio, modificó sustancialmente las condiciones de rentabilidad del negocio del gas en Argentina. En este marco, en los ejercicios 2002 y 2003, la Sociedad adecuó el valor libros de ciertas inversiones en áreas productoras de gas a su respectivo valor recuperable. En el ejercicio 2003 la Sociedad registró por tal concepto una pérdida de 37, expuesta en Otros egresos, netos. Al 31 de diciembre de 2005, en función al cambio de las perspectivas sobre la evolución del negocio del gas en Argentina, y luego de realizar el análisis de recuperabilidad de los activos, la Sociedad reconoció una utilidad de 44 por reversión de previsiones constituidas con anterioridad. Este nuevo escenario toma en consideración los cambios regulatorios adoptados por el Gobierno Argentino en vías de recomponer las condiciones de rentabilidad del sector, incluyendo la formulación del sendero de precios que dispone la normalización del precio del gas para 2007.

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Operaciones en Ecuador Licencia Bloque 31 El Bloque 31 se encuentra ubicado en gran parte de su extensión en el Parque Nacional Yasuní, un área ecológica altamente sensible localizada en la región amazónica del Ecuador, que forma parte de las áreas pertenecientes al Patrimonio Nacional de Áreas Naturales, Bosques y Vegetación Protectores. En agosto de 2004, el Ministerio del Ambiente del Ecuador aprobó el Plan de Manejo Ambiental del proyecto para el Desarrollo y Producción del Bloque 31 y otorgó la Licencia Ambiental para los campos Nenke y Apaika, para la fase constructiva del proyecto. Asimismo, en el mes de agosto de 2004, el Ministerio de Energía y Minas aprobó el Plan de Desarrollo del Bloque 31, lo cual marcó el comienzo del período de explotación de veinte años. Agrupaciones indígenas y grupos ambientalistas han realizado manifestaciones públicas contrarias al desarrollo del Bloque 31, argumentando respecto del peligro que representaría para la biodiversidad del Parque la realización de la actividad hidrocarburífera. Con fecha 7 de julio de 2005, el Ministerio del Ambiente, no autorizó el inicio de actividades constructivas para la realización de ciertas obras sobre el río Tiputini, (límite del Parque Nacional Yasuní), el paso temporal por dicho río y negó el ingreso al Parque Nacional Yasuní. Existe un recurso de amparo constitucional que fue presentado por Petrobras Energía Ecuador en contra del Ministerio del Ambiente por la prohibición de ingreso al Parque Nacional Yasuni, cuya resolución, desfavorable en primera instancia, ha sido apelada ante el Tribunal Constitucional, quien aún no se ha pronunciado. En paralelo a la presentación y resolución de los mencionados recursos, Petrobras Energía mantiene negociaciones con las autoridades competentes buscando una solución que permita continuar con el plan de desarrollo de los campos de Nenke y Apaika. En esa línea, Petrobras Energía Ecuador presentó ante el Ministerio del Ambiente y el de Energía y Minas cambios al diseño del plan de desarrollo de dichos campos del Bloque 31, minimizando el área de utilización del parque nacional. Al 31 de diciembre de 2005, la resolución de esta situación se encuentra aún pendiente. Contrato de transporte de crudo con Oleoducto de Crudos Pesados Ltd. (OCP) Con relación a la explotación de los Bloques 18 y 31, la Sociedad ha celebrado un contrato con OCP, en virtud del cual se ha asegurado una 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 cumplimentar sus obligaciones contractuales por la totalidad del volumen contratado, con prescindencia del volumen real transportado, abonando, al igual que los restantes productores, una tarifa que cubre, entre otros, los costos operativos y servicios financieros de OCP. Al 31 de diciembre de 2005 dicha tarifa ascendía a U$S 2,26 por barril. Los costos por capacidad de transporte son facturados por OCP y cargados a gastos mensualmente. Al respecto, los costos correspondientes al volumen de crudo efectivamente transportado se imputan a la línea de “Gastos de administración y comercialización”, mientras que la porción correspondiente a la capacidad de transporte contratada y no utilizada, se expone en la línea “Otros resultados operativos”.

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La Sociedad estima que durante la vigencia del contrato de transporte “Ship or Pay” se configurarán sucesivos déficits de crudo producido respecto a la capacidad de transporte total contratada. Esta presunción está basada en: (i) la gradualidad estimada del desarrollo del Bloque 31 y (ii) la actual visión de potencialidad de reservas del Bloque 31. En consideración a esta situación, a partir de julio de 2004 y hasta el año 2012, la Sociedad vendió aproximadamente 8.000 barriles diarios. La incidencia del déficit neto es considerada a los efectos de analizar la recuperabilidad de los activos de Ecuador. Al 31 de diciembre de 2005 la Sociedad mantiene una previsión por desvalorización de los activos de Ecuador de 330. 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 2005 la Sociedad mantiene cartas de crédito por un total aproximado de U$S 128 millones. A medida que las cartas de crédito venzan, la Sociedad deberá renovarlas o reemplazarlas, en su defecto dichos montos deberán ser integrados en efectivo. Acuerdo con Teikoku Oil Co., Ltd, (Teikoku) En enero de 2005, la Sociedad suscribió un acuerdo previo con Teikoku, a través del cual una vez que se obtenga la aprobación y autorización previa del Ministerio de Energía y Minas de Ecuador, la Sociedad cederá el 40% de los derechos y obligaciones de los contratos de participación de los Bloques 18 y 31. Asimismo las partes acordaron que, desde el momento en que la producción del Bloque 31 alcance un promedio de 10.000 barriles por día en un período de 30 días corridos, Teikoku asumirá el pago del 40% del contrato de transporte de crudo con OCP. En la transición, y hasta que se verifique el hito precedentemente mencionado, solo con efecto entre las partes y sometido a las precitadas condiciones, Teikoku asumirá el pago del 20% del contrato a partir del 1 de julio de 2006. Adicionalmente, y sólo con efecto entre las partes y sometido a las condiciones pactadas, Teikoku hará un único pago por un 20% adicional del contrato por el menor de los siguientes períodos, (a) 1° de julio de 2006 hasta que el Bloque 31 alcance la producción mencionada; o (b) los 18 meses consecutivos anteriores a tal nivel de producción. El acuerdo previo permitió liberar el 40% de las cartas de crédito que la Sociedad mantenía en relación con el cumplimiento de los compromisos comerciales vinculados al contrato de transporte con OCP.

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Acuerdo de transporte con Occidental Exploration and Production Company (“Oxy”)

En enero de 2005 la Sociedad celebró con Oxy un contrato de transporte de petróleo crudo que permitirá evacuar, a través de un ducto de su propiedad, la producción del Bloque 31 hasta la cabecera de OCP, equivalente a aproximadamente el 25% de la producción asociada a la reserva ya probada del Bloque 31. El mencionado contrato está sujeto a la aprobación del Gobierno de Ecuador. El período contractual se extenderá a partir de los 30 días desde el inicio de la producción del Bloque 31, o bien desde el 1 de enero de 2007, si esta fecha fuese anterior, finalizando en julio de 2019. El contrato incluye una cláusula de ship or pay correspondiente a un compromiso financiero aproximado de U$S 10 millones distribuidos a lo largo del plazo de vigencia del contrato. El contrato demandará la ampliación de las instalaciones de Oxy, por un valor aproximado de U$S 14 millones, la cual será realizada por Oxy y financiada por Petrobras Energía Ecuador. Este costo será reembolsado como un crédito contra la tarifa de transporte, que será aproximadamente de 0,70 U$S/Bbl ajustada por la calidad de crudo. Como garantía de las operaciones deberán otorgarse sendas Stand By Letter of Credit, una por U$S 9 millones durante la etapa de construcción y otra por U$S 2 millones por la obligación del Ship or Pay hasta que el campo produzca 10.000 barriles diarios. Operaciones en Venezuela En abril de 2005, el Ministerio de Energía y Petróleo de Venezuela (MEP) instruyó a Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) a revisar los 32 convenios operativos celebrados por filiales de PDVSA con empresas petroleras entre 1992 y 1997, entre los cuales se incluyen los contratos firmados por la Sociedad que regulan la explotación de las Áreas de Oritupano Leona, La Concepción, Acema y Mata. En criterio del MEP dichos convenios operativos contienen cláusulas que resultan incongruentes con la Ley Orgánica de Hidrocarburos vigente, sancionada en 2001. La instrucción del MEP también estableció que dentro del lapso de seis meses PDVSA debería tomar todas las medidas necesarias para convertir los convenios operativos actualmente vigentes en la modalidad de empresas mixtas, en las que el Estado Venezolano, a través de PDVSA, tendrá una participación mayor del 50%. Con relación a dichos convenios, el MEP ha dado instrucciones a PDVSA que el monto total de los pagos acumulados a los contratistas durante la vigencia restante de los convenios operativos no exceda el 66,67% del valor total determinado en dólares estadounidenses del petróleo crudo entregado bajo los convenios operativos vigentes. Durante 2005, a través de diversas iniciativas, PDVSA ha ejercido una fuerte acción sobre los convenios operativos vigentes como incentivo a la migración. Entre otras:

(a) PDVSA aprobó un monto reducido de inversiones para el desarrollo del área Oritupano Leona,

(b) se verificaron dificultades por PDVSA para la recepción del petróleo producido, (c) pago parcial en bolívares de la facturación. Al respecto, en junio de 2005, PDVSA

notificó a Petrobras Energía Venezuela S.A. que procedería a pagar en bolívares los montos de las remuneraciones previstas en los convenios operativos vigentes que se correspondan con el componente nacional de los materiales y servicios suministrados. Dicha disposición modificó lo estipulado en los mencionados convenios operativos, conforme a los cuales los pagos de PDVSA deben efectivizarse en dólares

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estadounidenses. En la transición, y hasta que PDVSA realizara una auditoría que permitiera determinar la porción correspondiente al componente nacional, PDVSA dispuso pagar el 50% de los montos estipulados en los antedichos contratos en dólares estadounidenses y el 50% restante en bolívares. Posteriormente, y a partir de las cobranzas correspondientes a la producción del tercer trimestre de 2005, la porción del pago en bolívares se redujo al 25%,

(d) el Servicio Nacional Integrado de Administración Tributaria (SENIAT), realizó una sucesión de inspecciones tributarias sobre las empresas que operan los 32 convenios operativos petroleros, y como resultado de estos procedimientos efectuó reparos a las presentaciones de obligaciones tributarias efectuadas oportunamente. En referencia a los mismos al 31 de diciembre de 2005 la Sociedad registró una pérdida de 54, y

(e) aumento de la tasa del impuesto sobre la renta del 34% al 50%. Como una instancia previa a la adecuación de los convenios operativos actuales al nuevo esquema de negocios, el 29 de setiembre de 2005 Petrobras Energía Venezuela, S.A. firmó sendos Acuerdos Transitorios con PDVSA, en los cuales se comprometió a negociar los términos y condiciones de la conversión de los acuerdos operativos de las Áreas de Oritupano Leona, La Concepción, Acema y Mata y adicionalmente reconoció la aplicación del límite del 66,67% sobre el valor pagado a los contratistas. El Acuerdo Transitorio para el Área Oritupano Leona se firmó condicionado a su previa aprobación por parte de la Asamblea Ordinaria de Accionistas de Petrobras Energía S.A. y por una Asamblea Extraordinaria de Petrobras Energía Participaciones S.A., las cuales se expidieron favorablemente al respecto.

Al 31 de diciembre de 2005 las reservas probadas estimadas correspondientes a los negocios de la Sociedad en Venezuela totalizan 269 millones de barriles de petróleo equivalente, representando el 35,4% de las reservas totales de petróleo equivalente de la Sociedad. El total de las reservas de la Compañía en Venezuela está calculado sobre la base de la estructura contractual vigente al 31 de diciembre de 2005. A la fecha de los estados contables no existen precisiones sobre los términos definitivos de la conversión de los contratos operativos, no obstante ello, basada en el marco de los acuerdos transitorios y en el estado actual de las negociaciones con PDVSA, la Sociedad estima que el proceso en curso conllevará un deterioro del valor de sus activos en dicho país y una reducción del volumen de sus reservas.

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En correspondencia con ello, al 31 de diciembre de 2005 la Sociedad registró previsiones por 424 para adecuar el valor contable de los activos de Venezuela a su valor recuperable, de los cuales 255, 110 y 59 corresponden a bienes de uso, activos por impuesto diferido e inversiones no corrientes, respectivamente. A los efectos de la determinación del valor recuperable la Dirección de la Sociedad ha realizado proyecciones de flujos de fondos considerando la continuidad de los contratos vigentes durante el período de negociación y distintas estimaciones para la modalidad de empresas mixtas en adelante, conforme la información actualmente disponible en virtud del estado actual de las negociaciones en curso con PDVSA. Las proyecciones son altamente sensibles a cualquier cambio de las estimaciones consideradas y, en consecuencia, el resultado final del mencionado proceso de conversión de contratos podría diferir significativamente del estimado. En función a la participación estimada de la Compañía en las empresas mixtas y a la estructura societaria prevista para la migración de los contratos, una vez concretada ésta, las reservas de la Compañía en Venezuela serán expuestas en la información complementaria de petróleo y gas del SFAS 69 (información no cubierta por el informe del auditor) en la columna correspondiente a Sociedades no consolidadas.

3. Riesgo crediticio

La Sociedad, en el curso habitual de sus negocios otorga crédito a una gran base de clientes, incluyendo refinadoras, exportadoras de crudo, compañías petroquímicas, distribuidores de derivados del petróleo, compañías generadoras de energía eléctrica, clientes minoristas, distribuidores de gas natural, grandes usuarios de electricidad y distribuidores de energía eléctrica, entre otros. Las ventas por el ejercicio económico terminado el 31 de diciembre de 2005 se efectuaron principalmente a Petróleos de Venezuela S.A., Petroperú Petróleos del Perú S.A., Petrobras International Finance Co. y Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), y representaron aproximadamente el 7%, 4%, 4% y 3%, respectivamente, de las ventas del ejercicio, previo al cómputo de las retenciones a las exportaciones. Las ventas por el ejercicio económico terminado el 31 de diciembre de 2004 se efectuaron principalmente a Petróleos de Venezuela S.A., Petroperú Petróleos del Perú S.A., Glencore AG. y Petrobras International Finance Co., y representaron aproximadamente el 12%, 7%, 3% y 2%, respectivamente, de las ventas del ejercicio, previo al cómputo de las retenciones a las exportaciones. Las ventas por el ejercicio económico terminado el 31 de diciembre de 2003 se efectuaron principalmente a Petróleos de Venezuela S.A., Petroperú Petróleos del Perú S.A., Repsol-YPF Trading y Transporte S.A. y Glencore AG., y representaron aproximadamente el 11%, 7%, 5% y 4%, respectivamente, de las ventas del ejercicio, previo al cómputo de los resultados generados por los instrumentos de cobertura de precio de crudo y las retenciones a las exportaciones.

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Como consecuencia de la diversificación de la base de clientes y de las áreas geográficas de ventas, la Dirección de Petrobras Energía Participaciones considera que el riesgo crediticio de la Sociedad es moderado. La Sociedad realiza permanentemente evaluaciones crediticias de la capacidad financiera de sus clientes, lo cual minimiza el riesgo potencial de pérdidas por incobrabilidad.

4. Bienes de cambio

La composición de los bienes de cambio corrientes y no corrientes se detalla a continuación:

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5. Inversiones, resultados de inversiones no corrientes y dividendos cobrados

La composición de las inversiones corrientes y no corrientes, los resultados de inversiones no corrientes y los dividendos cobrados se detallan a continuación:

a) Inversiones:

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b) Resultado de inversiones no corrientes :

(i) Neto de los ajustes incorporados a efectos de adaptar los principios contables utilizados por TGS a los de la Sociedad que ascienden a 0, 1 y 30 al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003, respectivamente. (Ver Nota 5.II). (ii) Incluye 145 por previsión para desvalorización de la inversión a su valor recuperable. (Ver Nota 5.II) (iii) Corresponde a pérdidas no reconocidas en el ejercicio 2002, debido a que la participación en CIESA fue valuada a cero por tener la inversión un valor negativo. (iv) Incluye 66 por reversión de la previsión constituida en el ejercicio 2002 por desvalorización de la inversión a su valor recuperable.

c) Dividendos cobrados:

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I. Participación en sociedades en las que se ejerce control conjunto o influencia significativa con restricciones sobre su disponibilidad

a) Distrilec Inversora S.A. (“Distrilec”):

Distrilec puede modificar su participación y vender sus acciones en Edesur S.A. (“Edesur”) sólo bajo previa aprobación del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE). Asimismo, las acciones Clase “A” de Edesur se mantendrán prendadas durante todo el plazo de concesión, como garantía de cumplimiento de las obligaciones asumidas en el Contrato de Concesión. Esta prenda no interfiere en los derechos políticos o patrimoniales asociados a las acciones de Edesur.

b) Cía. de Inversiones de Energía S.A.(“CIESA”): Los accionistas de CIESA, sociedad controlante de Transportadora de Gas del Sur S.A. (“TGS”), pueden vender las acciones Clase “A”, representativas del 51% del capital social de CIESA, sólo si contaran con la previa autorización de la autoridad regulatoria y la aprobación unánime de los accionistas de CIESA.

c) Cía. de Transmisión Eléctrica S.A. (“Citelec”): Petrobras Participaciones, a través de Petrobras Energía, sólo podrá modificar o vender su participación en Citelec en una proporción y cantidad de acciones que exceda del 49% de su tenencia, previa aprobación del ENRE. En oportunidad de la aprobación por parte de la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia de la Argentina de la operación de compraventa de acciones que componen el capital mayoritario de Petrobras Energía Participaciones S.A. por parte de Petrobras Participaciones SL., Petrobras Energía asumió el compromiso unilateral de desinvertir la totalidad de su participación accionaria en Citelec, sin plazo determinado y de manera compatible con la Ley N ° 24.065 del marco Regulatorio Eléctrico y de su contrato de concesión. Este compromiso fue tenido presente por la Secretaría de la Competencia, la Desregulación y la Defensa del Consumidor al aprobar el referido cambio de control. El proceso de desinversión deberá ser supervisado por el ENRE y aprobado por la Secretaría de Energía de la Nación. Con fecha 26 de mayo de 2005, dicha Secretaría, a través de la Resolución No. 757, notificó a la Sociedad que fijaba el 31 de marzo de 2006 como fecha límite para que Petróleo Brasileiro S.A., a través de Petrobras Participaciones S.L., cumplimente su compromiso irrevocable de desinversión de su participación accionaria en Citelec. Posteriormente, a través del dictado de la Resolución No. 941, esta Secretaría dejó sin efecto dicha exigencia temporal y determinó que Petrobras Energía deberá presentar un plan para la desinversión de la participación accionaria en Citelec, el cual fue presentado el 5 de agosto de 2005, y de cuyos avances deberá informar trimestralmente. Por lo indicado, al 31 de diciembre de 2005 la tenencia accionaria en Citelec se expone como inversión corriente.

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Citelec no podrá modificar ni vender sus acciones clase “A”, representativas del 51% del capital social de Cía. de Transporte de Energía de Alta Tensión S.A. (“Transener”), sin la aprobación previa del ENRE. Transener no podrá modificar ni vender su inversión en acciones de la Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires Transba S.A. sin contar con la aprobación previa del ENRE.

d) Yacylec S.A. (“Yacylec”):

Las acciones Clase “A” de Yacylec se mantendrán prendadas durante todo el plazo de concesión, como garantía de cumplimiento de las obligaciones asumidas en el Contrato de Concesión. Toda transferencia accionaria requiere la previa autorización del ENRE.

e) Enecor S.A.(“Enecor“)

Las acciones Clase “A” de Enecor se mantendrán prendadas durante todo el plazo de concesión, como garantía de cumplimiento de las obligaciones asumidas en el Contrato de Concesión. Toda transferencia accionaria requiere la previa autorización del ENRE. En julio de 2005, la Dirección Provincial de Energía de Corrientes (“DPEC”) resolvió no prestar conformidad para pago alguno a Enecor en virtud del contrato de electroducto e intimó a los garantes del contrato para dejar sin efecto las garantías irrevocables oportunamente constituidas. Por lo indicado, Enecor ha sufrido la suspensión no sólo del pago del canon sino también de las garantías establecidas a su favor. En virtud de esta acción, Enecor ha intimado a la DPEC y a los garantes a que abonen los cánones vencidos e impagos y se abstengan de alterar el contrato de electroducto y el régimen de garantías. Adicionalmente, se interpusieron demandas de amparo contra los organismos intervinientes en función de la ilegalidad manifiesta de sus resoluciones. El 21 de septiembre de 2005 se solicitó al ENRE, en su calidad de autoridad de aplicación del contrato de electroducto, que tome intervención. El ENRE dio vista de la presentación efectuada a la DPEC. En opinión de los asesores legales de Enecor, la conducta de la DPEC y de los garantes es manifiestamente ilegítima y arbitraria, y constituye por parte de los referidos organismos claros incumplimientos de las obligaciones y compromisos oportunamente asumidos. La controversia descripta genera una duda sustancial sobre la habilidad de Enecor de continuar como empresa en marcha. En virtud de esta incertidumbre la Sociedad ha constituido una previsión de 16 respecto a su inversión en Enecor.

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II. Situación de las inversiones en empresas de servicios públicos

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. En particular, la magnitud del impacto devaluatorio, en un contexto de ingresos fijos, consecuencia de la pesificación de las tarifas, ha afectado la situación patrimonial y financiera de dichas sociedades, incluyendo la posibilidad de cumplimiento de determinadas cláusulas de los contratos de préstamos. Durante 2002 CIESA, TGS y Transener suspendieron el pago de sus deudas financieras. TGS y Transener concretaron la reestructuración de su endeudamiento financiero a través de sendos procesos que contaron con una aceptación de aproximadamente el 99,8% y 98,8% de los respectivos acreedores. En setiembre de 2005 CIESA suscribió un acuerdo para la reestructuración de su deuda financiera con la totalidad de los acreedores, cuyo perfeccionamiento se encuentra supeditado al otorgamiento de determinadas aprobaciones por parte de las autoridades regulatorias pertinentes. CIESA ha preparado sus estados contables utilizando principios contables aplicables a una empresa en marcha, y por lo tanto dichos estados contables no incluyen ningún ajuste que pudiera derivar de la resolución de las incertidumbres vinculadas a este proceso. 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 la renegociación de los contratos con empresas de servicios públicos. El Ministerio de Economía debería elevar al PEN una propuesta de renegociación, o en su defecto la recomendación de rescisión, para luego ser elevada a las comisiones bicamerales del Congreso que correspondan.

A fin de posibilitar la preservación de la prestación de los servicios públicos, compadeciéndose de tal forma con el desarrollo del proceso de renegociación, el PEN a través del Decreto No. 146/03, autorizó incrementos para las tarifas de gas y electricidad. Dichos incrementos resultaron objetados por la Defensoría del Pueblo de la Nación y por organizaciones de consumidores, y con fecha 25 de febrero de 2003, la Justicia en primera instancia, dio curso a una medida cautelar y suspendió el aumento de tarifas. En julio 2003, se creó la Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos (“UNIREN”) bajo el ámbito conjunto de los Ministerios de Economía y Producción y de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios. La UNIREN tiene 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.

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El 1 de octubre de 2003, el Congreso Argentino promulgó una ley que extendió hasta diciembre de 2004 el plazo otorgado al PEN en virtud de la Ley de Emergencia Publica para renegociar los contratos celebrados con las empresas de servicios públicos privatizadas. Dicha Ley asimismo permite al PEN fijar las tarifas de los servicios públicos hasta la conclusión del proceso de renegociación. Con posterioridad, la Ley No. 25.792, prorrogó nuevamente el plazo para renegociar los contratos de obras y servicios públicos hasta el 31 de diciembre de 2005. En julio de 2004, la UNIREN formuló a TGS una propuesta para la adecuación de las condiciones contractuales de la Licencia, la cual preveía entre otras cosas, un aumento tarifario del 10% con vigencia a partir de 2005 y una revisión integral de la tarifa con vigencia a partir de 2007 y la renuncia de TGS y de sus accionistas a reclamos fundados en la situación de emergencia establecida por Ley N° 25.561 en forma previa a la vigencia del acuerdo, así como también mantener indemne al Estado Nacional por cualquier reclamo que pudiera prosperar fundado en la misma causa. Debido a que la misma no refleja el resultado de reuniones oportunamente mantenidas con la UNIREN, TGS contestó requiriendo avanzar con el proceso de negociaciones conducentes a alcanzar un acuerdo integral durante el primer semestre del 2005. El 27 de abril de 2005 se celebró la Audiencia Pública convocada por la UNIREN, a fin de tratar la propuesta efectuada en julio de 2004. En dicha audiencia la UNIREN reiteró su propuesta de aumento del 10% y propuso adelantar el proceso de revisión integral de tarifas de manera que los nuevos cuadros tarifarios resultantes entren en vigencia en el transcurso del año 2006. TGS expuso acerca de los aspectos de la propuesta original que a su criterio deberían mejorarse y manifestó su predisposición a seguir negociando sus términos. En junio y noviembre de 2005, TGS recibió dos nuevas propuestas de la UNIREN, las cuales están en línea con la anterior e incorporan como nuevo requisito la renuncia de TGS y de sus accionistas a cualquier futuro reclamo respecto de los ajustes tarifarios por PPI (índice de precios al productor de bienes industriales de los Estados Unidos de Norteamérica) que no fueron aplicados en los años 2000 y 2001. TGS respondió a dichas propuestas manifestando como insuficiente el aumento inicial del 10 % y, juntamente con Petrobras Energía, dio su conformidad a no efectuar reclamos, recursos y demandas, tanto en sede administrativa, arbitral o judicial de la Argentina o del exterior, en la medida en que se alcance un acuerdo de renegociación. Por su parte, el otro socio de CIESA, que tiene un reclamo iniciado contra la República Argentina ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias relativa a Inversiones (“CIADI”), informó que sólo consideraría renunciar al mismo en el caso que fuera justamente compensado. En mayo de 2005, Transener y Transba suscribieron con la UNIREN Actas Acuerdo en las cuales se establecieron los términos y condiciones que constituyen la base del acuerdo de renegociación integral de los contratos de concesión de ambas empresas. Cumplidas diversas instancias, las Actas Acuerdo fueron ratificadas por el PEN en noviembre de 2005.

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En junio de 2005, Edesur suscribió con la UNIREN una Carta de Entendimiento en el marco del proceso de renegociación del Contrato de Concesión. Con base en dicha Carta de Entendimiento, en agosto de 2005 las partes suscribieron un Acta Acuerdo que contiene, entre otras cuestiones, los términos y condiciones que, una vez cumplidos los procedimientos previstos en la normativa, constituirán la base sustantiva para la adecuación del contrato de concesión. El documento prevé que entre la firma de la Carta de Entendimiento y el 30 de junio de 2006 se realizará una revisión tarifaria integral que permitirá fijar un nuevo régimen tarifario con vigencia a partir del 1° de agosto de 2006 y para los siguientes 5 años. Asimismo se prevé un período de transición para el cual se acordó: (i) un régimen tarifario de transición a partir del 1° de noviembre de 2005 con un aumento en la tarifa media del servicio no superior al 15%, aplicable a toda la categoría tarifaria con excepción de las tarifas residenciales, (ii) un mecanismo de monitoreo de costos que habilita la revisión del ajuste tarifario, (iii) limitaciones a la retribución del capital propio y de terceros durante el año 2006, (iv) compromisos de inversiones para el año 2006, (v) estándares de calidad de prestación de servicio y (vi) limitaciones para que Distrilec modifique su participación o venda sus acciones en Edesur. Como condición previa a la ratificación del Acta Acuerdo por parte del PEN, Edesur y sus accionistas deberán suspender el trámite de todos los reclamos entablados o en curso, que se encuentren fundados en las medidas dispuestas a partir de la situación de emergencia establecida por la Ley de Emergencia Pública respecto del contrato de concesión. A la fecha de emisión de los presentes estados contables, el Acta Acuerdo ha sido aprobada por el Senado de la Nación, estando pendiente la aprobación de la Cámara de Diputados y la ratificación por parte del PEN. No es posible predecir el desarrollo futuro de los procesos de renegociación de las tarifas y de los contratos de concesión ni sobre sus consecuencias sobre los resultados de las operaciones o la situación financiera de dichas empresas. Al 31 de diciembre de 2005 la valuación de las inversiones en CIESA, en Distrilec y en Citelec es de 407, 660, y 143 (incluyendo (40), correspondientes a ajustes incorporados para adaptar los criterios de valuación de CIESA, a los de la Sociedad y 83 correspondientes al mayor valor de adquisición registrado por la Sociedad respecto al valor patrimonial de Distrilec al momento de su compra). Adicionalmente la valuación de CIESA incluye 166 por la transferencia a Enron de las acciones de TGS (Ver Nota 5.III). La valuación de la inversión en Citelec se expone neta de una previsión por desvalorización a su valor recuperable de 145. Al 31 de diciembre de 2004 la valuación de las inversiones en CIESA, en TGS, en Distrilec y en Citelec es de 206, 151, 678 y 116, respectivamente (incluyendo (43) y (11) correspondientes a ajustes incorporados para adaptar los criterios de valuación de CIESA y TGS a los de la Sociedad y 87 correspondientes al mayor valor de adquisición registrado por la Sociedad respecto al valor patrimonial de Distrilec al momento de su compra). Al 31 de diciembre de 2003, la valuación de las inversiones en CIESA, en TGS, en Distrilec y en Citelec es de 190, 140, 691 y 158, respectivamente (neta de 45 y 12 correspondientes a ajustes incorporados para adaptar los criterios de valuación de CIESA y TGS a los de la Sociedad y 91 correspondientes al mayor valor de adquisición registrado por la Sociedad respecto al valor patrimonial de Distrilec al momento de su compra). La valuación contable de dichas participaciones accionarias no excede su valor recuperable. Para la estimación del valor recuperable de las inversiones en CIESA y en TGS, la Dirección de la Sociedad privilegia la medida del valor de cotización de las acciones de TGS, en consideración a que la utilización de los respectivos valores de uso resulta severamente condicionada por las incertidumbres que conllevan el proceso de renegociación tarifaria con el Gobierno Nacional y la renegociación de la

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deuda financiera de CIESA. En la estimación de los respectivos flujos de fondos, necesaria para la determinación de los valores de uso, esta situación de incertidumbre implica la conformación y el análisis de múltiples escenarios posibles de proyecciones futuras, con ponderaciones de probabilidad de ocurrencia extremadamente subjetivas que condicionan la pertinencia y confiabilidad de los valores resultantes. Dicha metodología ha sido de igual modo consistentemente aplicada hasta el 30 de junio de 2005 en la determinación del valor recuperable de la inversión en Citelec, a través de la consideración del valor de cotización de las acciones de Transener. A partir del 30 de setiembre de 2005, en virtud de la presentación del plan previsto para su desinversión (ver nota 5.I), la participación accionaria en Citelec ha sido valuada con el límite del valor recuperable determinado en función al probable valor neto de realización.

III. CIESA Acuerdo Marco de Conciliación y Renuncias Mutuas (“Acuerdo Marco”)

En abril de 2004, los Accionistas de CIESA celebraron un Acuerdo Marco por el cual Petrobras Energía y Enron se otorgaron recíprocamente dispensas con respecto a todo reclamo que surja en virtud de o en relación con determinados contratos celebrados por dichos grupos en relación con sus inversiones en CIESA y TGS. Los términos del Acuerdo Marco incluyen la transferencia del Contrato de Asistencia Técnica a favor de Petrobras Energía, lo cual se perfeccionó en julio de 2004. Adicionalmente, y a fin de proveer la flexibilidad necesaria para avanzar en la reestructuración de la deuda financiera de CIESA, el Acuerdo Marco prevé la realización de ciertas transferencias accionarias. Con fecha 29 de agosto de 2005, y luego de obtenidas las aprobaciones regulatorias pertinentes, Enron transfirió a un fideicomiso el 40% de las acciones emitidas por CIESA y simultáneamente Petrobras Energía y su controlada Petrobras Hispano Argentina S.A. transfirieron a Enron acciones ordinarias clase B emitidas por TGS (que representan el 7,35% del capital social de TGS). En una segunda etapa, conforme a los términos del acuerdo de refinanciación de la deuda financiera de CIESA celebrado en septiembre de 2005, una vez que se obtengan las aprobaciones pertinentes del Ente Nacional Regulador del Gas y de la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia, CIESA entregará a sus acreedores financieros aproximadamente el 4,3% de Acciones Ordinarias Clase B de TGS en cancelación parcial de la deuda, las cuales serán transferidas a Enron a cambio del remanente del capital accionario que ésta posee en CIESA. Una vez completada la reestructuración de la deuda (nota 6.VIII), y considerando que de manera simultánea a las transferencias accionarias indicadas precedentemente, se transferirá a favor de Petrobras Energía y de Petrobras Hispano Argentina S.A. la titularidad de las acciones de CIESA cuya propiedad fiduciaria detenta el fideicomiso y se procederá a la emisión de nuevas acciones a favor de los acreedores, el capital social de CIESA quedará compuesto por: (i) acciones Clase A en poder directo e indirecto de Petrobras Energía S.A. representativas del 50% del capital social y de los votos de CIESA y (ii) acciones Clase B en poder de los acreedores financieros de CIESA representativas del restante 50% del capital social y de los votos de CIESA. Teniendo en cuenta los avances en la renegociación de la deuda de CIESA y las expectativas favorables de su resolución, de la cual derivaría un incremento de valor de la participación en CIESA, la Sociedad computó el valor contable de las acciones de TGS transferidas a Enron como parte de la valuación de su participación en CIESA en el rubro inversiones no corrientes.

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IV. Expansión del sistema de transporte de gas de TGS En correspondencia con la creación por parte del Gobierno Nacional del marco para la constitución de fondos fiduciarios con el fin de financiar expansiones del sistema de transporte de gas, en junio de 2004 TGS presentó a la Secretaría de Energía un proyecto de expansión de la capacidad de transporte del gasoducto San Martín por aproximadamente 2,9 MMm³/d, el cual entró completamente en operaciones a fines de agosto de 2005. TGS gerenció el proyecto y tendrá a su cargo la operación y mantenimiento de las nuevas instalaciones. El fondo fiduciario invirtió aproximadamente U$S 311 millones, los cuales serán repagados con el 20% de los ingresos que genere la capacidad adicional contratada en firme más un cargo tarifario adicional a facturar a determinados clientes. Por su parte, TGS invirtió U$S 40 millones en dicha expansión, cuya inversión será repagada con el 80% de los ingresos que genere la capacidad adicional contratada.

V. Reestructuración deuda financiera de Transener El 30 de Junio de 2005, Transener finalizó el proceso de reestructuración de su deuda financiera, obteniendo a la fecha de vencimiento de la oferta la aceptación de acreedores titulares representativos de un 98,8% del monto total de la deuda pendiente de pago. La deuda rescatada representó un valor nominal aproximado equivalente a U$S 460 millones. Como resultado de las elecciones de los acreedores y conforme a los mecanismos de prorrateo y asignación y demás términos y condiciones de la Oferta de Reestructuración, Transener emitió valores negociables y efectuó pagos en efectivo en los siguientes términos:

(1) Emisión de Obligaciones Negociables a la Par por un valor nominal aproximado de U$S 80 millones, con vencimiento final en diciembre 2016, que devengan intereses a una tasa anual del 3% hasta diciembre de 2007 y luego creciente en un rango del 4% al 7% hasta su vencimiento.

(2) Emisión de Obligaciones Negociables con Descuento por un valor nominal aproximado de

U$S 200 millones, con vencimiento final en diciembre 2015, que devengan intereses a una tasa anual del 9% hasta diciembre de 2008 y del 10% para el período restante.

(3) Emisión de un total de 76.017.610 Acciones Clase B. Finalizado el plazo para el ejercicio del

derecho de suscripción preferente y de acrecer por parte de los accionistas Clase C de Transener S.A., la compañía pondrá a disposición de los Acreedores 8.447.500 Acciones Clase B o bien entregará efectivo en reemplazo de Acciones Clase C.

(4) Pago en efectivo por un total aproximado de U$S 70 millones.

Como consecuencia de los acuerdos financieros celebrados en relación a la reestructuración de la deuda, Transener está sujeta al cumplimiento de una serie de restricciones, que incluyen, entre otras, límites para la emisión de deuda, emprendimiento de inversiones, venta de activos y distribución de dividendos.

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Como resultado de la emisión de las acciones descriptas en (3), la participación de Citelec en Transener disminuyó del 65% al 53,67%.

6. Financiación

El detalle de los préstamos adeudados al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003 es el siguiente:

(a) Al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003, los Préstamos Corrientes incluyen una porción de Préstamos originalmente no Corrientes que ascienden a 682, 1.056 y 2.536, respectivamente.

I. Programas globales vigentes de obligaciones negociables de Petrobras Energía

a) Programa de U$S 2.500 millones

La Asamblea General Ordinaria de Accionistas de Petrobras Energía celebrada el 8 de abril de 1998 aprobó la constitución de un programa global de obligaciones negociables con una vigencia de 5 años, por hasta un monto máximo de capital en circulación en cualquier momento de U$S 1.000 millones o su equivalente en otras monedas. Con posterioridad, la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas de la Sociedad celebrada el 20 de junio de 2002 autorizó el incremento del monto máximo del programa hasta un monto máximo en circulación en cualquier momento durante la vigencia del mismo de hasta U$S 2.500 millones o su equivalente en otras monedas. La Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Petrobras Energía celebrada el 8 de julio de 2003 autorizó la prórroga por el término de 5 años a contar desde el día 5 de mayo de 2003, o el plazo máximo que pueda ser fijado por la futura regulación que resultare aplicable, de la vigencia del Programa de Obligaciones Negociables a Mediano Plazo de Petrobras Energía. La creación del Programa fue autorizada por Certificado N° 202 fechado el 4 de mayo de 1998, Certificado Nº 290 fechado el 3 de julio de 2002 y Certificado N° 296 de fecha 16 de setiembre de 2003. Al 31 de diciembre de 2005, bajo el programa global de mediano plazo se encuentran en circulación las siguientes clases:

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- Clase B, por U$S 5 millones, con vencimiento en una única cuota en mayo de 2006, a la tasa fija del 9% anual.

- Clase G, por un valor nominal de U$S 250 millones, con vencimiento en enero de 2007, a una tasa de interés del 9% anual. - Clase H, por un valor nominal de U$S 181,5 millones, con vencimiento en mayo de 2009, a una tasa de interés del 9% anual. - Clase I, por un valor nominal de U$S 349,2 millones, con vencimiento en julio de 2010, a una tasa de interés del 8,125% anual.

- Clase N, por un valor nominal de U$S 97 millones, con dos amortizaciones de capital, una del 9,9099% del valor nominal cancelada en la fecha de emisión, 24 de enero de 2003, y el remanente en junio de 2011, a una tasa de interés anual de Libo de seis meses más un spread del 1%. Al 31 de diciembre de 2005 quedan vigente U$S 87 millones bajo esta Clase.

- Clase Q, por un valor nominal de U$S 3,98 millones, con dos amortizaciones de capital, una del 10% del valor nominal cancelada en la fecha de emisión, 25 de abril de 2003, y el remanente en abril de 2008, a una tasa de interés anual del 5,625%. Al 31 de diciembre de 2005, por no haber sido canjeados en su totalidad la Sociedad mantiene en cartera U$S 170.000 de dicha emisión, valor que se expone neteado de las obligaciones negociables. - Clase R, por un valor de U$S 200 millones, con vencimiento en octubre de 2013, a una tasa de interés del 9,375%.

b) Programa de U$S 1.200 millones

Al 31 de diciembre de 2005, bajo el programa global de mediano plazo cuya fecha de vencimiento para la emisión de nuevas obligaciones negociables se registró en junio de 1998, se encuentra en circulación la Sexta Serie, por U$S 32,6 millones, con vencimiento en una única cuota en julio de 2007, a la tasa fija del 8,125% anual.

El destino de los fondos ingresados para todas las Obligaciones Negociables emitidas bajo ambos Programas Globales 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 los descuentos de emisión a devengar. Los costos diferidos por dichas emisiones se exponen en Gastos e intereses pagados por anticipado, dentro del rubro Otros créditos.

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II. Cláusulas de cross default

Las obligaciones negociables clases G, H, I, N, Q y R 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, puede declarar vencido la totalidad de los importes adeudados, en caso que cualquier endeudamiento de Petrobras Energía o de sus subsidiarias significativas no sea cancelado al vencimiento, siempre que dichos importes vencidos y no pagados excedan el mayor de U$S 25 millones o el 1% del patrimonio neto de Petrobras Energía al momento de dichos vencimientos, y siempre que el incumplimiento no haya sido anulado o subsanado dentro de los 30 días de recibida la notificación de incumplimiento. Ciertos contratos de préstamo, contienen cláusulas de cross default, según las cuales el Trustee o el banco acreedor, según corresponda, pueden declarar vencido la totalidad de los importes adeudados, en caso que cualquier endeudamiento de Petrobras Energía no sea cancelado al vencimiento, siempre que dichos importes vencidos y no pagados excedan la suma de U$S 10 millones o el 1% del patrimonio neto de Petrobras Energía en términos relativos, al momento de dichos vencimientos. El monto en circulación residual de las obligaciones negociables de la Serie Sexta y Clase B no contienen cláusulas de cross default.

III. Covenants

Con vigencia a partir de octubre de 2002, fecha de emisión de las obligaciones negociables Clase K y M y de otros instrumentos de crédito a mediano plazo (“la deuda refinanciada”), mientras permaneció impaga alguna porción de dichas deudas, Petrobras Energía ha estado sujeta al cumplimiento de una serie de restricciones y compromisos los que incluían, entre otros, restricciones relacionadas con el pago de dividendos, realización de inversiones de capital, otorgamiento de gravámenes, incurrencia de nueva deuda y perfil de vencimiento de la deuda financiera y límites al nivel de endeudamiento financiero consolidado. A partir de abril de 2005, como consecuencia del rescate total de las obligaciones que constituían la deuda refinanciada, las restricciones y compromisos indicados han quedado sin efecto.

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IV. Financiación de la Central Térmica Genelba

La inversión en la Central Térmica Genelba fue financiada a través de créditos acordados con bancos internacionales amortizables semestralmente a partir de junio de 1998 en 10 años, precancelables en cualquier momento a opción de Petrobras Energía, y el resto con la utilización de fondos propios. Al 31 de diciembre de 2005, la deuda financiera por la construcción de la Central Térmica totalizaba aproximadamente U$S 20 millones. Dicho financiamiento incluye un contrato por U$S 10 millones que contiene cláusulas restrictivas sobre la venta o alquiler de más del 40% de la Central Térmica durante el período de vigencia del endeudamiento.

V. Préstamo de Innova S.A. (“Innova”) con la Corporación Financiera Internacional (CFI) En octubre de 1999, Innova celebró un contrato de préstamo a largo plazo por un monto de U$S 80 millones, integrado por dos tramos, A y B, de U$S 20 millones y U$S 60 millones, respectivamente. La amortización del capital se realizó a partir de junio de 2002 en 16 y 12 cuotas semestrales para el tramo A y B, respectivamente, y en diciembre de 2005, la Sociedad canceló anticipadamente el saldo del capital remanente. La tasa de interés aplicable fue LIBO más 3,25%. La financiación de la CFI se completó con la suscripción por parte de la CFI de U$S 5 millones en acciones preferidas de Innova. Los fondos provistos por la CFI fueron destinados a la construcción de plantas de monómero de estireno y poliestireno en el estado de Río Grande do Sul, Brasil. El préstamo se hallaba garantizado a través de una hipoteca sobre ciertos bienes de propiedad de Innova.

VI. Acuerdo de crédito de Petrobras Energía Venezuela S.A. (“Petrobras Energía Venezuela”) con la CFI

En julio de 2003, Petrobras Energía Venezuela firmó acuerdos de crédito por U$S 105 millones con la CFI, los cuales fueron cancelados de manera anticipada durante el presente ejercicio. La estructura principal del préstamo consistía en un tramo A por U$S 80 millones, a 8 años y medio de plazo, que incluye un año de gracia, con amortización semestral y con una tasa nominal anual de Libo más un spread de 4,75%, y un tramo C por U$S 25 millones, a 9 años y medio de plazo, con una tasa anual de Libo más un spread de 1,50%. Los fondos provistos por esta financiación fueron aplicados al desarrollo de las áreas de Acema, Mata, La Concepción y Oritupano Leona, en Venezuela.

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VII. Endeudamiento de Edesur

Con fecha 5 de octubre de 2004, Edesur emitió bajo su programa de emisión de títulos de deuda de mediano plazo, obligaciones negociables en pesos por un valor de 120, en dos Clases, 5 y 6. Las obligaciones negociables Clase 5 se emitieron por un valor nominal de 40, cancelable a los 18 meses, a un precio de emisión de 97,32% con un cupón fijo de 8,5% anual. Al 31 de diciembre de 2005, Edesur precanceló 8, quedando 32 en circulación al cierre del ejercicio. La emisión de las obligaciones negociables Clase 6 ascendió a 80, cancelable a los 3 años, con una tasa variable calculada en base a una tasa de referencia con un mínimo de 4% anual publicada por el BCRA, más un margen diferencial del 3% anual. El destino de los fondos ha sido la refinanciación de pasivos financieros. Adicionalmente Edesur mantiene contratos de préstamos con instituciones bancarias. Ciertos contratos de préstamo de Edesur contienen cláusulas de incumplimiento cruzado o “cross default”, según las cuales los bancos acreedores pueden declarar vencida y exigible la totalidad de los importes adeudados, en caso de que cualquier endeudamiento no sea cancelado oportunamente, siempre que dichos importes vencidos y no pagados excedan los montos estipulados en los contratos. Parte de estos contratos cuentan, asimismo, con cláusulas de aceleración cruzada o “cross acceleration”, que consisten en que los bancos acreedores pueden declarar vencida y exigible la totalidad de los importes a ellos adeudados, en caso que le sea requerida a Edesur la precancelación de cualquier otro endeudamiento en hipótesis previstas en esos contratos.

VIII. Endeudamiento de CIESA y TGS

Consecuencia del nuevo escenario macroeconómico configurado en la Argentina a partir de la sanción de la Ley de Emergencia Pública (ver Nota 5.II “Situación de las inversiones en empresas de servicios públicos”), CIESA no pagó a su vencimiento, abril de 2002, el capital y la última cuota de intereses, así como tampoco acuerdos de cap y collar. Como consecuencia de ello, el endeudamiento de CIESA incorporado a través de la consolidación proporcional, ha sido reclasificado al rubro Préstamos corrientes. En setiembre de 2005, CIESA suscribió un Acuerdo de Reestructuración de su deuda financiera con la totalidad de sus acreedores financieros. La deuda a reestructurar, en cesación de pagos desde abril de 2002, totaliza aproximadamente U$S 270 millones.

En virtud del acuerdo alcanzado, CIESA refinanció deuda por un monto aproximado de U$S 23 millones a un plazo de 10 años y, una vez que se obtengan las aprobaciones que se requirieran al Ente Nacional Regulador del Gas y a la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia, entregará a sus acreedores financieros aproximadamente el 4,3% de Acciones Ordinarias Clase B de TGS y capitalizará el saldo de la deuda remanente mediante la emisión de acciones a favor de los acreedores.

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El 24 de febrero de 2003 TGS inició un proceso de reestructuración global de U$S 1.027 millones de su endeudamiento financiero vigente, lo cual representa su casi totalidad. Debido a que TGS no pudo reunir las mayorías requeridas por la legislación, el 14 de mayo de 2003 retiró la mencionada propuesta de reestructuración y simultáneamente anunció la postergación del pago de intereses. El 1 de octubre de 2004, TGS efectuó una nueva propuesta de reestructuración sobre U$S 1.018 millones de su endeudamiento financiero que culminó en diciembre de 2004. La deuda presentada al canje ascendió a U$S 1.016 millones, lo que representó aproximadamente el 99,76%, del endeudamiento financiero de TGS. Al respecto, los acreedores que aceptaron la propuesta recibieron: (i) un pago en efectivo equivalente al 11% del capital del endeudamiento, (ii) nuevos títulos de deuda por el 89% del capital remanente, instrumentado en dos tramos, A y B, con amortización trimestral, en un plazo de 6 años comenzando el primer año para el tramo A y en un plazo de 9 años con un período de gracia de 6 años para el tramo B, con tasas de interés anual que oscilan entre el 5,3% y 10%, y (iii) un pago en efectivo de los intereses devengados no pagados de la deuda anterior, calculados a la tasa de interés contractual de cada deuda hasta el 31 de diciembre de 2003 y desde el 1 de enero de 2004 hasta el 15 de diciembre de 2004 a la tasa anual del 6,18%. El pago de intereses fue considerado como cancelatorio de cualquier monto adeudado por intereses impagos, incluidos los intereses punitorios. Como consecuencia de los acuerdos financieros celebrados en relación a la reestructuración de la deuda, TGS está sujeta al cumplimiento de una serie de restricciones, que incluyen, entre otras, límites para la emisión de deuda, emprendimiento de inversiones, venta de activos, pago de honorarios por asistencia técnica y distribución de dividendos. La nueva deuda cuenta con una cláusula de amortización anticipada, cuya efectivización y monto, de corresponder, depende del coeficiente de deuda consolidada, el nivel de liquidez y de determinados pagos posteriores que TGS debe efectuar.

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IX. Detalle de la deuda a largo plazo

El pasivo por préstamos no corrientes al 31 de diciembre de 2005 se compone de la siguiente manera:

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Los vencimientos de los préstamos no corrientes al 31 de diciembre de 2005 son los siguientes:

7. Fondo para las Inversiones Necesarias que permitan Incrementar la Oferta de Energía Eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista (FONINVEMEM)

A través de la Resolución N° 712/04, la Secretaría de Energía creó el FONINVEMEM, cuyo objetivo es incrementar la oferta disponible de generación de energía eléctrica en la Argentina. Petrobras Energía participa en la conformación de dicho fondo, a través del aporte del 65% de las acreencias que se configuren en el período 2004-2006 respecto al margen entre el precio de venta de la energía y el costo variable de generación. El valor nominal total de las acreencias aportadas al 31 de diciembre de 2005 ascendió a 54, de las cuales 41 corresponden al ejercicio económico finalizado en tal fecha. El monto final dependerá, entre otros factores, de las condiciones hídricas, del despacho que CAMMESA efectúe de las unidades de generación de la Sociedad y los precios resultantes de la energía. El 17 de octubre de 2005 y bajo los términos de la Resolución N° 1.193 de la Secretaría de Energía, Petrobras Energía conjuntamente con otros acreedores del MEM manifestaron formalmente su decisión de gestionar la construcción, la operación y el mantenimiento de dos centrales de al menos 800 MW cada una, con una fecha prevista de ingreso en operación de las turbinas de gas en diciembre de 2007 y el ingreso de los ciclos combinados completos para junio de 2008. Petrobras Energía tendrá una participación estimada en el orden del 10% en los Ciclos Combinados, la cual se determinará con exactitud en el momento que finalice la construcción de las centrales. Una vez puesta en marcha las centrales los montos aportados al FONINVEMEM, convertidos a U$S y ajustados con una tasa LIBOR más 1% anual, se reintegrarán en 120 cuotas mensuales. Para la compra de equipos y la construcción , operación y mantenimiento de las centrales se crearán dos fideicomisos en el ámbito de CAMMESA. Estas centrales tendrán un contrato de suministro de energía eléctrica por 10 años con CAMMESA, con un precio que le permita cubrir todos sus costos y el pago de las liquidaciones del FONINVEMEM.

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8. Impuesto a las ganancias e impuesto diferido

A continuación, se detalla la composición del impuesto a las ganancias incluido en el estado de resultados y la composición del impuesto diferido:

(1) 400 incluidos en Otros créditos no corrientes y 154 expuesto en Deudas fiscales no corrientes. (2) 600 incluidos en Otros créditos no corrientes y 117 expuesto en Deudas fiscales no corrientes. (3) 107 incluidos en Otros créditos corrientes, 43 incluidos en Otros créditos no corrientes y 2 expuesto en Deudas fiscales no corrientes. (4) Incluye 110 por previsión de activos diferidos por operaciones en Venezuela.

Al 31 de diciembre de 2005 la Sociedad mantiene previsionado quebrantos impositivos por un total de 1.164, debido a que a tal fecha no es posible asegurar que las ganancias impositivas futuras alcanzarán para absorber las diferencias temporarias netas y los quebrantos impositivos acumulados. En oportunidad de la emisión de los estados contables anuales, la Dirección de la Sociedad evalúa el recupero de los quebrantos 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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En oportunidad de los estados contables correspondientes al ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2005 y 2004, la Dirección de la Sociedad reversó parcialmente la previsión de los quebrantos impositivos constituida en ejercicios anteriores, reconociendo una utilidad de 197 y 268, respectivamente. Prospectivamente, la Dirección de la Sociedad continuará analizando la factibilidad de recupero de los quebrantos previsionados. Seguidamente, se muestra la conciliación entre el impuesto a las ganancias cargado a resultados y el que resultaría de aplicar a la ganancia contable (antes del impuesto y la participación de terceros en el resultado de las sociedades controladas) a la tasa impositiva vigente del 35%:

Los quebrantos y pérdidas diferidas están integradas por los siguientes conceptos y pueden ser utilizados hasta las fechas indicadas a continuación:

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9. Medio ambiente

Las actividades de la Sociedad están sujetas a numerosas normas ambientales tanto en el orden nacional como local en Argentina y 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 de saneamiento asumidos. La Sociedad no ha incurrido en responsabilidad significativa por contaminación resultante de sus operaciones. La Sociedad realiza los estudios 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. No se encuentran en trámite juicios o acciones administrativas significativas contra la Sociedad por cuestiones ambientales.

Los negocios de la Sociedad son conducidos considerando la excelencia de la gestión y el desempeño en Seguridad, Medio Ambiente y Salud como la base de su estrategia corporativa. Es por ello que su Plan Estratégico y su Plan de Negocios incorporan los objetivos de excelencia en la gestión y desempeño en Calidad, Seguridad, Medio Ambiente y Salud (CSMS). A través de sus políticas de CSMS, la Sociedad asume el compromiso de asegurar la calidad de los productos y servicios, preservando el medio ambiente en el cual opera, la seguridad y la salud del personal, contratistas y comunidades vecinas. Las políticas de CSMS consideran, entre otros, conceptos de avanzada: ecoeficiencia, ciclo de vida, mejora continua y sustentabilidad de las operaciones. En materia de implementación de Sistemas de Gestión Ambiental la Sociedad ha sido pionera en el país y en el sector petrolero en el mundo. Actualmente la Sociedad cuenta con 23 activos certificados, incluyendo las normas internacionales ISO 14001 (Medio Ambiente), ISO 9001 (Calidad) y OHSAS 18001/IRAM 3800 (Seguridad y Salud Ocupacional), mantenidos con auditorias periódicas de terceras partes. A través de auditorías externas de organismos acreditados de certificación ambiental y de las propias auditorías internas realizadas en forma periódica, la Sociedad desarrolla el monitoreo de sus operaciones, para dar plena vigencia a las políticas de CSMS anteriormente citadas, en el marco del mejoramiento continuo, con el desafío de consolidar su desempeño en CSMS garantizando la sustentabilidad de los resultados. En consonancia con ello, la Sociedad continuará realizando inversiones destinadas, entre otros, a implementar mejoras en sistemas de prevención e instalaciones de producción.

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10. Contingencias

a) Impuesto a los sellos de TGS

A la fecha de emisión de los presentes estados contables, TGS es parte en un reclamo efectuado por la Dirección de Rentas de la provincia de Río Negro tendiente al cobro de impuesto de sellos que, acorde a la pretensión fiscal, grava los contratos transferidos por GdE y las ofertas para la prestación del servicio de transporte de TGS a sus clientes. El monto total reclamado asciende a Ps. 438 millones (incluyendo multas e intereses calculados a las fechas de cada reclamo). Asimismo, la Dirección de Rentas de la provincia de Neuquén mantiene un reclamo contra TGS por el pago del impuesto de sellos por las ofertas para la prestación del servicio de transporte de TGS a sus clientes. El monto de dicho reclamo asciende a Ps. 219 millones (sin incluir multas e intereses). En ambos casos, TGS interpuso recursos administrativos ante la Dirección de Rentas de cada provincia, y ante la Corte Suprema de Justicia de la Nación (“CSJN”) acciones declarativas de certeza, para que la misma se expida sobre la legitimidad de los reclamos provinciales. La CSJN hizo lugar a las medidas cautelares peticionadas, ordenando a cada una de las provincias que se abstengan de realizar actos tendientes al cobro del impuesto de sellos, hasta tanto dicho tribunal se expida sobre la cuestión de fondo. En noviembre de 2005, la CSJN desestimó el derecho de la provincia de Río Negro a gravar los contratos y las ofertas de transporte. Por su parte, la Dirección de Rentas de la Provincia de Neuquén dejó sin efecto su reclamo mediante la Resolución N° 705/05.

b) Impuesto al Valor Agregado (IVA) de las operaciones en Ecuador

Al 31 de diciembre de 2005, la Sociedad, al igual que otras compañías que producen y exportan petróleo en Ecuador, mantienen un crédito con el Fisco ecuatoriano (SRI) por el IVA a ser reintegrado en el momento en que se exporte petróleo. El SRI ha notificado que no procederá a su devolución por entender que este concepto fue considerado en la determinación de las participaciones en la producción de petróleo. Dicha resolución se encuentra recurrida ante el Tribunal Fiscal, el cual hasta la fecha no se ha expedido al respecto. Con fecha 1 de Julio de 2004 se expidió el laudo del arbitraje internacional que una de las sociedades productoras y exportadoras mantiene contra el Estado ecuatoriano por este concepto, estableciéndose que el mismo debe rembolsar el IVA en cuestión. El Estado ecuatoriano ha impugnado dicho laudo. Con fecha 11 de Agosto de 2004 el Congreso Nacional del Ecuador sancionó una ley interpretativa sobre el IVA, estableciendo que el reintegro de dicho impuesto no es aplicable a la actividad petrolera. Al 31 de diciembre de 2005, el total de los créditos mencionados ascienden a 78. A criterio de sus asesores legales, la Sociedad tiene el derecho a la devolución del IVA, ya sea por parte del SRI o renegociando su participación en la producción de petróleo, por cuanto al momento de establecerse dichas participaciones, la exportación de bienes y la prestación de servicios no se encontraban gravadas con IVA. No obstante lo indicado, y sin que ello represente una renuncia a sus legítimos derechos, al 31 de diciembre de 2005 la Sociedad mantiene una previsión por dichos créditos de 78 (incluidos en el Anexo E).

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c) Cuestiones Fiscales

La AFIP ha efectuado un reclamo tendiente al cobro de impuesto a la transferencia de combustibles que, acorde a la pretensión fiscal, gravaría la importación de benceno sin considerar su destino petroquímico. El monto total reclamado, incluyendo intereses, asciende a 150. La Dirección de la Sociedad y sus asesores legales consideran que existen razones legales para sostener que dicho reclamo no resulta válido, y ha hecho una presentación judicial cuestionando su procedencia. La Dirección de la Sociedad fundamenta su posición en la ley de este tributo que consagra exenciones para las transferencias a título oneroso o gratuito de combustibles con destino a la industria química y petroquímica, con prescindencia de si el mismo es comprado localmente, importado o de propia fabricación. La Sociedad mantiene divergencias interpretativas con la AFIP, con fiscos provinciales argentinos y con fiscos extranjeros sobre tributos aplicables a la actividad hidrocarburífera. La Dirección de la Sociedad y sus asesores legales estiman que la resolución de tales divergencias no tendrá un efecto adverso significativo sobre la posición financiera ni en los resultados de las operaciones de la Sociedad.

11. Beneficios sociales y otros beneficios para el personal de Petrobras Energía

a) Fondo de jubilados y pensionados

Plan Complementario de Pensión para el Personal En noviembre de 2005 el Directorio de Petrobras Energía aprobó la implementación de un plan de

contribuciones definidas de adhesión voluntaria para todos los empleados de la Sociedad. A través de este plan, Petrobras Energía realizará aportes a un fideicomiso a consituirse. Dichos aportes serán por montos equivalentes a las contribuciones que efectúen los empleados participantes a un fondo común de inversión o a una AFJP, a su elección, de acuerdo con un esquema de contribución definido para cada nivel salarial. Los empleados participantes podrán efectuar aportes voluntarios que excedan a los establecidos en el esquema de contribución, los que no serán considerados a efectos de las contribuciones que deba efectuar la Sociedad. Los empleados que adhieran al plan en el momento de su lanzamiento podrán optar, por única vez, por realizar aportes retroactivos al 1de enero de 2004 o a su fecha de ingreso a Petrobras Energía, la que fuese más próxima. Al 31 de diciembre de 2005, Petrobras Energía registró un pasivo, con contrapartida en resultados por 7, correspondiente a la obligación estimada por este plan.

Adicionalmente a la vigencia del plan descripto en el párrafo anterior, la Compañía implementará

una política de beneficios para todos los empleados, que consistirá en otorgar al momento de la jubilación un mes de sueldo por año de servicio en la empresa, 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 de beneficios definidos al que tienen derecho aquellos empleados de

Petrobras Energía que hayan ingresado a la Sociedad con anterioridad al 31 de mayo de 1995, y estén 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 cada empleado comprendido 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, mencionadas 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 Petrobras Energía, sin que

resulte necesario aporte alguno por parte de los empleados, siendo condición que los mismos aporten al sistema jubilatorio por la totalidad de su sueldo. La Sociedad determina el pasivo correspondiente a este plan utilizando métodos de cálculo actuarial. Los activos del fondo han sido aportados a un fideicomiso. Los lineamientos bajo los cuales se invierten los mismos son: (i) la preservación del capital en dólares estadounidenses, (ii) el mantenimiento de liquidez, y (iii) la obtención del máximo rendimiento de mercado para colocaciones a 30 días. En función a ello los fondos se invierten principalmente en bonos, obligaciones negociables, fondos comunes de inversión y depósitos a plazo fijo. El Bank of New York es el agente fiduciario, siendo Watson Wyatt el agente administrador. Al 31 de diciembre de 2005, la información actuarial más relevante relacionada con el plan de pensión de beneficios definidos es la siguiente:

Activos del plan 40 Obligaciones por beneficios proyectados (94)

Posición (54) Pérdida actuarial no reconocida 41

Pasivo neto reconocido (13)

De conformidad con lo establecido en el Estatuto de Petrobras Energía, ésta realiza sus

contribuciones al fondo en base a una propuesta del Directorio a la Asamblea hasta un máximo equivalente al 1,5% de los resultados netos de cada ejercicio.

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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 Energía podrá optar por disponer del mismo, para lo cual deberá efectuar la comunicación correspondiente al agente fiduciario. Por excepción, Petrobras Energía admitió el cobro anticipado del plan por parte de todos los beneficiarios que expresamente lo hubieran manifestado antes del 13 de febrero de 2003, los cuales en consecuencia extinguieron sus derechos al cobro del complemento de su jubilación, dejando de ser beneficiarios del plan.

b) Plan de opciones de acciones de la Sociedad

Con el objeto de lograr un mayor grado de alineación entre los intereses de los ejecutivos y los de los accionistas, la Sociedad mantiene un Programa de incentivos a largo plazo. En el marco de este Programa, el Directorio de Petrobras Energía aprobó los planes para los años 2001 (“Plan 2001”) y 2000 (“Plan 2000”), dirigidos a altos ejecutivos de Petrobras Energía. Ambos planes consisten en la entrega del derecho al ejercicio de opciones a recibir acciones de la Sociedad o su equivalente en efectivo, conforme se especifica a continuación: Plan 2001

i) 5.364.125 opciones para recibir el valor resultante de la diferencia positiva entre el valor

promedio de cotización de la acción en Nueva York en los veinte días anteriores a la fecha de ejercicio de la opción y 1,64 pesos por acción, por dicha cantidad de opciones (“derecho de apreciación”).

Respecto a estas opciones, 1.609.237 opciones pueden ser ejercidas a partir del 5 de marzo de

2002; 1.609.238 opciones a partir del 5 de marzo de 2003; y 2.145.650 opciones a partir del 5 de marzo de 2004. Al 31 de diciembre de 2005 las opciones ejercidas ascienden a 4.644.196, casi en su totalidad en efectivo.

ii) 596.014 opciones para recibir igual número de acciones sin costo para los beneficiarios,

pudiendo ser ejercidas a partir del 5 de marzo de 2005 (“valor pleno”). Al 31 de diciembre de 2005 las opciones ejercidas ascienden a 461.177, casi en su totalidad en efectivo.

Los beneficiarios de este plan podrán ejercer sus derechos hasta el 5 de marzo de 2007, desde las

fechas mencionadas anteriormente.

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Plan 2000

i) 3.171.137 opciones para recibir el valor resultante de la diferencia positiva entre el valor

promedio de cotización de la acción en Nueva York en los veinte días anteriores a la fecha de ejercicio de la opción y 1,48 pesos por acción, por dicha cantidad de opciones (“derecho de apreciación”).

Respecto a estas opciones, 951.341 opciones pueden ser ejercidas a partir del 29 de mayo de 2001;

951.341 opciones a partir del 29 de mayo de 2002; y 1.268.455 opciones a partir del 29 de mayo de 2003. Al 31 de diciembre de 2005 las opciones ejercidas ascienden a 2.854.465, casi en su totalidad en efectivo.

ii) 352.347 opciones para recibir igual número de acciones sin costo para los beneficiarios, pudiendo ser ejercidas a partir del 29 de mayo de 2004 (“valor pleno”). Al 31 de diciembre de 2005 las opciones ejercidas ascienden a 324.982 casi en su totalidad en efectivo.

Los beneficiarios de este plan podrán ejercer sus derechos hasta el 29 de mayo de 2006, desde las

fechas mencionadas anteriormente.

El costo de estos planes es reconocido periódicamente de acuerdo al devengamiento del derecho de su ejercicio y es ajustado sobre la base de la evolución de la cotización de la acción. En los ejercicios económicos terminados el 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003, el cargo a resultados correspondiente ascendió a 3, 6 y 8, respectivamente. La composición de los planes de opciones de acciones de la Sociedad correspondientes a los tres últimos ejercicios es la siguiente:

(a) Incluye opciones de recibir “derecho de apreciación” y “valor pleno”. Al 31 de Diciembre de 2005 la vida útil restante promedio es de 1 año y la cantidad de acciones susceptibles a ser ejercidas asciende a 1.198.803 al cierre del ejercicio.

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12. Otros créditos, otros pasivos, otros resultados operativos, otros ingresos (egresos) netos e

información suplementaria al estado de flujo efectivo

(1) Con la finalidad de asegurar la terminación de las obras del Complejo Hidroeléctrico Pichi Picun Leufu dentro del

plazo previsto en la concesión y garantizar asimismo una rentabilidad que hiciese viable la inversión, la Secretaría de Energía le asignó a la Sociedad la suma de 25. A efectos de determinar si corresponde o no su devolución, se instrumentó un sistema de precio sostén de la energía eléctrica que genere el Complejo y que sea vendida al Mercado Eléctrico Mayorista, el cual se aplicará por el término de diez años dividido en dos períodos consecutivos de cinco años cada uno, a partir de diciembre de 1999. Con el fin de instrumentar dicho sistema, se fijó un Precio Sostén Monómico Anual (“PSMA”) de 0,021 y 0,023 U$S/Kwh para el primer y segundo período, respectivamente. A efectos de determinar el monto a reintegrar, anualmente y durante el plazo indicado en el párrafo precedente, se considerará la diferencia entre el precio monómico promedio anual de generación de barras del Complejo y el referido PSMA, valorizada por la energía generada por el Complejo durante dicho año. En virtud de los precios configurados para la venta de la energía del Complejo y las estimaciones de precios futuros, y considerando que el mencionado régimen representa un reaseguro de rentabilidad, al 31 de diciembre de 2005 la Sociedad devengó 22.

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(a) Beneficio fiscal percibido por Innova S.A., consistente en una reducción parcial de determinados impuestos, según un programa de incentivos otorgados por el Estado de Rio Grande du Sul, en Brasil, a las empresas allí radicadas.

Al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003, las deudas comerciales han aumentado por la adquisición de bienes de uso en 56, 176 y 115, respectivamente.

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13. Saldos y operaciones con sociedades pertenecientes al mismo grupo económico

Los saldos al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003 por operaciones son los siguientes:

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Las operaciones por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003 incluyen las siguientes transacciones:

14. Compromisos contractuales, avales, fianzas y garantías otorgadas

Los avales, fianzas y garantías al 31 de diciembre de 2005 no expuestos en las restantes notas ascienden a 45. Asimismo, al 31 de diciembre de 2005, la Sociedad mantenía los siguientes compromisos contractuales:

Total en Unidades

Total en millones de

pesos Has ta el añoCompromisos de Compra

A cuerdo de transporte con OCP (en millones de bbls .) (1) 361 2.512 2018A cuerdo de s ervicios de largo plazo - 68 2007A cuerdo de transporte de gas Bolivia (en M M m3) 6.352 219 2019Servicios petroleros y materiales - 509 2009Etileno (en miles de toneladas ) 453 1.427 2015Benceno (en miles de toneladas ) 1.283 3.688 2015Capacidad de transporte con TGS (en dam3 diarios ) 3.285 559 2014A cuerdos de compra de gas para Genelba (en dam3 diarios ) 420 105 2008

Compromisos de VentaGas natural (en M M m3) 18.415 2.819 2018Es tirenos (en miles de toneladas ) 14 54 2007Energía eléctrica (en M M W h) 1.707 111 2006LPG (en miles de toneladas ) 32 31 2006

(1) Neto de la capacidad de transporte vendida a terceros (Nota 2).

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15. Información por segmento de negocios

Petrobras Participaciones concentra sus negocios primariamente en el sector de la energía, básicamente a través de sus actividades vinculadas al petróleo y gas, refinación, petroquímica y electricidad. 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. y en Oleoducto de Crudos Pesados Ltd. b) Refinación y Distribución, integrado por las operaciones propias en las Refinerías de San Lorenzo

y Bahía Blanca y la red de estaciones de servicio, y por las participaciones en Refinería del Norte S.A. y en Petrobras Bolivia Refinación S.A.

c) Petroquímica, integrado por las operaciones de la división PASA, y por las participaciones en

Innova S.A. y Petroquímica Cuyo S.A.

d) Gas y Energía. El negocio de Comercialización y Transporte de Gas se integra por las operaciones propias de comercialización del gas producido en Argentina y de los líquidos obtenidos del procesamiento del gas, conjuntamente con las actividades de servicios de brokerage de gas y GLP, y por la tenencia en Transportadora de Gas del Sur S.A. El negocio de Electricidad está integrado principalmente por las actividades de generación de la Central Térmica Genelba y la represa hidroeléctrica Pichi Picún Leufú y por las participaciones accionarias en Edesur S.A., Transener S.A., Enecor S.A., Yacylec S.A. e Hidroneuquén S.A.

Los activos y los resultados operativos correspondientes a la Estructura Central, los no identificables a algún segmento de negocios, las operaciones discontinuadas y las eliminaciones inter-segmentos se exponen conjuntamente. Los criterios de valuación aplicables para reportar la información por segmentos de negocios son los descriptos en la Nota 1 de los presentes estados contables. Las operaciones inter-segmentos se celebran a sus respectivos precios de mercado.

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

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nuestro informe de fecha 15 FEB 2006 PISTRELLI, HENRY MARTIN Y

ASOCIADOS S.R.L. C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 13





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16. Información geográfica

La siguiente información expone el activo total y las ventas netas agrupadas por área geográfica:

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PISTRELLI, HENRY MARTIN Y ASOCIADOS S.R.L.






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CUADRO I ANEXO A

PETROBRAS ENERGÍA PARTICIPACIONES Y SOCIEDADES CONTROLADAS Y BAJO CONTROL CONJUNTO ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2005, 2004 Y 2003 BIENES DE USO (Expresados en millones de pesos - Nota 2.II a los estados contables no consolidados)

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CUADRO I ANEXO C

PETROBRAS ENERGÍA PARTICIPACIONES Y SOCIEDADES CONTROLADAS Y BAJO CONTROL CONJUNTO ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2005, 2004 Y 2003 INVERSIONES EN ACCIONES (Expresados en millones de pesos - Nota 2.II a los estados contables no consolidados)

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CUADRO I ANEXO E

PETROBRAS ENERGÍA PARTICIPACIONES Y SOCIEDADES CONTROLADAS Y BAJO CONTROL CONJUNTO ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2005, 2004 Y 2003 PREVISIONES (Expresados en millones de pesos - Nota 2.II a los estados contables no consolidados)

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CUADRO I ANEXO F

PETROBRAS ENERGÍA PARTICIPACIONES Y SOCIEDADES CONTROLADAS Y BAJO CONTROL CONJUNTO COSTO DE VENTAS POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2005, 2004 Y 2003 (Expresados en millones de pesos - Nota 2.II a los estados contables no consolidados)

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CUADRO I ANEXO G

PETROBRAS ENERGÍA PARTICIPACIONES Y SOCIEDADES CONTROLADAS Y BAJO CONTROL CONJUNTO ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2005, 2004 Y 2003 ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDA EXTRANJERA (Expresados en millones de pesos - Nota 2.II a los estados contables no consolidados)

U$S Millones de Dólares Estadounidenses BS Millones de Bolívares Rs Millones de Reales Sol Millones de Soles

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CUADRO I ANEXO H

PETROBRAS ENERGÍA PARTICIPACIONES Y SOCIEDADES CONTROLADAS Y BAJO CONTROL CONJUNTO INFORMACIÓN REQUERIDA POR EL ART. 64, APARTADO I, INC. b) DE LA LEY 19.550 POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2005, 2004 Y 2003 (Expresados en millones de pesos - Nota 2.II a los estados contables no consolidados)

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CUADRO I ANEXO I

PETROBRAS ENERGÍA PARTICIPACIONES Y SOCIEDADES CONTROLADAS Y BAJO CONTROL CONJUNTO ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2005, 2004 Y 2003 INFORMACIÓN CONSOLIDADA SOBRE PARTICIPACIÓN EN SOCIEDADES RELACIONADAS

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CUADRO I ANEXO J

PETROBRAS ENERGÍA PARTICIPACIONES Y SOCIEDADES CONTROLADAS Y BAJO CONTROL CONJUNTO ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2005, 2004 Y 2003 PARTICIPACIÓN INDIRECTA EN AREAS DE PETRÓLEO Y GAS

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CUADRO I ANEXO K

PETROBRAS ENERGÍA PARTICIPACIONES Y SOCIEDADES CONTROLADAS Y BAJO CONTROL CONJUNTO ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2005, 2004 Y 2003 PARTICIPACIÓN EN NEGOCIOS CONJUNTOS (Expresados en millones de pesos - Nota 2.II a los estados contables no consolidados)

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BALANCES GENERALES

AL 31 DE DICIEMBRE DE 2005, 2004 Y 2003

(Expresados en millones de pesos – Nota 2.II)

Las notas 1 a 7 y los estados complementarios (Anexo C y Cuadro I) que se acompañan, son parte integrante de estos estados contables.

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ESTADOS DE RESULTADOS

POR LOS EJERCICIOS ECONÓMICOS TERMINADOS

EL 31 DE DICIEMBRE DE 2005, 2004 Y 2003

(Expresados en millones de pesos - Nota 2.II)


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ESTADOS DE EVOLUCIÓN DEL PATRIMONIO NETO

POR LOS EJERCICIOS ECONÓMICOS TERMINADOS


(Expresados en millones de pesos - Nota 2.II)


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ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO

POR LOS EJERCICIOS ECONÓMICOS TERMINADOS (a)


(Expresados en millones de pesos – Nota 2.II)

(a) Caja y bancos más inversiones equivalentes (con vencimiento original menor a tres meses)


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NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES

AL 31 DE DICIEMBRE DE 2005

(Cifras expresadas en millones de pesos, excepto donde se indica en forma expresa – Nota 2.II)

1. Constitución y operaciones de la Sociedad

Petrobras Energía Participaciones S.A., en adelante (“Petrobras Participaciones” o “la Sociedad”) se constituyó como consecuencia de la escisión en Sudacia S.A. de los activos relacionados con su participación accionaria en Petrobras Energía S.A., en adelante “Petrobras Energía”. Los negocios de Petrobras Energía 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 Energía se extienden a la Argentina, Bolivia, Brasil, Ecuador, Perú, Venezuela, México y Colombia. El ejercicio social de la Sociedad cierra el 31 de diciembre de cada año. El 25 de enero de 2000 la Sociedad incrementó su participación en Petrobras Energía del 28,92% al 98,21%, a través de una oferta de canje dirigida a los tenedores de acciones de Petrobras Energía, por la cual éstos aportaron sus tenencias a la Sociedad en canje de acciones clase B de Petrobras Participaciones. De acuerdo a los términos y condiciones de la propuesta, por cada acción de Petrobras Energía recibida en canje, fueron emitidas 2,7854 nuevas acciones clase B de la Sociedad. En este sentido, 540.029.435 acciones de Petrobras Energía (41.741 clase A y 539.987.694 clase B) fueron recibidas en canje por 1.504.197.988 nuevas acciones clase B de la Sociedad emitidas por un valor nominal de 1.504 y resultando una prima de emisión de 264.

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Con fecha 12 de noviembre de 2004, los Directorios de Petrobras Energía, Eg3 S.A.(Eg3) y Petrobras Argentina S.A. (PAR) y la Gerencia de Petrolera Santa Fe S.R.L. (PSF), aprobaron el compromiso previo de fusión de por absorción de las sociedades mencionadas, en virtud del cual Petrobras Energía absorbe a Eg3, PAR y PSF, las que serán disueltas sin liquidarse. Se fijó como fecha efectiva de la fusión el 1 de enero de 2005, a partir de la cual se consideran incorporados al patrimonio de Petrobras Energía todos los activos, pasivos, derechos y obligaciones que las sociedades incorporadas. Las Asambleas Extraordinarias de Accionistas de Petrobras Energía S.A, Eg3 y PAR y de los socios cuotapartistas de PSF celebradas el 21 de enero de 2005 aprobaron el mencionado proceso de fusión. Con fecha 3 de marzo de 2005 las partes suscribieron el respectivo acuerdo definitivo de fusión. Como consecuencia de la fusión (a) Petrobras, titular de las participaciones del 99,6% en Eg3, y del 100% en PAR y en PSF, todas ellas a través de su sociedad controlada Petrobras Participaciones SL, recibió a través de esta última 230.194.137 nuevas acciones ordinarias clase B, de valor nominal $1 cada una y de un voto por acción de Petrobras Energía, representativas del 22,8% del capital social, y (b) Petrobras Energía Participaciones redujo su participación accionaria en Petrobras Energía del 98,21% al 75,82%. Luego de la fusión, el nuevo capital social de Petrobras Energía asciende a la suma de Ps.1.009.618.410. El 28 de junio de 2005 la CNV conformó la fusión y autorizó la oferta pública de las nuevas acciones. Con fecha el 16 de septiembre de 2005 la fusión fue inscripta en el Registro Público de Comercio.

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2. Bases de presentación de los estados contables

I. Normas contables profesionales

Los presentes estados contables han sido preparados de acuerdo con las normas relativas a la forma de presentación y criterios de valuación de los estados contables previsto en el Régimen Informativo Periódico de la CNV, el cual difiere con las normas contables profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires en lo siguiente: a) la presentación del saldo de impuesto diferido sin aplicar valores descontados, de acuerdo con lo requerido por la Resolución General N° 434 de la CNV. b) la diferente fecha de vigencia de la discontinuación del método de ajuste por inflación establecido en la Resolución Técnica (RT) N° 6 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”), según se describe en el acápite II) de la presente nota a los estados contables. c) no es admisible el tratamiento especial que permite la activación de los costos financieros de las deudas que financien la inversión en grandes obras de infraestructura, y que se devenguen con posterioridad a la habilitación total o parcial de la obra, contenido en el artículo 4º de la Resolución C.D. Nº 243/01.

d) no es admisible la posibilidad de activación de los costos financieros provenientes de la financiación con capital propio invertido.

II. Consideración de los efectos de la inflación

La Sociedad presenta sus estados contables en moneda constante, siguiendo el método de reexpresión establecido en la Resolución Técnica N° 6 de la FACPCE y de acuerdo con las modalidades establecidas por las Resoluciones Generales N° 415 y 441 de la CNV.

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De acuerdo con dicho método, los estados contables reconocen los efectos de las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda en forma integral hasta el 31 de agosto de 1995. A partir del 1° de septiembre de 1995, de acuerdo a lo requerido por la Resolución General N° 272 de la CNV, la Sociedad discontinuó la aplicación del método, manteniendo las reexpresiones registradas hasta dicha fecha. Este criterio ha sido aceptado por las normas contables profesionales hasta el 31 de diciembre de 2001. Con fecha 6 de marzo de 2002 el CPCECABA aprobó la Resolución M.D. N° 3/2002, que establece, entre otros aspectos, la reanudación del ajuste por inflación en los ejercicios o períodos intermedios cerrados a partir del 31 de marzo de 2002, inclusive, admitiendo que las mediciones contables reexpresadas por el cambio en el poder adquisitivo de la moneda hasta el momento de interrupción de los ajustes, como las que tengan fecha de origen en el período de estabilidad, se consideren expresadas en moneda de diciembre de 2001. La CNV, a través de la Resolución General N° 415 de fecha 25 de julio de 2002, requirió la presentación de información ajustada por inflación para los estados contables que se presenten con posterioridad a la fecha de entrada en vigencia de dicha norma.

El método de reexpresión en moneda constante es aplicado a los valores de costos contables inmediatamente anteriores a la activación de las diferencias de cambio mencionadas en la Nota 1.e) a los estados contables consolidados, las que por representar un adelantamiento de los efectos de las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda, son absorbidas por el efecto de la citada reexpresión. Con fecha 25 de marzo de 2003, el Poder Ejecutivo Nacional emitió el Decreto N° 664 estableciendo que los estados contables de ejercicios que cierran a partir de dicha fecha sean expresados en moneda nominal. En consecuencia, y de acuerdo con la Resolución N° 441 emitida por la CNV, la Sociedad discontinuó la reexpresión de los estados contables a partir del 1 de marzo de 2003. Este criterio no está de acuerdo con normas contables profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, que a través de la Resolución N° 287/03 del CPCECABA, estableció la discontinuación en la aplicación del método de reexpresión de los estados contables a partir del 1 de octubre de 2003. Sus efectos no afectan significativamente la situación patrimonial de la Sociedad.

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III. Criterios de valuación

Los principales criterios de valuación utilizados para la preparación de los estados contables fueron los siguientes:

a) Inversiones no corrientes – Participación en Petrobras Energía: a su valor patrimonial proporcional, siguiendo el procedimiento establecido por la RT Nº 21 de la FACPCE. En la determinación del valor patrimonial proporcional ha sido considerada la eliminación de participaciones recíprocas.

Los estados contables de Petrobras Energía empleados para la consolidación han sido preparados sobre la base de los mismos criterios aplicados por la Sociedad para la confección de sus estados contables. b) Impuesto a las ganancias y a la ganancia mínima presunta: La Sociedad y sus sociedades relacionadas estiman sobre bases individuales el impuesto a las ganancias por el método del impuesto diferido.

Para contabilizar dichas diferencias se utiliza el método del pasivo, que establece la determinación de activos o pasivos impositivos diferidos netos basados en las diferencias temporarias determinadas entre las mediciones contables de activos y pasivos y sus correspondientes valuaciones impositivas. Las diferencias temporarias determinan saldos activos o pasivos de impuestos cuando su reversión futura disminuya o aumente los impuestos determinados. Cuando existen quebrantos impositivos no utilizados susceptibles de deducción de ganancias impositivas futuras, se reconocerá un activo por impuesto diferido, pero sólo en la medida en que ello sea probable.

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, 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.

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Al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003, Petrobras Energía Participaciones no ha contabilizado impuesto diferido ni cargo a resultados en concepto de impuesto a las ganancias, debido a que la misma no posee ingresos alcanzados por este impuesto. Asimismo, a dichas fechas, la Sociedad no ha contabilizado cargo a resultados en concepto de impuesto a la ganancia mínima presunta debido a que la Sociedad no posee activos alcanzados por el mismo.

c) Cuentas del pasivo en moneda extranjera: se convirtieron a los tipos de cambio vigentes para la liquidación de estas operaciones a la fecha de cierre de los estados contables, incorporando los intereses devengados, de corresponder. d) Cuentas de patrimonio neto: se reexpresaron en moneda homogénea de cierre, según Nota 2.II), excepto la cuenta Capital social, la cual representa el capital suscripto e integrado. El ajuste derivado de su reexpresión a moneda de cierre se expone en la cuenta Ajuste integral del capital social. La cuenta Acciones propias en cartera de subsidiarias corresponde a las compras de acciones de la Sociedad por parte de Petrobras Energía, y se deducen del patrimonio neto al costo de adquisición, presentándose en una línea por separado en el estado de evolución del patrimonio neto.

IV. Cambios en las normas contables profesionales El 10 de agosto de 2005, el Consejo Directivo del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (“CPCECABA”) aprobó la Resolución CD N° 93/2005, por medio de la cual incorporó una serie de cambios en las normas contables profesionales, con vigencia para los ejercicios iniciados a partir del 1° de enero de 2006, y adicionalmente contempla normas de transición que difieren la vigencia obligatoria de ciertos cambios para los ejercicios iniciados a partir del 1° de enero de 2008. Los cambios que pueden resultar de mayor relevancia para la Sociedad se detallan a continuación: (i) Para la comparación entre el valor de libros de los bienes de uso y ciertos activos intangibles y sus valores recuperables se elimina la comparación con el valor nominal de los flujos netos de fondos esperados y deberá registrarse una desvalorización siempre que el valor actual esperado de los flujos netos de fondos (y el valor neto de realización) resulten menores que el valor contable.

(ii) Dejarán de exponerse como partidas intermedias entre el pasivo y el patrimonio neto y se

transferirán al patrimonio neto las diferencias transitorias originadas en la conversión de

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estados contables, en el reconocimiento de resultados vinculados con la inversión neta en entidades no integradas.

(iii) Se establece que la diferencia entre el valor contable ajustado por inflación de los bienes de uso

(y otros activos no monetarios) y su base fiscal es una diferencia temporaria que daría lugar al reconocimiento de un pasivo diferido, pero se admite que siga considerándose como una diferencia permanente, requiriéndose en este caso la presentación de cierta información complementaria,

Adicionalmente, existe una modificación en la medición de activos y pasivos por impuestos diferidos, los cuales no deben descontarse para los entes que estén en el régimen de oferta pública, unificando así su tratamiento con las normas de la CNV.

A través de las Resoluciones Generales No. 485 y No. 487, de fecha 29 de diciembre de 2005 y 26 de enero de 2006, la CNV aprobó los citados cambios, los cuales resultarán efectivos para los ejercicios que se inicien a partir del 1 de enero de 2006.

Por aplicación de los citados cambios normativos, la eliminación de la utilización del flujo de fondos sin descontar como primera pauta de medición para evaluar la recuperabilidad de los activos implicará la reducción del patrimonio neto en aproximadamente 170. Dicho número no incluye el efecto, si lo hubiere, que pudiera surgir derivado del análisis de recuperabilidad de ciertas inversiones en sociedades no controladas. En relación con las diferencias transitorias de conversión, su exposición en un rubro especial del patrimonio neto implicará al 31 de diciembre de 2005 la reducción del mismo en 22. A la fecha de los presentes estados contables el Directorio de la Sociedad no ha decidido la opción a adoptar respecto a la contabilización o exposición en nota del efecto del ajuste por inflación contable en el impuesto diferido. La eventual contabilización del mismo implicaría un aumento del pasivo, y la consiguiente reducción del patrimonio neto por aproximadamente 800. La Sociedad informará la opción a adoptar en materia de impuesto diferido, dentro del plazo previsto por la Bolsa de Comercio de Buenos Aires para la presentación de estados contables anuales.

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3. Capital social

Al 31 de diciembre de 2005, el capital de la Sociedad suscripto, emitido, integrado e inscripto asciende a $2.132.043.387. La evolución del capital social durante los últimos tres ejercicios fue la siguiente:

31/12/05 31/12/04 31/12/03 -------------------- -------------------- -------------------- Acciones ordinarias de V/N $ 1 1 1 ============ ============ ============ Clase B de 1 voto 2.132 2.132 2.132 ============ ============ ============

Desde el 26 de enero de 2000 las acciones Clase B de la Compañía cotizan en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y en el New York Stock Exchange.

4. Financiación

La apertura por vencimiento de los pasivos que mantiene la Sociedad al 31 de diciembre de 2005 es la siguiente:

Préstamos (1)

A vencer:

Hasta tres meses 24

Total 24

Plazo

(1) Préstamos en dólares estadounidenses otorgados por Petrobras Energía, a una tasa Libo más 4%.

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5. Restricción a los resultados no asignados

De acuerdo con las disposiciones legales vigentes, el 5% de la utilidad neta del ejercicio deberá ser destinada a incrementar el saldo de la reserva legal, hasta que la misma alcance un importe equivalente al 20% del capital social. En función a la disminución del saldo de Reserva Legal por 37 aprobada por la Asamblea General Ordinaria de Accionistas celebrada el 4 abril de 2003, la Sociedad no podrá distribuir ganancias hasta su reintegro. De acuerdo con la Ley N° 25.063, los dividendos que se distribuyan, 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 treinta y cinco por ciento en concepto de impuesto a las ganancias en 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 períodos fiscales.

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6. Grupo de Control

Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS (“Petrobras”), a través de Petrobras Participaciones, S.L., una subsidiaria de su total propiedad, es el accionista controlante de la Sociedad. Al 31 de diciembre de 2005 Petrobras Participaciones S.L. posee acciones representativas del 58,6% del capital social de Petrobras Participaciones. Petrobras es una compañía brasilera cuyos negocios se concentran en exploración, producción, refinación, comercialización y transporte de petróleo y sus derivados en el Brasil y en el exterior.

7. Hechos posteriores

Acuerdo para explorar el Mar Argentino

En enero de 2006, Petrobras Energía, en conjunto con las empresas Energía Argentina S.A. (Enarsa), YPF S.A. y Petrouruguay S.A., firmó un acuerdo para constituir un consorcio dedicado a la exploración de hidrocarburos en dos áreas offshore de la plataforma continental argentina. Petrobras Energía integrará el consorcio con una participación del 25%. Los trabajos previstos para la etapa de exploración incluyen la realización de 1.000 km2 de sísmica 3D, y, la perforación de un pozo exploratorio. En este emprendimiento se aplicará la tecnología y el know-how de Petrobras, líder mundial en la especialidad de exploración offshore y pionera en los emprendimientos en aguas profundas y ultra profundas.

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ANEXO C

PETROBRAS ENERGÍA PARTICIPACIONES S.A. ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2005, 2004 Y 2003 INVERSIONES EN ACCIONES (Expresados en millones de pesos - Nota 2.II)

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INFORME DE LA COMISION FISCALIZADORA A los Señores Accionistas de

Petrobras Energía Participaciones S.A.:

De nuestra consideración: 1. En nuestro carácter de síndicos de Petrobras Energía Participaciones S.A. (la “Sociedad”), de

acuerdo con lo requerido por el inciso 5) del artículo 294 de la Ley de Sociedades Comerciales n° 19550 (LSC) y por las normas de la Comisión Nacional de Valores (CNV) y de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires (BCBA), hemos examinado el balance general de Petrobras Energía Participaciones S.A. al 31 de diciembre de 2005 y los correspondientes estados de resultados, de evolución del patrimonio neto y de flujo de efectivo por el ejercicio terminado en esa fecha, el inventario y la respectiva “Información adicional a las notas a los estados contables - Art. N° 68 del Reglamento de la BCBA”, cuya presentación no es requerida por las normas contables profesionales. Asimismo, hemos revisado la Memoria del Directorio correspondiente al ejercicio económico terminado el 31 de diciembre de 2005. Los documentos examinados son responsabilidad del Directorio de la Sociedad en ejercicio de sus funciones exclusivas. Nuestra responsabilidad es informar sobre dichos documentos basados en el trabajo que se menciona en el párrafo 2.

2. Nuestro examen fue realizado de acuerdo con las normas de sindicatura vigentes. Dichas normas

requieren que el examen de los estados contables 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 el párrafo 1. hemos revisado el trabajo efectuado por el auditor externo de la Sociedad, la firma Pistrelli, Henry Martin y Asociados S.R.L., el que fue llevado a cabo de acuerdo con las normas vigentes para la auditoría de estados contables. Nuestra labor incluyó la verificación 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. Una auditoría requiere que el auditor planifique y desarrolle su tarea con el objetivo de obtener un grado razonable de seguridad acerca de la inexistencia de manifestaciones no veraces o errores significativos en los estados contables. Una auditoría incluye examinar, sobre bases selectivas, los elementos de juicio que respaldan la información expuesta en los estados contables, así como evaluar las normas contables utilizadas, las estimaciones significativas efectuadas por el Directorio de la sociedad y la presentación de los estados contables tomados en conjunto. Consideramos que nuestro trabajo, el informe del auditor externo de la sociedad y los informes de los otros auditores mencionados en el párrafo 3, nos brindan una base razonable para fundamentar nuestro informe. 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 de responsabilidad exclusiva del Directorio de la Sociedad.

3. Los estados contables de algunas sociedades relacionadas, utilizados para valuar la inversión en

dichas sociedades mediante el método de valor patrimonial proporcional en los estados contables de Petrobras Energía Participaciones S.A. al 31 de diciembre de 2005, e incorporados en los estados contables consolidados de Petrobras Energía Participaciones S.A. con sus sociedades controladas a dichas fechas, fueron auditados por otros auditores, distintos al auditor de la Sociedad, cuyos informes nos han sido facilitados. Nuestra opinión incluida en el párrafo 6, en lo que se refiere a las cifras incluidas para esas sociedades, antes de dar efecto a los ajustes

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introducidos por la Sociedad mencionados en la nota 5 a los estados contables consolidados, se basa en los informes de los otros auditores. Estas sociedades son:

a) Compañía de Inversiones de Energía S.A ("CIESA"): la participación en esta sociedad

representa en los estados contables no consolidados de la Sociedad inversiones no corrientes por, aproximadamente, $281.000.000, al 31 de diciembre de 2005 y ganancias por $32.000.000, incluidas en el resultado de inversiones no corrientes de la Sociedad por el ejercicio finalizado en dicha fecha. Asimismo, los activos y las ventas netas de la mencionada sociedad, incorporados en los estados contables consolidados de Petrobras Energía Participaciones S.A. con sus sociedades controladas, representan, aproximadamente, para los activos el 14% y para las ventas el 5% de los respectivos totales consolidados al 31 de diciembre de 2005 y por el ejercicio finalizado en esa fecha.

b) Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica Citelec S.A. ("Citelec S.A."): la participación

de esta sociedad en los estados contables no consolidados de la Sociedad representa, inversiones no corrientes por, aproximadamente, $288.000.000 al 31 de diciembre de 2005 y ganancias por $172.000.000, incluidas en el resultado de inversiones no corrientes por el ejercicio finalizado en dicha fecha.

4. El informe de los otros auditores mencionados en el párrafo 3 sobre los estados contables de

CIESA al 31 de diciembre de 2005 contiene salvedades indeterminadas por incertidumbre sobre la continuidad de dicha sociedad como empresa en marcha, y sobre la recuperabilidad de sus activos no corrientes en el caso de que las premisas utilizadas por la gerencia para elaborar las proyecciones no se concretaran en el futuro. Según se describe en la nota 5 a los estados contables consolidados, CIESA y su sociedad controlada TGS han sido afectadas negativamente por la adopción por parte del Gobierno Argentino de varias medidas económicas, incluyendo la pesificación de sus tarifas, la renegociación de los contratos de Licencia (la cual se encuentra en proceso) y la devaluación del peso. Adicionalmente, CIESA ha suspendido el pago de sus deudas financieras, y en septiembre de 2005 celebró un acuerdo de refinanciación de dichas deudas, el cual a la fecha del presente informe se encuentra pendiente de aprobación por parte de ciertos organismos reguladores. Los planes de las gerencias de las sociedades relacionadas respecto de estas cuestiones son descriptos en la nota 5 a los estados contables consolidados. Los estados contables adjuntos no incluyen ningún ajuste que pudiera resultar de la resolución de estas incertidumbres. La participación en esta sociedad representa, en los estados contables no consolidados de la Sociedad, inversiones no corrientes por, aproximadamente, $407.000.000 al 31 de diciembre de 2005 y ganancias por $33.000.000 incluidas en el resultado de inversiones no corrientes de la Sociedad por el ejercicio finalizado en dicha fecha. Asimismo, los activos y las ventas netas de CIESA, incorporados por el método de consolidación proporcional en los estados contables consolidados de Petrobras Energía Participaciones S.A. con sus sociedades controladas, representan, aproximadamente, para los activos el 14% y para las ventas el 5% de los respectivos totales consolidados al 31 de diciembre de 2005 y por el ejercicio finalizado en esa fecha.

5. Según se describe en la nota 2 a los estados contables no consolidados adjuntos, la Sociedad

prepara sus estados contables de acuerdo con las normas de la CNV y, por lo tanto, no ha descontado los valores nominales de los activos y pasivos por impuesto diferido, tal como era requerido por las normas contables profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, República Argentina para los ejercicios cerrados al 31 diciembre de 2005. El efecto de este desvío no ha sido cuantificado por la Sociedad.

6. Basados en nuestro examen, llevado a cabo con el alcance descripto en el párrafo 2, en el informe

de fecha 15 de febrero de 2006 del contador Enrique C. Grotz (socio de la firma Pistrelli, Henry Martin y Asociados S.R.L.) y en los informes de otros auditores mencionados en el párrafo 3, sujeto al efecto de los ajustes, si los hubiere, que podrían haberse requerido de conocerse el resultado de las cuestiones mencionadas en el párrafo 4, los estados contables mencionados en

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el párrafo 1 presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación patrimonial de Petrobras Energía Participaciones S. A. al 31 de diciembre de 2005 y los respectivos resultados de sus operaciones y sus flujos de efectivo por el ejercicio terminado en dicha fecha, de conformidad con las normas pertinentes de la LSC y de la CNV y, excepto por lo mencionado en el párrafo 5, con las normas contables profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, República Argentina.

7. En cumplimiento de disposiciones vigentes, informamos que:

a) Los estados contables adjuntos y el correspondiente inventario, surgen de registros contables llevados, en sus aspectos formales, de conformidad con las disposiciones legales vigentes y se encuentran asentados en el libro Inventarios y Balances.

b) Al 31 de diciembre de 2005, no existe deuda devengada en concepto de aportes y

contribuciones con destino al Sistema Integrado de Jubilaciones y Pensiones, según surge de los registros contables de la Sociedad.

c) Con referencia a la Memoria del Directorio, nada tenemos que observar en materia de

nuestra competencia, siendo las manifestaciones sobre hechos futuros responsabilidad exclusiva del Directorio.

d) 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 auditoria aplicadas por el mismo y de las políticas de contabilización de la Sociedad, el informe del auditor externo descripto anteriormente incluye la manifestación de haber aplicado las normas de auditoria vigentes en Argentina, que comprenden los requisitos de independencia, y no contiene salvedades en relación con la aplicación de dichas normas ni discrepancias con respecto a las normas contables profesionales, excepto por lo mencionado en el párrafo 5.

e) 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.


JUAN C. CINCOTTA Síndico

MARIANA P. ARDIZZONE Síndico

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INFORMACION SUPLEMENTARIA SOBRE LAS ACTIVIDADES DE PRODUCCION DE PETROLEO Y GAS

(Información no cubierta por el informe del auditor)

La información que a continuación se presenta fue preparada de acuerdo con la metodología establecida en el Statement of Financial Accounting Standards N° 69 “Exposición sobre las actividades de producción de petróleo y gas”, e incluye a las actividades de producción de petróleo y gas de la Sociedad y sus sociedades controladas, así como también la participación en sociedades vinculadas valuadas al valor patrimonial proporcional. La Sociedad posee explotaciones de petróleo y gas en la República Argentina y otros países de Latinoamérica, y su detalle se expone en el Anexo J a los estados contables consolidados. La Sociedad modificó con propósitos comparativos la información suplementaria sobre las actividades de producción de petróleo y gas correspondiente a los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2004 y 2003 para dar efecto a la fusión de Petrobras Energía S.A. con Petrolera Santa Fe S.R.L. y Petrobras Argentinas S.A. tal como se describe en nota 1.c. a los estados contables consolidados. Los montos correspondientes a la participación minoritaria en sociedades consolidadas no son significativos, por lo que no son expuestos en forma discriminada. Las cifras en millones de pesos se encuentran expresadas según lo indicado en la nota 2.II. a los estados contables no consolidados.

Operaciones en Venezuela Las informaciones suplementarias sobre las actividades de producción de petróleo y gas al 31 de diciembre de 2005 correspondientes a los negocios de la Sociedad en Venezuela están calculadas sobre la base de la estructura contractual vigente a esa fecha. Según lo descripto en la nota 2 a los estados contables consolidados, la Sociedad se encuentra en un proceso de migración de sus operaciones en Venezuela que implica la conversión de los actuales convenios operativos vigentes en empresas mixtas, donde el Estado Venezolano, a través de Petróleos de Venezuela S.A., tendrá una participación mayoritaria. Al 31 de diciembre de 2005, las reservas probadas de petróleo y gas estimadas correspondientes a los negocios en Venezuela totalizan aproximadamente 269 millones de barriles de petróleo equivalente, representando el 35,4% de las reservas totales de la Sociedad; los flujos de fondos netos estimados futuros correspondientes a las operaciones de la Sociedad en Venezuela totalizan aproximadamente 5.385 millones de pesos, representando el 30,9% de los flujos de fondos netos estimados. A la fecha de los estados contables no existen precisiones sobre los términos definitivos de la conversión de los contratos operativos, no obstante ello, basada en el marco de los acuerdos transitorios y en el estado actual de las negociaciones con PDVSA, la Sociedad estima que el proceso en curso conllevará a una reducción del volumen de sus reservas y una reducción de los flujos netos estimados futuros. En función a la estructura societaria prevista para concretar la migración de los contratos, una vez ésta concretada, la participación de la Sociedad en los negocios en Venezuela, se expondrá en la información suplementaria sobre las actividades de producción de petróleo y gas en la línea de “Sociedades no consolidadas”.

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Costos activados Representan las erogaciones capitalizadas al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003 correspondientes a propiedades probadas y no probadas de petróleo y gas, junto con su respectiva depreciación acumulada y las previsiones que reducen el valor de los activos.

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Costos incurridos Representan los costos incurridos capitalizados y no capitalizados efectuados durante cada uno de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003. La adquisición de propiedades incluye el costo de adquisición de propiedades probadas o no probadas de petróleo y gas. Los costos de exploración incluyen los gastos geológicos y geofísicos, los gastos necesarios para mantener las propiedades no desarrolladas y los costos de perforación y equipamiento de pozos exploratorios. Los costos de desarrollo incluyen los costos de perforación y equipamiento de pozos productores, los costos incurridos en la recuperación secundaria, la construcción de instalaciones para la extracción, tratamiento y almacenamiento de hidrocarburos, y los gastos necesarios para mantener las instalaciones de las reservas desarrolladas existentes.

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Resultados de las operaciones El detalle de resultados que se incluye a continuación resume los ingresos y gastos asociados directamente con las actividades de explotación de petróleo y gas por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003. Tales actividades forman parte de la unidad de negocios "Exploración y Producción de petróleo y gas". El detalle adjunto no incluye ninguna apropiación de costos financieros ni gastos de la estructura central y, por lo tanto, no es necesariamente un indicativo de la contribución de las operaciones de explotación de petróleo y gas en los resultados netos de la Sociedad. El impuesto a las ganancias de los ejercicios que se presentan, fue calculado utilizando el criterio del impuesto diferido.

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Reservas estimadas de petróleo y gas Las reservas probadas representan cantidades estimadas de petróleo, (incluyendo petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural) y de gas natural, para las cuales la información geológica y de ingeniería disponible demuestra con certeza razonable que van a poder ser extraídas en el futuro de yacimientos conocidos, teniendo en cuenta las condiciones económicas y operativas existentes. Las reservas probadas y desarrolladas son reservas probadas con razonables expectativas de ser extraídas mediante los pozos existentes, con el equipo existente y los métodos operativos actuales. La Sociedad 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 la Regla 4-10 de la regulación S-X de la Securities and Exchange Commission (SEC) de los Estados Unidos de Norteamérica. Las estimaciones de reservas al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003 fueron auditadas por Gaffney, Cline & Associates Inc., consultores técnicos internacionales. La revisión independiente cubrió el 95%, 95% y 92% para el 2005, 2004 y 2003 de las reservas estimadas por la Sociedad. Las reservas no certificadas corresponde a la estimación de reservas de las áreas que no son operadas por la Sociedad. La elección del método o combinación de métodos empleados en el análisis de cada yacimiento fue efectuada después de considerar el grado de desarrollo, calidad y confiabilidad de la información fuente, y la historia de producción. 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.

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El siguiente cuadro refleja las reservas probadas estimadas de petróleo (incluye petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural) y gas natural al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003:

Las reservas probadas estimadas de petróleo y gas correspondientes a los negocios de la Sociedad en Venezuela están calculadas sobre la base de la estructura contractual vigente al 31 de diciembre de 2005. (Ver Operaciones en Venezuela) Las reservas estimadas fueron sujetas a evaluación económica para determinar sus límites económicos. Las reservas estimadas en la República Argentina, Perú y Bolivia 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 Ecuador, debido al tipo de contrato involucrado donde el Estado tiene derecho a un porcentaje de la producción y toma el mismo en especie, las reservas se muestran netas de dicho porcentaje. En Venezuela, la Sociedad percibe por su participación en el área Oritupano – Leona, un ingreso operativo por barril entregado al Estado Venezolano, y recibe también una retribución en compensación por la inversión efectuada. En las áreas Mata, Acema y La Concepción la Sociedad percibe una tarifa variable por barril entregado, que contempla los costos de producción más un margen de utilidad. Bajo estos contratos, el gobierno venezolano mantiene la

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propiedad total de los hidrocarburos de dichas áreas. El volumen de reservas en Venezuela es calculado aplicando el porcentaje de participación de la Sociedad en cada consorcio a los volúmenes brutos de reservas en cada área. Asimismo, y de conformidad con los contratos de operaciones en Venezuela, la Sociedad no se encuentra gravada con el pago de regalías. Si se hubiese utilizado el llamado "método económico" para calcular el volumen de reservas probadas (flujo de fondos futuro esperado de cada área dividido por precios de mercado al cierre de cada ejercicio), los montos informados de petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural de sociedades consolidadas en la columna "Resto de Latinoamérica" habrían disminuido en aproximadamente 27,5%, 26,8% y 22,9% y los montos informados de petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural de sociedades no consolidadas en la columna "Resto de Latinoamérica" habrían disminuido en aproximadamente 44,0%, 40,4% y 37,3%, al 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003, respectivamente. La información de este párrafo no ha sido auditada por Gaffney, Cline & Associates. Las reservas probadas estimadas al 31 de diciembre de 2005 correspondientes a los negocios de la Sociedad en Bolivia han sido certificados en los contratos y el marco regulatorio vigente al 31 de diciembre de 2005. Si embargo, es posible que, según lo manifestado por nuevo gobierno que asumió en enero 2006, las operaciones en Bolivia puedan sufrir cambios en el marco regulatorio, y que estos cambios, puedan afectar negativamente las reservas de la Sociedad.

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Medición estándar del flujo futuro de fondos neto Se expone a continuación el flujo futuro de fondos neto estimado de la producción futura de las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo crudo, condensado, líquidos del gas natural y gas natural expuestas precedentemente. Siguiendo los lineamientos del Statement of Financial Accounting Standards N° 69, este flujo de fondos futuro se estimó utilizando precios de venta y costos vigentes al cierre de cada ejercicio, los cuales fueron tomados uniformemente a lo largo de la vida de las reservas, y utilizando un factor de descuento del 10% anual. Los costos futuros de desarrollo y abandono incluyen los costos estimados de perforación de pozos de desarrollo y de instalaciones de explotación más los costos de taponamiento y abandono de pozos. Estos costos futuros de desarrollo fueron estimados teniendo en cuenta evaluaciones efectuadas por la Sociedad y por los operadores de las áreas en donde la Sociedad posee un interés. El impuesto a las ganancias futuro se calculó aplicando las tasas de impuesto vigentes a la fecha de presentación de la presente información suplementaria. Esta medición estándar no pretende, ni debe ser interpretada como una estimación del valor de mercado de las reservas de la Sociedad. Esta información sólo intenta proveer datos estandarizados para ayudar a los usuarios de los estados contables a comparar diferentes compañías y efectuar ciertas proyecciones. Es importante destacar que esta información no incluye, entre otros conceptos, el efecto de futuros cambios en los precios, costos y tasas de impuesto, que de acuerdo con experiencias del pasado es probable que ocurran, de los flujos futuros de fondos de reservas que aún no se categorizan como probadas, de un factor de descuento más representativo del valor del dinero en el tiempo y de los riesgos inherentes a la producción de reservas de petróleo y gas. Estos cambios futuros pueden tener un impacto significativo en el flujo futuro de fondos neto expuesto. Por todas las razones expuestas, ésta información no indica necesariamente la percepción que tiene la Sociedad del flujo descontado futuro de fondos derivado de sus reservas de hidrocarburos.

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Cambios en la medición estándar de flujos futuros de fondos netos descontados El siguiente cuadro refleja los cambios en la medición estándar de flujos futuros de fondos netos descontados para cada uno de los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2005, 2004 y 2003:

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INFORME ESPECIAL SOBRE LA INFORMACION ADICIONAL A LAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES - ART. N° 68 DEL REGLAMENTO DE LA BOLSA DE COMERCIO DE BUENOS AIRES A los Señores Directores de Petrobras Energía Participaciones S.A.: A vuestro pedido, en nuestro carácter de auditores externos de Petrobras Energía Participaciones S.A., emitimos el presente informe sobre la "Información adicional a las notas a los estados contables - Art. N° 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires" al 31 de diciembre de 2005 adjunta. Dicha información, que es responsabilidad del Directorio de la Sociedad y firmada a sólo efecto de su identificación con este informe especial, es presentada por la Sociedad para cumplimentar las normas de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires. Hemos auditado los estados contables de la Sociedad al 31 de diciembre de 2005 sobre los cuales emitimos nuestro informe de fecha 15 de febrero de 2006, al cual nos remitimos y que debe ser leído con este informe conjuntamente. Dicho informe contiene salvedades indeterminadas por incertidumbres sobre la continuidad como empresa en marcha de la sociedad relacionada Compañía de Inversiones de Energía S.A. y el valor recuperable de sus activos no corrientes en el caso de que las premisas utilizadas por la gerencia para elaborar las proyecciones no se concretaran en el futuro. Asimismo, dicho informe contiene una salvedad determinada por no haber descontado los valores nominales de los activos y pasivos por impuesto diferido, lo cual es requerido por las normas contables profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, República Argentina, pero no es permitido por las normas pertinentes de la Comisión Nacional de Valores. Nuestro trabajo sobre la información mencionada en el primer párrafo consistió en verificar que la información contenida en la "Información adicional a las notas a los estados contables - Art. N° 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires" surja de los estados contables al 31 de diciembre de 2005. De las verificaciones efectuadas, cuyo alcance se describe en el párrafo anterior, no han surgido excepciones que mencionar. Buenos Aires, 15 de febrero de 2006




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Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 136 F° 149

-1-


INFORMACION ADICIONAL A LAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES ART. N° 68 DEL REGLAMENTO DE LA

BOLSA DE COMERCIO DE BUENOS AIRES BALANCE GENERAL AL 31 DE DICIEMBRE DE 2005

Cifras expresadas en millones de pesos

-Nota 2.II a los estados contables no consolidados- 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 nota 2 a los estados contables no consolidados. 3) Deudas – Clasificación según su vencimiento

DeudasCorrientes

A vencer

1er. trimestre 28

Total a vencer 28

Total general 28

4) Deudas – Clasificación según los efectos financieros que produce su mantenimiento

DeudasCorrientes

a) En moneda nacional 4

b) En moneda extranjera 24

Total 28

d) Devengan intereses 24

e) No devengan intereses 4

Total 28

No existen saldos sujetos a cláusulas de ajuste.

5) La participación en Petrobras Energía S.A. se expone en Nota 1 a los estados contables no consolidados.

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-2-

El detalle de los saldos acreedores por sociedad se expone en Nota 4 a los estados contables no consolidados y su clasificación por vencimiento y por efectos financieros que su mantenimiento produce es el siguiente:

Saldos acreedores

Corrientesa) A vencer

1er. trimestrePetrobras Energía S.A. 24

Total 1er. trimestre 24

Total general 24

- Clasificación según los efectos financieros que produce su mantenimiento:

Saldos acreedores

Corrientesa) En moneda extranjera:

Petrobras Energía S.A. 24

Total en moneda extranjera 24

Total general 24

b) Devenga intereses:Petrobras Energía S.A. 24

Total que devenga intereses 24

Total general 24

No existen saldos sujetos a cláusulas de ajuste.

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-3-

6) “Información no cubierta por el Informe del Auditor”

No existen ni hubo durante el período créditos por ventas o préstamos a directores, miembros de la Comisión Fiscalizadora y sus parientes hasta el segundo grado inclusive.

7) No existen bienes de cambio de la Sociedad.

8) No existen bienes de cambio de la Sociedad. 9) No existen bienes de uso de la Sociedad revaluados técnicamente. 10) No existen bienes de uso de la Sociedad obsoletos. 11) El objeto social de la Sociedad es inversora por lo cual no se encuentra sujeta al límite fijado por el art. 31 de

la Ley N° 19.550 para poseer participaciones en otras sociedades. 12) No existen bienes de cambio ni bienes de uso de la Sociedad. 13) No existen bienes tangibles de la Sociedad. 14) No existen previsiones a la fecha de cierre de los estados contables de la Sociedad. 15) No existen situaciones contingentes a la fecha de cierre de los estados contables de la Sociedad cuya

probabilidad de ocurrencia no sea remota y cuyos efectos patrimoniales no hayan sido considerados en los estados contables.

16) No existen adelantos irrevocables a cuenta de futuras suscripciones. 17) La Sociedad no tiene emitidas acciones preferidas, consecuentemente no existen dividendos acumulados

impagos. 18) No existen otras restricciones a la distribución de utilidades que la enunciada en Nota 5 a los estados

contables no consolidados. Buenos Aires,

15 de febrero de 2006

JUAN C. CINCOTTA Por Comisión Fiscalizadora Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T°45 F° 71

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