Tecpetrol Internacional S.L.U. Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas al 31 de diciembre de 2011
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Informe de gestIón consolIdado al 31 de dIcIembre de 2011
mIembros del consejo de admInIstracIón
Informe de audItoría de cuentas anuales consolIdadas
cuentas anuales consolIdadas correspondIentes al ejercIcIo de nueve meses InIcIado el 1 de abrIl de 2011 y termInado el 31 de dIcIembre de 2011Balance consolidadoCuenta de resultados consolidadaEstado del resultado global consolidadoEstado consolidado de cambios en el patrimonio netoEstado consolidado de flujos efectivo
Memoria de las cuentas anuales consolidadas
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2627283032
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Contenido
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 3
Informe de gestión consolidado al 31 de diciembre de 2011
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Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 5
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Informe de gestión consolidado al 31 de diciembre de 2011
IntroduccIónTECPETROL INTERNACIONAL, S.L.U es una sociedad inversora para los negocios de energía del Grupo Techint, que posee participaciones en empre-sas de producción, transporte y distri-bución de hidrocarburos en Argentina, Bolivia, Ecuador, México, Perú, Venezuela, Colombia y Estados Unidos de América. La Sociedad está constitui-da y domiciliada en España.La Sociedad por intermedio de sus dependientes, desarrolla, invierte y opera negocios en el mercado energé-tico, a través de la exploración y pro-ducción de petróleo y gas (E&P) y el transporte y distribución de gas (G&P).En poco más de 20 años, ha logrado consolidarse como inversor en ener-gía en Latinoamérica y posicionarse como operador calificado, afianzando su relación con importantes socios internacionales.
conteXto InternacIonalDurante el año 2011 la economía mun-dial continuó exhibiendo un escenario de crecimiento a dos velocidades. Por un lado las economías desarrolladas presentaron serias dificultades para crecer tras la última crisis financiera internacional. Por otra parte, las econo-mías emergentes se mostraron mucho más dinámicas, pero en el transcurso del año comenzaron a presentar signos de fatiga y se espera que en 2012 evi-dencien una menor demanda global.Se destaca el difícil momento econó-mico de los Estados Unidos, que regis-tra la recuperación más débil desde la segunda guerra mundial. La creación de empleo no alcanzó niveles que per-mitieran reducir sensiblemente la tasa de desocupación, sin embargo se evitó volver a caer en una recesión, pero sin mejorar las perspectivas.
En tanto, en Europa la situación eco-nómica presentó un marcado deterioro a lo largo de 2011. Las economías de algunos países presentaron crecientes problemas para hacer frente a su deu-da pública, que aún no han podido ser contenidos por la Unión Europea, el FMI y el Banco Central Europeo. Por su parte, los países de América Latina presentan una gradual desacele-ración y se preparan para enfrentar un contexto internacional mucho menos favorable a partir del agravamiento de la situación en los países desa-rrollados. Las estimaciones del co-mercio mundial del Fondo Monetario Internacional apuntan a una desacele-ración que se mantendría en 2012.Durante el primer semestre de 2011, el dólar continuó su retroceso contra la mayoría de las monedas, para pos-teriormente revertir la tendencia en la segunda mitad del año. Respecto de la demanda de petróleo, el año 2011 mostró una suba genera-lizada en las economías emergentes, menos afectadas por la crisis –con China y resto de Asia a la cabeza-, con-trapuesta a una fuerte baja en las eco-nomías desarrolladas, siendo Estados Unidos y la Unión Europea las de mayor caída. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) indicó que el leve aumento en la demanda de combusti-ble en 2011 respondió a un débil creci-miento económico y a los altos precios de los combustibles.En línea con lo anterior, el petróleo referencia West Texas Intermediate (WTI) presentó un leve descenso desde el cierre del ejercicio anterior, alcan-zando un valor promedio de dólares estadounidenses (“US$”) 99 y 103 por barril, al 31 de diciembre y marzo de 2011, respectivamente. Para 2012, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP)
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estima que la demanda mundial de crudo crecerá más lentamente debido a una frágil economía mundial y a la pro-fundización del declive del consumo en Europa. Por su parte la AIE, estima que la demanda mundial de petróleo de 2012 será menor de lo previsto debido a que la desaceleración económica y los precios altos limitan el consumo.
resultado económIco y sItuacIón fInancIeraTECPETROL INTERNACIONAL S.L.U. y sus dependientes han pre-parado las cuentas anuales conso-lidadas de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) adoptadas para su utilización en la Unión Europea y aprobadas por los Reglamentos de la Comisión Europea y que están
El resultado del ejercicio arrojó una ganancia neta de euros 150,4 millones que representa el 22% sobre los ingre-sos por ventas, mientras que en el ejer-cicio finalizado el 31 de marzo de 2011
vigentes al 31 de diciembre de 2011.Con fecha 3 de octubre de 2011, el Socio Único de la Sociedad resolvió modificar la fecha de cierre de ejercicio del 31 de marzo al 31 de diciembre de cada año. En virtud del cambio mencionado en el párrafo anterior la información con-table incluida en las presentes cuentas anuales consolidadas correspondien-tes al ejercicio de nueve meses ini-ciado el 1 de abril de 2011 y finalizado el 31 de diciembre de 2011 no resulta comparativa con la del ejercicio anual iniciado el 1 de abril de 2010 y finaliza-do el 31 de marzo de 2011.Se exponen a continuación los princi-pales ratios e indicadores financieros de la Sociedad. El análisis se basa y debe ser leído en conjunto con las cuentas anuales consolidadas audita-das al 31 de diciembre de 2011.
el resultado del ejercicio representó un 15% sobre los ingresos por ventas.Los principales indicadores financieros son los siguientes:
Millones de euros
Ingresos por ventas netosGanancia brutaResultado operativoGanancia del ejercicioFlujo de fondos generado por las actividades operativasInversiones en Propiedades, plata y equipo
Al 31 de diciembre de 2011 (9 meses)
682,1
283,1
230,1
150,4
250,8
179,7
Al 31 de marzo de 2011 (12 meses)
546,1
208,0
132,1
81,2
202,3
162,4
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principales riesgos asociados a la actividadLa actividad de la Sociedad se desarrolla en un entorno en el que existen riesgos que pueden afectar a sus operaciones.Los beneficios de la Sociedad son ge-nerados por sus filiales. Las operacio-nes en Latinoamérica están expuestas a diferentes riesgos inherentes a la in-versión en la región. Entre los factores de riesgo se mencionan la importante influencia en la economía por parte de los gobiernos locales, la devaluación o depreciación de las divisas locales, cambios inesperados en los marcos regulatorios y tensiones sociales.La Sociedad dominante ha identifica-do, analizado y controlado los riesgos para tomar decisiones de inversión y operación y así cumplir con su misión de forma satisfactoria.
personal Desde el inicio, Tecpetrol tiene como prioridad consolidar su crecimiento mediante la formación de recursos humanos calificados, comprometidos y con amplia experiencia en los distin-tos negocios en los que opera. La fuer-te inversión en capacitación que distin-gue a la Sociedad y sus dependientes es una clara muestra de compromiso en este sentido.El personal ha participado en distintas actividades de capacitación durante el presente ejercicio, tanto en univer-sidades de prestigio como actividades internas, brindándoles la posibilidad de tomar cursos técnicos específicos y presenciar además eventos llevados a cabo en distintos países.El promedio de personal por categoría ha sido el siguiente:
Personal directivo y gerencial
Resto de plantilla
LiquidezSolvenciaInmovilización de capitalRentabilidad
Mujeres
3
120
123
Total
53
643
696
Hombres
50
526
576
Al 31 de diciembre de 2011
1,38
1,06
0,71
26%
Total
53
639
692
Hombres
50
519
569
Mujeres
3
117
120
Al 31 de marzo de 2011
1,29
1,05
0,73
17%
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diciembre de 2011 Marzo de 2011
relacIones con la comunIdad, ambIente y segurIdad
desarrollo socialLa Sociedad, por intermedio de sus dependientes operativas, colabora ac-tivamente con las comunidades cerca-nas a sus operaciones, contribuyendo con el desarrollo de la población y sus instituciones. Con ese espíritu, realiza y apoya programas de desarrollo social en sectores rurales y urbanos de bajos recursos, comunidades y escuelas veci-nas a sus yacimientos, comprometien-do tanto a su personal como a la pobla-ción de la zona en el desarrollo de sus programas sociales. El Plan de Acción Comunitaria incluye principalmente diversos programas de alimentación, educación, salud, desarrollo sustenta-ble, capacitación laboral y cultural.
protección ambiental y seguridadTanto la Sociedad como sus depen-dientes, tienen como objetivo priori-tario conducir sus operaciones prote-giendo la integridad física del personal y de terceros, logrando al mismo tiempo una adecuada conservación del ambiente. Mediante dicho objetivo se integraron los conceptos de Seguridad, Ambiente y Salud (“SAS”) como valo-res centrales para la gestión.
ambienteEn la actualidad, las dependientes operativas desarrollan diversos pro-gramas para la conservación del am-biente, como la ejecución de estudios ambientales, monitoreos y planes de contingencia, mediante los cuales se analizan los potenciales impactos que puede tener un nuevo proyecto, de manera de llevar adelante una plani-ficación adecuada que permita evitar o minimizar la afectación al ambiente.
También se llevan a cabo otros progra-mas ambientales, como la disposición final adecuada del agua de producción, reinyectando el 100% de este efluente y eliminando de esta manera los ries-gos de contaminación de aguas super-ficiales y subterráneas, la adquisición de sísmica de bajo impacto ambiental, prevención de derrames de petróleo y controles de erosión, entre otros.Otro objetivo prioritario es desarrollar e implementar nuevos sistemas y tec-nologías que prevengan y disminuyan el impacto al ambiente. La dependiente argentina Tecpetrol S.A. fue la primer compañía petrolera en su país en po-ner en marcha una nueva tecnología de tratamiento de barros empetrolados en el área El Tordillo, solucionando un problema histórico que tenían todas las empresas operadoras radicadas en la Patagonia Argentina debido a las limitaciones climáticas.Complementando el esfuerzo de pro-tección y cuidado del ambiente, se de-sarrollaron actividades de revegetación y reforestación con especies nativas en las diversas operaciones en Argentina, Perú, Ecuador y Colombia. Además, se mejoró la gestión de re-siduos sólidos y líquidos, en especial en las áreas El Tordillo, Los Bastos y Agua Salada en Argentina. Por otro lado, también en Argentina, se lanza-ron las actividades de bioremediación de suelos en las áreas El Tordillo y Agua Salada y las obras de control de erosión continuaron en las áreas de Argentina, Perú y Ecuador.En mayo de 2011, el organismo certi-ficador independiente Bureau Veritas realizó una auditoría externa del sis-tema de gestión ambiental del campo Bermejo (Ecuador), manteniéndose la certificación de la ISO 14001 y a partir de la cual se obtuvo la licencia ambiental para la construcción de la
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vía, plataforma y perforación del pozo Bermejo Este X-1. En Colombia, se iniciaron los trámites de licenciamiento ambiental del pro-yecto de perforación exploratoria en los distintos bloques (CPO-6, CPO-7A, CPO-7B y CPO-13), obteniendo a la fecha las licencias ambientales para los tres primeros.
seguridadLos principales elementos para la implementación de la política de seguridad son el liderazgo y com-promiso, la seguridad integrada, audi-torías, programas de prevención, in-vestigación de accidentes e incidentes, administración de riesgos, planes de mejora e iniciativas de seguridad y manejo de los cambios.Los resultados obtenidos se monito-rean a través de los índices de segu-ridad comparados con los objetivos propuestos. En particular, la acción se orientó a controlar la efectiva aplica-ción de sus principales elementos a través de un programa denominado Tablero de Control SAS (STOP, audito-rías, reportes de incidentes). En el informe de Bureau Veritas antes mencionado, se destacó que las acciones en temas de seguridad y ambiente continuaban siendo efica-ces, habilitando a Tecpecuador a man-tener por tres años más la certificación ISO 14001, lograda por primera vez en abril de 2005.
reservas de HIdrocarburos (e&p)Por reservas se entiende a los volú-menes de petróleo y gas (expresados en m3 equivalentes de petróleo) que originan o están asociados a algún ingreso económico, en las áreas don-de las dependientes operan o tienen
participaciones (directas o indirectas) y sobre los cuales se poseen derechos para su explotación, incluyendo los volúmenes de hidrocarburos relaciona-dos con aquellos contratos de servicios en los cuales las sociedades no tienen propiedad sobre las reservas ni sobre los hidrocarburos extraídos y las que se estiman serán producidas para el con-tratante bajo los contratos de obras.El procedimiento de cálculo de las reservas es un proceso subjetivo de estimación de petróleo crudo y gas natural a ser recuperado del subsuelo, que involucra cierto grado de incertidumbre. Las reservas probadas (desarrolladas y no desarrolladas) de hidrocarburos estimadas al 31 de diciembre de 2011 ascienden a:
Petróleomillones de metros cúbicos 13
Gas miles de millones de metros cúbicos 34
Las reservas expuestas precedente-mente están constituidas por las reservas probadas, susceptibles de ser extraídas, a las cuales no se le han deducido las regalías corres-pondientes y fueron preparadas por personal técnico de la Sociedad basándose en las condiciones tecnoló-gicas y económicas vigentes al 30 de junio de 2011, considerando la evalua-ción económica, dentro del período de vigencia de los respectivos contra-tos o concesiones.
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proyectos y perspectIvas
argentinaEn el área El Tordillo, se continuará con la campaña de perforación, que incluye la realización de reparaciones primarias y secundarias, trabajando con diversos equipos de workover y se continuará con el proyecto de recuperación tercia-ria mediante la inyección de polímeros. En instalaciones de producción, las principales inversiones se focalizarán en el plan de ataque a la corrosión, que incluye el revestimiento de oleoductos; en la compra y adecuación de equipos de bombeo y en tareas ambientales.En las áreas de la cuenca neuquina se continuará con la campaña de perfora-ción, que incluirá pozos exploratorios enmarcados en el programa Gas Plus. Por otro lado, se prevé también la cons-trucción de obras de infraestructura en Los Bastos y Agua Salada, entre ellas ductos y tanques de almacenamiento, para ampliar la capacidad de transporte y procesamiento de hidrocarburos.
GAs (en MM3/díA)
Transportadora de Gas del Norte S.A.
Litoral Gas S.A.
Transportadora de Gas del Mercosur S.A.
Porcentaje de utilización
97,4%
95,6%
-
Transporte diario en Mm3
53.005
7.587
-
Capacidad total de transporte diario en Mm3
54.400
7.936
2.800
En Río Atuel continuarán los trabajos exploratorios en curso, incluyendo la perforación de pozos de acuerdo a los compromisos asumidos con la provin-cia de Mendoza. Se continuarán con las tratativas con las provincias por las extensiones de las áreas El Tordillo y Aguaragüe.Con respecto a la comercialización de hidrocarburos en Argentina, se estima que las ventas continuarán desarro-llándose como en ejercicios anteriores.
perúLuego de la adjudicación en noviembre de 2010 del Bloque 174, en la Cuenca de Ucayali, el 23 de septiembre de 2011, se firmó el contrato de explo-ración y explotación del área, por el cual la dependiente Tecpetrol Lote 174 SAC, en caso de descubrimiento co-mercial, tiene el derecho de propiedad sobre los hidrocarburos extraídos y Perupetro S.A. ejercerá la supervisión del cumplimiento del contrato. El Bloque 174 tiene una extensión de
capacIdad de transporte de gas (g&p)Se detalla la capacidad de transporte de gas de las compañías asociadas:
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aproximadamente 264 mil hectáreas y posee muy buenas expectativas de descubrimientos de hidrocarburos. Tecpetrol Lote 174 SAC tiene un plazo de 7 años para la fase de exploración, 30 años para la de explotación en caso de descubrir petróleo y 40 años en caso de que el descubrimiento sea de gas natural y líquidos asociados. El compromiso asumido para los prime-ros años incluye el reprocesamiento de la información sísmica existente en la zona y la registración de 150 km de sísmica 2D, o bien tareas exploratorias por una determinada cantidad de uni-dades de trabajos de exploración. Este contrato representa diversos desafíos logísticos, comunitarios, ambientales y geológicos en medio de la amazonia peruana, que la vez repre-sentarán muchas oportunidades para seguir creciendo en presencia y expe-riencia en el país. Adicionalmente, se prevé continuar con las operaciones en Camisea en el Bloque 88 (San Martín y Cashiriari), como así también en el Bloque 56 (Pagoreni y Mipaya), desde el que se abastece el 100% de la demanda de Perú LNG S.R.L. (“PLNG”) -620 MMscf/d (millones de pies cúbicos dia-rios)- a partir del comienzo de sus ope-raciones comerciales en junio de 2010.
méxicoDurante el año 2011 se desarrolló la campaña de inversiones en el área Bloque Misión con un equipo de perfo-ración. La estrategia planteada busca un equilibrio entre el desarrollo de los campos existentes y la búsqueda de nuevas reservas a través de los proyec-tos exploratorios, los cuales permiten reforzar la posibilidad de futuros de-sarrollos en el bloque. Adicionalmente se prevé continuar durante 2012 con la campaña de perforación con un equipo
y con la construcción de las instalacio-nes en los campos Santa Anita, Cali y Trapiche, así como la construcción de nuevas instalaciones en función al resultado de los pozos exploratorios. En cuanto a la producción, se logra-ron incrementos superiores al 250% de gas y al 900% de líquidos desde el inicio del contrato. A nivel de negocio, de 2004 a 2011 se invirtieron más de US$580 millones, lo que representa aproximadamente un 400% por enci-ma del compromiso mínimo de inver-sión para los primeros ocho años.Bajo el contrato del laboratorio de desarrollo tecnológico en el campo Coyotes (México), firmado entre la dependiente Burgos Oil Services S.A. de C.V. (“BOS”) y PEMEX Exploración y Producción (PEP), BOS finalizó y presentó a PEP la primer etapa de los estudios de geociencias y producción, así como el plan de explotación, los cuales servirán de base para determi-nar y establecer el desarrollo futuro del campo Coyotes. Por otro lado, se realizaron varias intervenciones de pozo y se prevé continuar con la cam-paña durante el resto de 2012. Al final del plazo contractual, en diciembre de 2012, se espera migrar el contrato del laboratorio a un nuevo contrato por un plazo más prolongado.Adicionalmente, durante 2011 finalizó con éxito la primera perforación y ter-minación de un pozo horizontal multi-fracturado, lo que representó un gran reto desde el punto de vista técnico y operativo, al ser el primero en campo Coyotes. El objetivo de este diseño era contactar una mayor área del reservo-rio, alcanzando a más de una forma-ción, mejorando así la relación entre inversión y producción. La técnica in-troducida por la dependiente BOS con este proyecto de perforación horizontal multifracturada es muy utilizada en
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Estados Unidos para el desarrollo de pozos de “shale gas”, que extraen gas de terrenos arcillosos. En este caso, se utilizó un sistema similar pero para la producción de petróleo. Actualmente se está analizando la posibilidad de continuar con la campaña de perfora-ción de otros pozos horizontales en el campo Coyotes. Uno de los principales objetivos -generar valor para PEP- se alcanza desde la introducción de mejo-res prácticas operativas. La perforación y terminación exitosa de estos pozos será una muestra de la consolidación de este proceso.
estados unidosLuego de la adquisición de Tecpetrol Corporation en marzo de 2010, en el año 2011 continúa el período de conso-lidación de las operaciones en Estados Unidos. Dentro de este contexto, Tecpetrol Corporation ha continuado con el proceso de optimización de sus operaciones y se adquirieron nuevas participaciones en algunos campos del área Ann Mag y derechos de exploración y eventual explotación en otros campos.
colombiaEl Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial otorgó a Tecpetrol Colombia S.A.S. las licencias ambien-tales de los bloques exploratorios CPO-6, CPO-7A y 7B, autorizando el inicio de la perforación en los mismos. Comenzó entonces la campaña de perforación de pozos exploratorios en una zona de más de 164 y 180 mil hectáreas (bloques CPO-6 y CPO-7A, respectivamente) que se extenderá en 2012, cumpliendo así con el compromi-so contractual de la fase 1. Se espera la aprobación de la licencia pendiente correspondiente al Bloque CPO-13, para completar la campaña de perforación. Por otro lado, desde
el Bloque CPO-13 se llegó a un acuer-do para comenzar con los trabajos de sísmica dentro del Resguardo El Tigre, la cual comenzó a registrarse en diciem-bre de 2011. Esto implica que se suma-rán otros 200 km a los más de 2.000 km de sísmica registrados en 2010, en una zona de alto interés exploratorio.
ecuadorEn febrero de 2011 se suscribió el contrato modificatorio entre el Estado ecuatoriano por intermedio de la Secretaría de Hidrocarburos y la de-pendiente Tecpecuador S.A., mediante el cual se adoptó el modelo de presta-ción de servicios para exploración y ex-plotación de hidrocarburos, de confor-midad con la Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos y Ley de Régimen Tributario Interno. Dicho contrato tiene vigencia hasta el 30 de julio de 2019.La renegociación mencionada estipuló también la exploración de la cuenca pre-cretácica. Se trata de un objetivo de alto riesgo, ya que no hay antece-dentes de la existencia de sistemas petroleros en esos niveles. El 31 de enero de 2012 se firmaron dos contratos con la empresa es-tatal de petróleos del Ecuador EP PETROECUADOR para la provisión de servicios específicos integrados con fi-nanciamiento de Tecpetrol, para la ejecu-ción de actividades de optimización de la producción, recuperación mejorada, exploración y asesoramiento en la opti-mización de costos operativos variables.Dichos contratos son por los campos Libertador-Atacapi y Shushufindi-Aguarico y Tecpetrol será el operador en el primero de ellos. Los convenios tendrán una duración de 15 años y prevén inversiones de 1.300 millones de dólares, en el caso de Shushufindi, y de 385 millones de dólares en el de Libertador.
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Con estas adjudicaciones y con-templando el contrato existente por Bermejo, Tecpetrol participará a través de sus servicios, de aproximadamente el 15% de la producción total de hidro-carburos de Ecuador.
boliviaDurante 2011 se descubrieron re-servas de gas en la formación Huamampampa, en el Bloque Aquío, en la cual la dependiente Tecpetrol de Bolivia S.A. participa en un 20%. Aún queda un potencial exploratorio en reservorios más profundos (formacio-nes Icla y Santa Rosa) que será investi-gado por Tecpetrol de Bolivia S.A. y sus socios. A partir del año 2015 se estima un caudal de 6,5 MMm3 por día.
Tecpetrol continuará examinando las alternativas de nuevos negocios en los países que actualmente opera y en otros países, que le permitan el cum-plimiento de su estrategia de consoli-dación y crecimiento.
El Directorio agradece al personal por la dedicación y logros producidos durante el ejercicio.
HecHos posterIoresCon posterioridad al 31 de diciembre de 2011, no se han producido hechos, situaciones o circunstancias que no sean los de público conocimiento a los mencionadas en la Nota 36 de las cuentas anuales consolidadas que afecten o puedan afectar significativa-mente la situación patrimonial, econó-mica o financiera de la Sociedad.
otra InformacIónLa Sociedad no posee participaciones propias.La Sociedad no ha incurrido en Gastos de Investigación y Desarrollo durante el ejercicio.Los principales riesgos financieros y los procedimientos para su gestión se desglosan en la Nota 4 de la memo-ria adjunta.Las políticas de medioambiente son mencionadas en la Nota 2.20 de la memoria adjunta.
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Miembros del Consejo de Administración
presIdenteEduardo A. Ottino
secretarIoJohn Edward Kiddell
consejeroMauro Leone Adolfo Rezzonico
consejeroGonzalo De Benito Fernández
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INFORME DE AUDITORÍA DE CUENTAS ANUALES CONSOLIDADAS
Al Socio Único de Tecpetrol Internacional, S.L. (Sociedad Unipersonal)
Hemos auditado las cuentas anuales consolidadas de Tecpetrol Internacional, S.L. (Sociedad Unipersonal) (la Sociedad dominante) y sociedades dependientes (el Grupo) que comprenden el balance consolidado al 31 de diciembre de 2011, la cuenta de resultados consolidada, el estado de resultados global consolidado, el estado consolidado de cambios en el patrimonio neto, el estado consolidado de flujos de efectivo y la memoria consolidada correspondientes al ejercicio de nueve meses terminado en dicha fecha. Como se indica en la nota 2.1 de la memoria consolidada adjunta, los Administradores son responsables de la formulación de las cuentas anuales consolidadas del Grupo, de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera, adoptadas por la Unión Europea, y demás disposiciones del marco normativo de información financiera aplicable al Grupo. Nuestra responsabilidad es expresar una opinión sobre las citadas cuentas anuales consolidadas en su conjunto, basada en el trabajo realizado de acuerdo con la normativa reguladora de la actividad de auditoría de cuentas vigente en España, que requiere el examen, mediante la realización de pruebas selectivas, de la evidencia justificativa de las cuentas anuales consolidadas y la evaluación de si su presentación, los principios y criterios contables utilizados y las estimaciones realizadas están de acuerdo con el marco normativo de información financiera que resulta de aplicación.
En nuestra opinión, las cuentas anuales consolidadas del ejercicio 2011 adjuntas expresan, en todos los aspectos significativos, la imagen fiel del patrimonio consolidado y de la situación financiera consolidada de Tecpetrol Internacional, S.L. (Sociedad Unipersonal) y sociedades dependientes al 31 de diciembre de 2011 así como de los resultados consolidados de sus operaciones y de los flujos de efectivo consolidados correspondientes al ejercicio de nueve meses terminado en dicha fecha de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera, adoptadas por la Unión Europea, y demás disposiciones del marco normativo de información financiera que resultan de aplicación.
El informe de gestión consolidado adjunto del ejercicio 2011 contiene las explicaciones que los Administradores de Tecpetrol Internacional, S.L. (Sociedad Unipersonal) consideran oportunas sobre la situación del Grupo, la evolución de sus negocios y sobre otros asuntos y no forma parte integrante de las cuentas anuales consolidadas. Hemos verificado que la información contable que contiene el citado informe de gestión consolidado concuerda con la de las cuentas anuales consolidadas del ejercicio 2011. Nuestro trabajo como auditores se limita a la verificación del informe de gestión consolidado con el alcance mencionado en este mismo párrafo y no incluye la revisión de información distinta de la obtenida a partir de los registros contables de Tecpetrol Internacional, S.L. (Sociedad Unipersonal) y sociedades dependientes.
PricewaterhouseCoopers Auditores, S.L.
Fernando ChamosaSocio - Auditor de Cuentas
17 de abril de 2012
PricewaterhouseCoopers Auditores, S.L., Torre PwC, Pº de la Castellana 259 B, 28046 Madrid, España Tel.: +34 915 684 400 / +34 902 021 111, Fax: +34 913 083 566, www.pwc.com/es
R. M. Madrid, hoja 87.250-1, folio 75, tomo 9.267, libro 8.054, sección 3ª Inscrita en el R.O.A.C. con el número S0242 - CIF: B-79 031290
Cuentas anuales consolidadas correspondientes al ejercicio de nueve meses iniciado el 1 de abril de 2011 y terminado el 31 de diciembre de 2011
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Contenido
balance consolidadocuenta de resultados consolidadaestado del resultado global consolidadoestado consolidado de cambios en el patrimonio netoestado consolidado de flujos de efectivo
memoria de las cuentas anuales consolidadas1. Información general2. resumen de las principales políticas contables2.1. Bases de preparación2.2. Principios de consolidación 2.3. Conversión de transacciones en moneda extranjera 2.4. Inmovilizado material 2.5. Activos intangibles2.6. Existencias2.7. Clientes y otros créditos2.8. Efectivo y equivalentes de efectivo2.9. Patrimonio neto2.10. Deudas bancarias y financieras2.11. Impuesto sobre los beneficios2.12. Planes de beneficio al personal2.13. Participación de los trabajadores en las utilidades establecidas por ley2.14. Provisiones2.15. Proveedores y otras deudas2.16. Reconocimiento de ingresos2.17. Coste de venta 2.18. Instrumentos financieros2.19. Instrumentos financieros derivados y contabilidad de cobertura2.20. Seguridad, medio ambiente y salud ocupacional3. nuevas normas contables4. gestión del riesgo financiero4.1. Factores de riesgo financiero 4.2. Instrumentos financieros por categoría4.3. Estimación del valor razonable5. estimaciones y criterios contables críticos6. costes operativos7. gastos de comercialización8. gastos de administración 9. costes laborales10. otros resultados operativos11. Ingresos y gastos financieros12. Impuesto sobre los beneficios13. Inmovilizado material14. activos intangibles15. Inversiones en compañías asociadas
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16. deterioro de activos de largo plazo – inmovilizado material17. activos financieros disponibles para la venta18. existencias 19. otras cuentas por cobrar y anticipos20. clientes 21. efectivo y equivalentes de efectivo22. otras reservas atribuibles a los socios23. deudas bancarias y financieras 24. planes de beneficios al personal25. provisiones26. proveedores y otras deudas27. Impuestos sobre los beneficios diferidos28. Instrumentos financieros derivados29. contingencias30. situación en compañías asociadas transportadora de gas del norte s.a. y transportadora de gas del mercosur s.a.31. principales compromisos, garantías y restricciones32. saldos y operaciones con partes relacionadas33. principales dependientes, entidades bajo control conjunto y negocios conjuntos 34. Honorarios de auditoría35. remuneración de los miembros del consejo de administración36. Hechos posteriores
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ACTiVoActivo no corrienteInmovilizado materialActivos intangiblesInversiones en compañías asociadasActivos financieros disponibles para la venta Activo por impuesto diferidoOtros activos financieros a valor razonable con cambios en resultadosInstrumentos financieros derivadosOtros cuentas por cobrar y anticiposClientesTotal del activo no corriente
Activo corrienteExistenciasOtros cuentas por cobrar y anticiposCrédito por Impuesto a las gananciasClientesInstrumentos financieros derivadosEfectivo y equivalentes de efectivoTotal del activo corrienteTotal del activo
PAsiVoPATriMonio neToCapital y reservas atribuibles a los sociosCapital socialPrima de emisiónReserva legalDiferencia de conversión acumulada y reserva de revalorizaciónResultados acumulados, reservas voluntarias y otras reservasTotal del patrimonio neto atribuible a los socios de la sociedadParticipación no controlantesTotal del patrimonio neto
Pasivo no corrienteDeudas bancarias y financierasPasivo por impuesto diferidoPlanes de beneficio por retiro y otrosProvisiones Proveedores y otras deudasTotal del pasivo no corriente
Pasivo corrienteDeudas bancarias y financierasProvisiones Deuda corriente por impuesto a las gananciasProveedores y otras deudasTotal del pasivo corrienteTotal del pasivoTotal del patrimonio neto y del pasivo
31 de
diciembre
de 2011
698.109.097
9.546.830
28.240.947
48.767.386
12.936.046
8.228.841
5.893.343
13.261.155
34.761.163
859.744.808
31.166.783
36.648.998
4.055.041
94.774.044
3.916.208
174.269.250
344.830.324
1.204.575.132
12.770.000
233.831.372
2.554.000
(53.880.546)
419.466.431
614.741.257
5.794.716
620.535.973
212.547.654
56.732.943
13.404.239
41.550.777
9.515.723
333.751.336
85.851.998
9.041.880
26.673.513
128.720.432
250.287.823
584.039.159
1.204.575.132
notas
13
14
15
17
27
28
19
20
18
19
20
28
21
2.9
2.9
2.9
23
27
24
25
26
23
25
26
31 de
marzo
de 2011
591.599.711
9.244.606
29.204.340
47.370.339
8.826.251
7.098.093
1.393.498
6.517.402
32.865.418
734.119.658
15.247.068
40.035.740
300.571
97.919.962
926.222
123.817.390
278.246.953
1.012.366.611
12.770.000
233.831.372
2.554.000
(78.852.862)
340.501.812
510.804.322
7.303.598
518.107.920
174.806.171
53.196.569
10.565.854
32.313.135
7.866.786
278.748.515
71.854.030
7.686.351
20.971.276
114.998.519
215.510.176
494.258.691
1.012.366.611
(Valores expresados en euros, salvo indicación en contrario)
Balance consolidado
Las notas 1 a 36 que se acompañan forman parte integrante de estas cuentas anuales consolidadas.
26
Ingresos por ventas netosCostes operativosGanancia brutaGastos de comercializaciónGastos de administraciónCostes de exploraciónOtros ingresos operativosOtros egresos operativosresultado operativoIntereses ganados Intereses perdidosOtros resultados financieros, netosResultado de inversiones en sociedades asociadasresultado antes del impuesto a los beneficiosImpuesto sobre los beneficiosGanancia del ejercicio
Atribuible a:Socios de la SociedadParticipación no controlante
31 de
diciembre
de 2011
(9 meses) (*)
682.105.701
(398.989.675)
283.116.026
(9.961.725)
(40.145.790)
(2.167.355)
4.747.740
(5.509.604)
230.079.292
3.080.838
(10.834.586)
(5.340.957)
615.884
217.600.471
(67.210.915)
150.389.556
149.944.619
444.937
notas
6
7
8
10
10
11
11
11
15
12
31 de
marzo
de 2011
(12 meses)
546.067.785
(338.067.300)
208.000.485
(7.073.758)
(41.229.262)
(20.874.377)
848.293
(7.582.779)
132.088.602
2.975.210
(10.245.927)
1.150.719
2.036.678
128.005.282
(46.773.915)
81.231.367
81.175.591
55.776
(Valores expresados en euros, salvo indicación en contrario)
(*) Ver Nota 1.
Las notas 1 a 36 que se acompañan forman parte integrante de estas cuentas anuales consolidadas.
Cuenta de resultados consolidada
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 27
Ganancia del ejerciciootros resultados integrales:Diferencias por conversión monetariaVariación en el valor razonable de activos financieros disponibles para la venta
Cambios en los valores razonables de los derivados mantenidos como flujos de cobertura
Impuesto sobre los beneficios relativo a componente de otros resultados integrales (**)
otros resultados integrales neto de impuestoTotal de resultados integrales del ejercicio
Atribuible a:Socios de la SociedadParticipación no controlante
31 de
diciembre
de 2011
(9 meses) (*)
150.389.556
18.171.343
(163.291)
7.320.996
17.983
25.347.031
175.736.587
174.916.935
819.652
notas
17
31 de
marzo
de 2011
(12 meses)
81.231.367
947.396
1.467.040
2.089.569
1.344
4.505.349
85.736.716
86.725.946
(989.230)
(Valores expresados en euros, salvo indicación en contrario)
(*) Ver Nota 1.
(**) Relacionados con la variación en el valor razonable de los activos financieros disponibles para la venta.
Las notas 1 a 36 que se acompañan forman parte integrante de estas cuentas anuales consolidadas.
estado del resultado global consolidado
28
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 29
reserva
legal
2.554.000
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2.554.000
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2.554.000
Prima
de emisión
233.831.372
-
-
-
-
-
-
-
-
-
233.831.372
-
-
-
-
-
-
-
-
-
233.831.372
Capital
social
12.770.000
-
-
-
-
-
-
-
-
-
12.770.000
-
-
-
-
-
-
-
-
-
12.770.000
saldos al 31 de marzo de 2010
resultados integralesGanancia del ejercicio
otros resultados integralesDiferencias por conversión monetaria (Nota 17)Valor razonable de activos financieros disponibles para la venta (Nota 17)
Valores razonables de los derivados mantenidos como flujos de cobertura (Nota 17)
Impuesto sobre los beneficios relativo a componentes de otros resultados integrales
otros resultados integrales totalTotal resultados integrales del ejercicio
Transacciones con propietariosDistribución del resultado (Nota 18)Dividendos pagados en efectivo (Nota 18)Total transacciones con propietarios
saldos al 31 de marzo de 2011
resultados integralesGanancia del ejercicio
otros resultados integralesDiferencias por conversión monetaria (Nota 17)Valor razonable de activos financieros disponibles para la venta (Nota 17)
Valores razonables de los derivados mantenidos como flujos de cobertura (Nota 17)
Impuesto sobre los beneficios relativo a componentes de otros resultados integrales
otros resultados integrales totalTotal resultados integrales del ejercicio
Transacciones con propietariosDistribución del resultado (Nota 22)Dividendos pagados en efectivo (Nota 22)Total transacciones con propietarios
saldos al 31 de diciembre de 2011
(Valores expresados en dólares estadounidenses, salvo indicación en contrario)
Las notas 1 a 36 que se acompañan forman parte integrante de estas cuentas anuales consolidadas.
estado consolidado de cambios en el patrimonio neto
30
reservas
voluntarias
522.567
-
-
-
-
-
-
12.257.996
-
12.257.996
12.780.563
-
-
-
-
-
-
58.721.284
(70.980.000)
(12.258.716)
521.847
Atribuible a los accionistas de la sociedad
saldos al 31 de marzo de 2010
resultados integralesGanancia del ejercicio
otros resultados integralesDiferencias por conversión monetaria (Nota 17)Valor razonable de activos financieros disponibles para la venta (Nota 17)
Valores razonables de los derivados mantenidos como flujos de cobertura (Nota 17)
Impuesto sobre los beneficios relativo a componentes de otros resultados integrales
otros resultados integrales totalTotal resultados integrales del ejercicio
Transacciones con propietariosDistribución del resultado (Nota 18)Dividendos pagados en efectivo (Nota 18)Total transacciones con propietarios
saldos al 31 de marzo de 2011
resultados integralesGanancia del ejercicio
otros resultados integralesDiferencias por conversión monetaria (Nota 17)Valor razonable de activos financieros disponibles para la venta (Nota 17)
Valores razonables de los derivados mantenidos como flujos de cobertura (Nota 17)
Impuesto sobre los beneficios relativo a componentes de otros resultados integrales
otros resultados integrales totalTotal resultados integrales del ejercicio
Transacciones con propietariosDistribución del resultado (Nota 22)Dividendos pagados en efectivo (Nota 22)Total transacciones con propietarios
saldos al 31 de diciembre de 2011
Total
patrimonio
neto
433.348.369
81.231.367
947.396
1.467.040
2.089.569
1.344
4.505.349
85.736.716
-
(977.165)
(977.165)
518.107.920
150.389.556
18.171.343
(163.291)
7.320.996
17.983
25.347.031
175.736.587
-
(73.308.534)
(73.308.534)
620.535.973
Participación
no
controlante
9.269.993
55.776
(1.045.006)
-
-
-
(1.045.006)
(989.230)
-
(977.165)
(977.165)
7.303.598
444.937
374.715
-
-
-
374.715
819.652
(2.328.534)
(2.328.534)
5.794.716
resultados
acumulados
281.969.354
81.175.591
-
-
-
-
81.175.591
(37.986.892)
-
(37.986.892)
325.158.053
149.944.619
-
-
-
-
149.944.619
(58.721.284)
-
(58.721.284)
416.381.388
dividendos
a cuenta
(25.728.896)
-
-
-
-
-
-
25.728.896
-
25.728.896
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
otras
reservas
2.563.196
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2.563.196
-
-
-
-
-
-
-
-
2.563.196
reserva
de
revalori zación
16.110.444
-
-
1.467.040
2.089.569
1.344
3.557.953
3.557.953
-
-
-
19.668.397
-
-
(163.291)
7.320.996
17.983
7.175.688
7.175.688
-
-
26.844.085
diferencias
de
conversión
acumuladas
(100.513.661)
-
1.992.402
-
-
1.992.402
1.992.402
-
-
-
(98.521.259)
-
17.796.628
-
-
17.796.628
17.796.628
-
-
(80.724.631)
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 31
ACTiVidAdes de eXPloTACiÓnGanancia del ejercicioAjustes por:Depreciación y desvalorización de inmovilizado materialImpuesto sobre los beneficios corriente y diferidoResultado de venta de inmovilizado materialProvisiones Resultado por inversiones en sociedades asociadasResultado de planes de beneficio por retiro y otrosResultado de instrumentos financieros derivadosPrevision para créditos incobrables
Variación en activos y pasivos operativos:Variación de clientes y otras cuentas a cobrarVariación de existenciasVariación de proveedores y otras deudasVariaciónde activos financieros disponibles para la ventaVariación activos con cambios en resultadosVariación de instrumentos financieros derivadosVariación de planes de beneficio por retiroVariación de deuda corriente por impuesto a las gananciasOtras - incluyendo diferencias por conversión monetariaPago de impuesto sobre los beneficiosefectivo generado por actividades de explotación
ACTiVidAdes de inVersiÓnAumento de inmovilizado materialDisposiciones de inmovilizado materialVariación de otros activosIngreso por venta de inmovilizado materialDividendos cobradosefectivo aplicado a actividades de inversión
ACTiVidAdes de FinAnCiACiÓnToma de préstamosCancelación de préstamosPago de dividendos a participación no controlantePago de dividendos a socios de la Sociedadefectivo aplicado a actividades de financiación
Aumento en el efectivo y equivalentes de efectivo
Variación en el efectivo y equivalentes de efectivoEfectivo y equivalentes de efectivo menos descubiertos al inicio del ejercicioDiferencia de conversión monetariaAumento en el efectivo y equivalentes de efectivo
Efectivo y equivalentes de efectivo menos descubiertos al cierre del ejercicio
31 de
diciembre
de 2011
(9 meses) (*)
150.389.556
89.876.871
67.210.915
(832.655)
7.372.613
(615.884)
2.843.654
(138.922)
4.392.850
(4.310.695)
(15.158.426)
11.104.749
(344.749)
(887.902)
161.794
(439.878)
(17.090.416)
4.317.713
(47.008.499)
250.842.689
(179.667.360)
3.364.987
-
(769.438)
1.690.122
(175.381.689)
120.924.188
(73.577.778)
(2.328.534)
(70.980.000)
(25.962.124)
49.498.876
117.864.782
4.810.318
49.498.876
172.173.976
notas
13
12
15
24
13
21
21
31 de
marzo
de 2011
(12 meses)
81.231.367
71.791.558
46.773.915
(89.619)
718.041
(2.036.678)
4.038.618
(230.151)
-
(12.043.408)
2.588.345
50.175.379
(683.575)
(1.381.351)
(408.795)
(416.494)
2.562.879
39.804
(40.334.429)
202.295.406
(162.398.456)
17.541.706
150.775
(870.884)
2.427.427
(143.149.432)
107.713.467
(117.211.866)
(977.165)
-
(10.475.564)
48.670.410
70.547.954
(1.353.582)
48.670.410
117.864.782
(Valores expresados en euros, salvo indicación en contrario)
(*) Ver Nota 1. Las notas 1 a 36 que se acompañan forman parte integrante de estas cuentas anuales consolidadas.
estado consolidado de flujos de efectivo
32
1. InformacIón generalTecpetrol Internacional, S.L.U. (“la Sociedad”) y sus sociedades dependien-tes, se dedican principalmente a la explo-ración, desarrollo, producción, transporte y venta de hidrocarburos en diversos paí-ses de América. La referencia en las cuen-tas anuales consolidadas a “Tecpetrol”, incluye a Tecpetrol Internacional, S.L.U. y sus sociedades dependientes.Tecpetrol Internacional S.L.U. está constituida y domiciliada en España. Su domicilio legal es Calle García de Paredes 94, 1°A, 28010, Madrid, España. Se encuentra inscripta en el Registro Mercantil de Madrid, en la hoja M-362494, folio 31 sección 8 del tomo 20.485 de Sociedades. Los principios aplicados en la elabo-ración de las cuentas anuales conso-lidadas de la Sociedad, así como el perímetro de consolidación se detallan en la Nota 2.1 y 2.2. Con fecha 3 de octubre de 2011, el Socio Único de la Sociedad resolvió modificar la fecha de cierre de ejercicio del 31 de marzo al 31 de diciembre de cada año. En virtud del cambio mencionado en el párrafo anterior la información contable incluida en las presentes cuentas anuales consolidadas corres-pondientes al ejercicio de nueve meses iniciado el 1 de abril de 2011 y fina-lizado el 31 de diciembre de 2011 no resulta comparativa con la del ejercicio anual iniciado el 1 de abril de 2010 y finalizado el 31 de marzo de 2011.La Sociedad es controlada por Tecpetrol International S.A., constituida en Uruguay, que posee el 100% de las parti-cipaciones de la Sociedad (ver Nota 32).
2. resumen de las prIncIpales polítIcas contablesA continuación se detallan las principa-les políticas contables utilizadas para la
preparación de estas cuentas anuales consolidadas. Estas políticas se han aplicado uniformemente a todos los ejercicios que se presentan.
2.1. bases de preparaciónLas cuentas anuales consolidadas de la Sociedad al 31 de diciembre de 2011 se han preparado de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera adoptadas para su utilización en la Unión Europea (NIIF-UE) y aprobadas por los Reglamentos de la Comisión Europea, que están vigentes al 31 de diciembre de 2011. Estas cuentas anuales consolidadas han sido formuladas por el Consejo de Administración el 15 de marzo de 2012. Los administradores presentarán estas cuentas anuales consolidadas ante el Socio Único y se espera que las mis-mas sean aprobadas sin cambios. Las cuentas anuales consolidadas se han preparado bajo el enfoque del coste histórico, modificado en aque-llos casos establecidos por las propias NIIF-UE por la revaluación de activos y pasivos financieros a valor razonable, por la valuación de los inventarios y los planes de beneficios al personal.Ciertas reclasificaciones en los com-parativos han sido efectuadas con el objeto de uniformar la presentación con la del presente ejercicio.La preparación de cuentas anuales consolidadas con arreglo a las NIIF-UE exige el uso de ciertas estimaciones contables críticas. También exige a la Dirección que ejerza su juicio en el proceso de aplicar las políticas conta-bles de Tecpetrol. En la Nota 5 se reve-lan las áreas que implican un mayor grado de juicio o complejidad, o las áreas donde las hipótesis y estimacio-nes son significativas para las cuentas anuales consolidadas.
Memoria de las cuentas anuales consolidadas
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 33
2.2. principios de consolidación(a) dependientesDependientes son todas las entidades sobre las cuales Tecpetrol posee control, como consecuencia de su facultad para determinar las políticas contables y operativas, que general-mente se acompañan con una tenencia superior a mitad de los derechos de voto. Las dependientes se consolidan a partir de la fecha en la cual Tecpetrol adquiere control y se dejan de consoli-dar a partir de la fecha en que el control cesa. Tecpetrol utiliza el método de la com-pra para registrar las adquisiciones de dependientes. El coste de la adqui-sición es determinado como el valor razonable de los activos adquiridos, instrumentos de capital emitidos y deudas asumidas a la fecha de la adquisición. Los costes directamente atribuibles a la adquisición se imputan en resultados en el momento que se incurren. Los activos identificables adquiridos, las deudas y los pasivos contingentes asumidos en una combi-nación de negocios se valúan a su valor razonable a la fecha de adquisi-ción. La participación no controlante en la sociedad adquirida se valúa a su valor razonable a la fecha de adquisi-ción o al valor proporcional sobre la participación de los activos netos ad-quiridos. El exceso del costo de adqui-sición y el monto de la participación no controlante en la adquirida sobre la participación de la Sociedad sobre los activos netos identificables se registra como fondo de comercio. Si este valor es menor al valor razona-ble de los activos adquiridos netos, la diferencia se reconoce en la cuenta de resultados consolidada.Las transacciones intercompañías, los saldos y los resultados no realizados por transacciones entre entidades de
Tecpetrol se eliminan. Dado que la moneda funcional de algunas depen-dientes es su moneda local, se generan ganancias o pérdidas por diferencias de cambio derivadas de las operacio-nes entre las sociedades del grupo. Las mismas se incluyen dentro de “Otros resultados financieros” en la cuenta de resultados consolidada. Las políticas contables de las dependien-tes fueron modificadas en la medida en que se ha considerado necesario para asegurar la consistencia con las políticas contables adoptadas por Tecpetrol.
(b) asociadasLas compañías asociadas son todas las entidades en las cuales Tecpetrol posee influencia significativa, que ge-neralmente se acompaña de una par-ticipación de entre el 20% y el 50% de los derechos de voto. Las inversiones en compañías asociadas se registran inicialmente al coste y posteriormente se valúan de acuerdo al método de participación. Los resultados no realizados por tran-sacciones entre Tecpetrol y las compa-ñías asociadas se eliminan en propor-ción a la participación de Tecpetrol en dichas sociedades. Las políticas contables de las compa-ñías asociadas fueron modificadas en la medida en que se ha considerado necesario para asegurar la consistencia con las políticas contables adoptadas por Tecpetrol. Tecpetrol incorpora, de ser significativas, las operaciones sub-secuentes cuando se utilizan para el cálculo del valor patrimonial proporcio-nal cuentas anuales a diferentes fechas.La valuación de las inversiones en compañías asociadas, cada una de las cuales se considera una unidad generadora de efectivo (UGE), se analiza por desvalorización cuando hechos o cambios en las circunstancias
34
indican que el valor de libros podría no ser recuperable y, de corres-ponder, se registra una pérdida por desvalorización.
(c) participaciones en negocios conjuntosUn negocio conjunto es un acuerdo contractual por el cual dos o más par-tes emprenden una actividad económi-ca que está sujeta a control conjunto. Existe control conjunto únicamente cuando las decisiones financieras y operativas estratégicas relativas a las actividades requieren el consenti-miento unánime de los participantes. Una entidad bajo control conjunto es un negocio conjunto que involucra el establecimiento de una sociedad, una sociedad colectiva u otra entidad para llevar a cabo una actividad económica que el grupo controla en forma con-junta con los participantes. Los activos y pasivos de una entidad controlada en forma conjunta se incorporan en las cuentas anuales consolidadas por el método de consolidación propor-cional. Las políticas contables fueron modificadas en los casos en que se ha considerado necesario para asegurar la consistencia con las políticas contables adoptadas por la Sociedad.
2.3. conversión de transacciones y saldos en moneda extranjera(a) moneda funcional y de presentaciónLas partidas incluidas en las cuentas anuales de cada una de las sociedades incluidas en el perímetro de consoli-dación se registran en la moneda del entorno económico principal en que el cual opera la entidad. La moneda fun-cional de la Sociedad es el dólar esta-dounidense. Las cuentas anuales con-solidadas se presentan en euros (€), que es la moneda de presentación de
la Sociedad de acuerdo a la legislación española. La conversión de moneda funcional de la Sociedad a moneda de presentación se realizó siguiendo el procedimiento mencionado en (c) a continuación.La moneda funcional de las sociedades dependientes es su moneda local o el dólar estadounidense para el caso de que las principales transacciones eco-nómicas y financieras sean perfeccio-nadas en dólares estadounidenses.
(b) transacciones en monedas distintas a la moneda funcional Las transacciones en moneda extranje-ra se convierten a la moneda funcional utilizando los tipos de cambio vigentes a la fecha de la transacción o valua-ción. Las ganancias y pérdidas por diferencia de cambio generadas por la liquidación de dichas transacciones y por la conversión de los activos y pasivos monetarios en moneda ex-tranjera a los tipos de cambio al cierre del ejercicio se incluyen en la cuenta de resultados consolidada, excepto cuando se difieren en el estado del resultado global consolidado como coberturas de flujo de efectivo. Las diferencias de conversión de partidas no monetarias, tales como los instru-mentos de patrimonio mantenidos a valor razonable con cambios en resul-tados, se presentan en la cuenta de resultados consolidada como parte de la ganancia o pérdida por cambios en el valor razonable. Las diferencias de conversión de activos y pasivos finan-cieros no monetarios, tales como las inversiones clasificadas como activos financieros disponibles para la venta se presentan en el estado del resultado global consolidado. El Capital social se convierte al tipo de cambio de la fecha de cada aporte de capital. La reserva legal se convierte al tipo de cambio
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vigente en el mes de su afectación por parte de los accionistas.
(c) conversión de cuentas anualesLas cuentas anuales de todas las de-pendientes de Tecpetrol cuya moneda funcional es diferente a la moneda de presentación se convierten a la moneda de presentación del siguiente modo:(i) los activos y pasivos se convierten
al tipo de cambio de cierre a la fecha de las cuentas anuales y los resultados se convierten al tipo de cambio promedio del ejercicio;
(ii) las diferencias de conversión resul-tantes se reconocen en el estado del resultado global consolidado como diferencias por conversión monetaria. En el caso de venta o disolución de alguna de las depen-dientes, las diferencias de conver-sión acumuladas se reconocen como resultado en el momento de la venta o disolución.
2.4. Inmovilizado materialLos costes de exploración y evaluación se contabilizan por el método de es-fuerzos exitosos y se acumulan indivi-dualmente por áreas.Los derechos de exploración y explota-ción de las áreas y el coste de adquisi-ción de derechos y concesiones relacio-nados con reservas probadas se activan.Los costes exploratorios y el coste de adquisición de derechos y concesiones relacionados con reservas probables y posibles se activan inicialmente y, posteriormente, si al momento de finalización y evaluación, se determina que los resultados no son exitosos, se imputan a resultados en el período en el que la inexistencia de reservas es confirmada definitivamente por los estudios, informes técnicos o perfo-raciones adicionales que se realicen.
Durante la fase de exploración y eva-luación los activos no son depreciados. Los costes de desarrollo de las áreas se activan como Propiedades, planta y equipos. Dichos costes incluyen la adquisición e instalación de plantas de producción, costes de perforación en de-sarrollo y el diseño relativo al proyecto. Tecpetrol considera pozos de desa-rrollo a aquellos que se perforan en áreas productivas y cuyo objetivo sea el desarrollo de reservas probadas. Tecpetrol considera como explorato-rios a aquellos pozos que no sean de desarrollo o de servicio. Las intervenciones realizadas en pozos que desarrollan reservas y/o incrementan la producción se activan y se deprecian en función de la vida útil promedio de las mismas. Los costes de mantenimiento se cargan a resultados cuando se incurren. El coste de taponamiento y abandono de pozos se calcula según lineamien-tos detallados en la Nota 2.14.Tecpetrol reevalúa periódicamente las vidas útiles remanentes de sus activos, el valor residual y el método de depreciación.La depreciación de los pozos, maqui-narias, equipos e instalaciones es cal-culada por el método del agotamiento sobre el total de las reservas probadas desarrolladas, consideradas en cada área a partir del mes de puesta en pro-ducción o terminación (en el caso de pozos de desarrollo e instalaciones).La depreciación de derechos de ex-ploración y explotación y del coste de adquisición de derechos y concesiones relacionados con reservas probadas es calculada por el método de agotamien-to sobre el total de las reservas proba-das consideradas en cada área. La depreciación del resto de los bienes es calculada por el método de la línea recta, aplicando tasas anuales suficien-tes para extinguir sus valores al final
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de la vida útil estimada, de acuerdo con el siguiente detalle:
Vehículos hasta 5 años
Muebles y útiles hasta 5 años
Las ganancias y pérdidas por ventas se determinan comparando el precio de venta con el valor registrado del activo a la fecha de venta y se reconocen en Otros ingresos / egresos operativos en la cuenta de resultados consolidada.El valor registrado de los activos, incluyendo los activos de las áreas en producción y desarrollo, es evaluado en caso de que eventos o cambios en las circunstancias indiquen que el va-lor registrado pueda ser no recupera-ble. Se reconoce una pérdida por dete-rioro cuando el valor registrado de los activos supera su valor recuperable. El valor recuperable es el mayor entre su valor razonable menos los gastos di-rectos de venta y su valor de uso. El valor de uso se determina a partir de los flujos de fondos descontados que se prevé obtener en las restantes reservas comerciales.Los activos que han sufrido pérdidas por deterioro en ejercicios anteriores se anali-zan a la fecha de cada balance a los fines de identificar si se revirtieron las condicio-nes que dieron lugar a la desvalorización.
2.5. activos intangiblesfondo de comercioEl fondo de comercio representa el exceso del coste de adquisición sobre el valor razonable de los activos netos adquiridos en una combinación de negocios. El fondo de comercio tiene una vida útil indefinida y está sujeto a un análisis de recuperabilidad anual. En el caso de que se reconozca una des-valorización en el fondo de comercio, esta no puede ser reversada en periodos
posteriores. A los fines de la evaluación de recuperabilidad, el fondo de comer-cio se asigna a las unidades generado-ras de efectivo que se espera se benefi-cien de la combinación de negocios.
2.6. existenciasLas existencias de hidrocarburos se valúan a su valor neto de realización al cierre del ejercicio. Los insumos y repuestos se valúan principalmente al coste, utilizando la fórmula de coste promedio ponderado. Al cierre de ejercicio se realiza un aná-lisis de recuperabilidad y se registra, de corresponder, una provisión por desvalorización en la cuenta de resul-tados consolidada.
2.7. clientes y otros créditosLos clientes se reconocen inicialmente a su valor razonable y se valúan poste-riormente a su coste amortizado, utili-zando el método del interés efectivo, neto de la provisión por desvaloriza-ción, en caso de corresponder.Se constituye una provisión por des-valorización de clientes por ventas cuando existe evidencia objetiva de que Tecpetrol no podrá recuperar los mis-mos de acuerdo con los vencimientos estipulados. Se consideran indicadores de desvalorización de los clientes por ventas las dificultades financieras sig-nificativas del deudor, la probabilidad de que el deudor declare la quiebra o el concurso preventivo y el incumpli-miento o mora en el pago relevantes. Adicionalmente, esta provisión es ajus-tada periódicamente en base a la anti-cuación de las cuentas a cobrar. El valor del activo se expone neto de la provisión por desvalorización de corresponder. El cargo por la provisión se reconoce en el resultado del ejercicio, y se expone en la cuenta de resultados consolidada en “Gastos de comercialización”.
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2.8. efectivo y equivalentes de efectivoA efectos del estado consolidado de flujos de efectivo, el efectivo y equiva-lentes de efectivo incluye caja, depó-sitos a la vista en bancos, inversiones altamente líquidas cuyo vencimiento original es menor a tres meses, y ade-lantos en cuenta corriente. En el balan-ce consolidado los adelantos en cuenta corriente se exponen dentro del rubro “Deudas bancarias y financieras” en el pasivo corriente.
2.9. patrimonio neto(1) componentes del patrimonio netoEl estado consolidado de cambios en el patrimonio neto incluye el capital
social, la prima de emisión, la reserva legal, reservas voluntarias, las dife-rencias de conversión acumuladas, la reserva de revaloración y otras reservas, dividendos a cuenta, los resultados acu-mulados y la participación no controlan-te calculados de acuerdo con las NIIF.
(2) capital social y prima de emisiónAl 31 de diciembre y 31 de marzo de 2011 la cantidad de participaciones sociales emitidas es 1.277.000.000 con un valor nominal de 0,01 euros por participación. Todas las participaciones emitidas han sido integradas.El epígrafe se compone de la siguiente manera:
Saldo al 31 de diciembre de 2011 y 31 de marzo de 2011
Capital suscripto
12.770.000
Cantidad de participaciones
1.277.000.000
Prima de emisión
233.831.372
Total
246.601.372
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La Sociedad está controlada por Tecpetrol International S.A., que posee el 100% de las acciones. De acuerdo con el Real Decreto Legislativo 1/2010 de 2 de junio, que aprueba la Ley de Sociedades de Capital, la Sociedad se inscribió en el Registro Mercantil como sociedad unipersonal.
(3) reserva legalLa reserva legal, que asciende a 2.554.000 euros al 31 de diciembre y 31 de marzo de 2011 ha sido dotada de conformidad con el Artículo 274 de la Ley de Sociedades de Capital, que establece que, en todo caso, una cifra igual al 10% del beneficio del ejer-cicio se destinará hasta que alcance, al menos, el 20% del capital social.La reserva legal no puede ser distribui-da y si es usada para compensar pérdidas, en el caso de que no existan otras reservas disponibles suficientes para tal fin, debe ser repuesta con beneficios futuros.
(4) dividendos distribuidos por la sociedad a los accionistasLos dividendos que Tecpetrol Internacional S.L.U. puede pagar al socio único se basan en sus cuentas anuales individuales y no en sus cuen-tas anuales consolidadas. La distribución de dividendos al so-cio único de la Sociedad se reconoce como un pasivo en las cuentas anuales consolidadas en el período en el cual los dividendos son aprobados por el socio único de la Sociedad.
2.10. deudas bancarias y financierasLas deudas bancarias y financieras se contabilizan inicialmente a su valor razonable, neto de los costes de transacción incurridos, y posterior-mente se valúan al coste amortizado.
Las deudas bancarias y financieras se clasifican como pasivo corriente salvo que Tecpetrol tenga el derecho incondicional de diferir el pago del pasivo durante al menos 12 meses posteriores a la fecha de las cuentas anuales consolidadas.
2.11. Impuesto sobre los beneficios El cargo por impuestos sobre los bene-ficios del período comprende el im-puesto corriente y diferido. El impuesto es reconocido en la cuenta resultados consolidada, excepto en los casos que se relaciona con ítems reconocidos en el estado del resultado global consoli-dado. En este último caso, el impuesto es reconocido directamente en el esta-do del resultado global consolidado.El cargo por impuesto sobre los benefi-cios corrientes se calcula sobre la base de las leyes impositivas vigentes en los países en los cuales operan la Sociedad y sus dependientes y generan ganancia imponible. La Sociedad y sus depen-dientes evalúan en forma periódica las posiciones tomadas en las declaracio-nes juradas de impuestos con relación a las situaciones en las cuáles la legis-lación impositiva está sujeta a alguna interpretación y registra provisiones cuando lo considera apropiado.El impuesto sobre los beneficios dife-rido se reconoce aplicando el método del pasivo sobre las diferencias tem-porarias, que surgen entre las bases impositivas de los activos y pasivos y sus valores contables. Las principales diferencias temporarias surgen del efecto de la depreciación de propie-dades, plantas y equipo, la valuación de existencias y las provisiones. Los activos y pasivos diferidos son medi-dos a la tasa impositiva que se espera esté vigente en el período en el que el activo sea realizado o el pasivo sea cancelado, basado en las alícuotas
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y legislaciones promulgadas a la fecha de cierre del ejercicio. Los quebrantos impositivos se recono-cen como activos diferidos. El activo por impuesto diferido se reconoce en la medida que sea probable que se generen utilidades imponibles futuras. Tecpetrol evalúa al cierre de cada ejer-cicio los activos diferidos no recono-cidos y registra un activo diferido no reconocido previamente, en la medida que sea probable que las utilidades futuras imponibles permitan recuperar los activos diferidos.Los activos y pasivos por impuesto diferido se compensan cuando existe un derecho legalmente exigible de compensar los activos y pasivos impo-sitivos corrientes y cuando el impuesto sobre los beneficios diferido está aso-ciado a la misma autoridad fiscal.
2.12. planes de beneficios al personal(a) planes de beneficios por retiro y otrosCiertas sociedades dependientes tienen vigentes programas de beneficios bajo la modalidad de “beneficios definidos no fondeados” y “otros beneficios de largo plazo” que, bajo ciertas condiciones es-tablecidas, se otorgan durante el período laboral y con posterioridad al retiro.El pasivo correspondiente a estos planes de beneficios definidos se en-cuentra registrado al valor presente de los flujos de fondos futuros, siendo imputado su cargo durante los años de servicio restantes de los beneficiarios involucrados, hasta el cumplimiento de todas las condiciones a las que se encuentra sujeto el reconocimiento de cada beneficio. Dicho pasivo es calcu-lado por actuarios independientes, al menos una vez al año, utilizando el mé-todo de “Unidad de crédito proyectada”. El pasivo neto reconocido en el Estado
de Situación Patrimonial Consolidado se compone del valor presente de la obligación, más / menos las ganancias y pérdidas actuariales y los costos por servicios prestados en el pasado no reconocidos.Tecpetrol cuenta con un fondo de aho-rro en dólares estadounidenses inver-tido en el exterior, que podrá ser utili-zado como cobertura parcial o total de estos beneficios. Estas inversiones no están asignadas a ningún plan en par-ticular ni están segregadas de los otros activos de Tecpetrol. Debido a esto, el plan se clasifica como “no fondeado” de acuerdo la definición de las NIIF.
(b) programa de retención e incentivo a largo plazo de empleadosA partir del ejercicio finalizado el 31 de marzo de 2011, Tecpetrol International S.A. (socio único) adoptó un programa de retención e incentivos a largo plazo para ciertos empleados de algunas dependientes. Conforme a este progra-ma, los beneficiarios recibirán un nú-mero de unidades valuadas al valor de libros del patrimonio neto por acción de Tecpetrol International S.A. (exclu-yendo la Participación no Controlante). Las unidades serán devengadas en un período de cuatro años y las dependien-tes correspondientes las pagarán luego de transcurrido un período de 10 años de la fecha de recepción, con opción por parte del empleado de solicitarlas a partir del séptimo año, o cuando sea desvinculado de la dependiente paga-dora, al último valor de libros del patrimonio neto publicado por acción atribuible a los accionistas de Tecpetrol International S.A. al momento del pago. Los beneficiarios recibirán también importes en efectivo equiva-lentes al dividendo pagado por acción, cada vez que Tecpetrol International S.A.
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pague un dividendo en efectivo a sus accionistas.
2.13 participación de los trabajadores en las utilidades establecidas por leyConforme a las leyes que rigen en los territorios de ciertas sociedades dependientes, se debe pagar un be-neficio anual a sus empleados que se calcula usando una base similar a la utilizada para el cálculo del impuesto sobre los beneficios. El pasivo genera-do por la participación de los trabaja-dores en las utilidades es reconocido de acuerdo a la NIC 19 – ‘Beneficios a empleados’ y es registrado en “Proveedores y otras deudas” en el balance consolidado. El resultado devengado es registrado dentro de los “Costes laborales” en la cuenta de resultados consolidada.
2.14. provisionesLas provisiones se reconocen cuando Tecpetrol: a) posee una obligación presente, legal o asumida, como con-secuencia de hechos pasados, b) existe una alta probabilidad de que se requie-ra un egreso de recursos para cance-larla y, c) el monto pueda ser estimado en forma confiable.Las provisiones se valúan al valor presente de las erogaciones que se prevé serán necesarias para cancelar las obligaciones, utilizando una tasa de descuento apropiada. La provisión por abandono de pozo se calcula estableciendo para cada área el valor presente de los costes futuros relacionados con el abandono de los pozos. Cuando el pasivo se registra inicialmente, Tecpetrol activa dichos costes aumentando el valor de libros del activo relacionado. Con el trans-curso del tiempo, el pasivo es acrecen-tado hasta alcanzar su valor presente
durante cada período, y el coste activado inicialmente se amortiza a lo largo de la vida útil estimada del activo relacionado. En base a los cambios tecnológicos y las variaciones en los costes de recuperación ne-cesarios para proteger el ambiente, Tecpetrol ha considerado conveniente reevaluar periódicamente los costes futuros de abandono de pozos. Los efectos de este nuevo cálculo se incluyen en las cuentas anuales en las cuales se determinan y se exponen como un ajuste a la provisión, y a “Propiedades, planta y equipos. Activos de exploración, evaluación y desarrollo”.
2.15. proveedores y otras deudasEl saldo de proveedores y otras deudas se reconocen inicialmente a su valor razonable y posteriormente se valúan al coste amortizado utilizando el méto-do del interés efectivo.
2.16. reconocimiento de ingresosLos ingresos comprenden las ventas de bienes y servicios a terceros netos del impuesto al valor agregado, reten-ciones y descuentos. Los ingresos por ventas de hidrocarburos y otros acti-vos se reconocen al momento de la transferencia al comprador de todos los riesgos y beneficios significati-vos relacionados con la titularidad, al valor razonable de la consideración recibida o a recibir.Los otros ingresos se reconocen sobre la base de lo devengado. Los dividen-dos ganados se reconocen cuando se establece el derecho a recibir el cobro. Los ingresos provenientes de intereses se reconocen sobre la base de la pro-porción de tiempo transcurrido, utili-zando el método del interés efectivo.
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2.17. coste de ventas El coste de ventas se reconoce en la cuenta de resultados consolidada de acuerdo con el criterio de lo de-vengado y se clasifica como “Costes operativos”.
2.18. Instrumentos financierosTecpetrol clasifica a los instrumentos fi-nancieros distintos a los derivados en las siguientes categorías: a valor razonable con cambios en resultados, préstamos y créditos, activos financieros disponibles para la venta y otros pasivos financieros. La clasificación depende de la naturaleza y fin para el cual se adquirieron los ins-trumentos financieros. Tecpetrol determi-na la clasificación de sus instrumentos financieros al momento de la contabili-zación inicial y reevalúa su designación a cada fecha de presentación de las cuen-tas anuales consolidadas.Los activos y pasivos financieros se reconocen y se dejan de reconocer a la fecha de liquidación.
(a) activos financieros a valor razonable con cambios en resultadosLos activos financieros se clasifican en esta categoría si son adquiridos princi-palmente para la venta a corto plazo o si son así designados por la Gerencia inicialmente. Dentro de esta categoría se incluye el efectivo y equivalentes de efectivo y las inversiones en certi-ficados de deuda mantenidos para su negociación.
(b) préstamos y otros créditosLos préstamos y otros créditos son activos financieros no derivados con pagos fijos o determinables y que no cotizan en un mercado activo. Dentro de esta categoría se incluyen los clien-tes y los otros créditos. En general se clasifican como activos corrientes, excepto aquellos cuyo vencimiento es
mayor a 12 meses desde la fecha de las cuentas anuales consolidadas.
(c) activos financieros disponibles para la venta Los activos financieros disponibles para la venta son instrumentos financieros no derivados que se designan dentro de esta categoría o no se clasifican en ninguna de las otras categorías. Se cla-sifican como no corrientes salvo que la Gerencia tenga previsto vender la inver-sión en un plazo de 12 meses desde la fecha de las cuentas anuales consolida-das. Los activos financieros disponibles para la venta se valúan al valor razona-ble y las variaciones se reconocen en el estado del resultado global.Tecpetrol determina a cada fecha de cierre de las cuentas anuales consoli-dadas si existen indicadores de desva-lorización. En el caso de instrumentos de capital clasificados como disponi-bles para la venta se consideran indi-cadores de desvalorización una dismi-nución significativa o prolongada en el valor razonable de los activos finan-cieros por debajo de su coste. Si existe tal evidencia, la pérdida acumulada en Otros resultados globales se reclasifica a la cuenta de resultados y no puede ser revertida.
(d) otros pasivos financieros Dentro de esta categoría se incluyen las deudas bancarias y financieras y los proveedores y otras deudas.
2.19. Instrumentos financieros derivados y contabilidad de coberturaLos instrumentos financieros deriva-dos se valúan a su valor razonable. Para calcular el valor razonable de cada instrumento se utilizan herramientas específicas, las cuales son analiza-das para verificar su consistencia
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periódicamente. Para todas las opera-ciones de fijación de precio se utilizan índices de mercado. Estos incluyen tipos de cambio, tasas de interés y otras tasas de descuento mitigando la naturaleza de cada riesgo subyacen-te. El valor razonable de los instrumen-tos financieros derivados se detalla en la Nota 28. El método de contabilización de la ganancia o pérdida resultante depende de si el instrumento financiero deriva-do es designado como instrumento de cobertura y, en ese caso, de la natura-leza del ítem cubierto. Las variaciones en el valor razonable de los instrumen-tos financieros derivados que no cum-plan las condiciones para designarse como contabilidad de coberturas se reconocen inmediatamente en la cuen-ta de resultados consolidada. El valor razonable de un instrumento financiero derivado designado como co-bertura se clasifica como activo o pasivo no corriente cuando el ítem cubierto tiene un vencimiento mayor a 12 meses, y como activo o pasivo corriente si el vencimiento remanente del ítem cubier-to es menor a 12 meses. Los derivados no designados como cobertura se clasi-fican como activos o pasivos corrientes.
coberturas de flujo de fondosCuando el derivado es designado como instrumento de cobertura, Tecpetrol documenta al inicio de la transacción la relación entre el instru-mento de cobertura y el ítem cubierto, así como también los objetivos y la estrategia de administración de riesgo de la Gerencia para asumir diversas transacciones de cobertura. Asimismo, Tecpetrol evalúa, tanto al inicio de la cobertura como en forma continua, si los instrumentos financieros derivados designados como cobertura son alta-mente efectivos para compensar los
flujos de fondos de los ítems cubiertos. La porción efectiva de las variaciones en el valor razonable de los instrumentos financieros derivados que son designa-dos como coberturas de flujos de efecti-vo y cumplen las condiciones para serlo, se registran en el estado del resultado global consolidado. La ganancia o pérdi-da relacionada con la porción no efectiva se reconoce inmediatamente en la cuen-ta de resultados consolidada, dentro de “Otros resultados financieros, netos”.Al vencimiento o venta de un instru-mento de cobertura, o al momento en que la cobertura deja de cumplir los criterios para ser contabilizada como tal, cualquier ganancia o pérdida acu-mulada registrada en el estado del resultado global hasta dicho momento permanece en el estado del resultado global y se reclasifica a la cuenta de resultados consolidada en el mo-mento en que ocurre la transacción cubierta. Cuando se prevé que no se concretará la transacción cubierta proyectada, la ganancia o pérdida acu-mulada reconocida en el estado del resultado global consolidada se reclasifica inmediatamente a la cuenta de resultados consolidada.
2.20. seguridad, medio ambiente y salud ocupacional Tecpetrol tiene como objetivo priori-tario conducir sus operaciones prote-giendo la integridad física de su perso-nal y la de terceros, logrando al mismo tiempo una adecuada conservación del medio ambiente.Esta determinación está sustentada por el compromiso de su Dirección y en el convencimiento de que las le-siones y enfermedades ocupacionales pueden prevenirse, como así también los incidentes que impacten sobre el medio ambiente; las prácticas seguras son responsabilidad de todos y cada
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uno de los integrantes del personal de la empresa; el entrenamiento y la capacitación son la base para mejorar en forma continua las operaciones, la seguridad de las mismas y su relación con el medio ambiente.Tecpetrol aplica las mejores prácticas de seguridad y medio ambiente para beneficio de la comunidad, los emplea-dos de la empresa, y como factor que contribuye al éxito en los negocios. Asimismo, confía en la actitud ética y responsable de todos sus empleados al llevar a cabo sus tareas.
3. nuevas normas contables(a) nuevas normas, interpretaciones y modificaciones con fecha de entrada en vigor en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2011: • NIIF 3 (revisada en enero 2008),
“Combinaciones de Negocios” En enero de 2008, el CNIC emitió la NIIF 3 (revisada en enero de 2008), “Combinaciones de Negocios” (“NIIF 3 - revisada”). La NIIF 3 revisa-da incluye modificaciones que bus-can proveer una guía en la aplicación del método de adquisición. La NIIF 3 revisada reemplaza la NIIF 3 (emitida en 2004) y entra en vigencia para las combinaciones de negocios cuya fecha de adquisición sea en o a partir del comienzo del primer período anual reportable co-menzado en o a partir del 1 de enero de 2011. Esta norma no impacta en los presentes estados financieros y su futuro impacto dependerá de la exis-tencia de combinaciones de negocios.
(b) nuevas normas, interpretaciones y modificaciones a las normas publicadas que aún no son de aplicación efectiva y que no fueron adoptadas anticipadamente: • NIIF 9, “Instrumentos financieros”
En noviembre de 2009, el CNIC emi-tió la NIIF 9 “Instrumentos financie-ros” que establece principios para la exposición de activos financieros simplificando su clasificación y me-dición. Esta norma es aplicable para los períodos anuales iniciados a partir del 1 enero de 2013. La Gerencia de la Sociedad no ha estimado aún el potencial impacto que tendrá la aplicación de la NIIF 9 en las cuentas anuales consolidadas.
• NIIF 10, “Estados contables consoli-dados” En mayo de 2011, el CNIC emitió la NIIF 10 “Estados contables conso-lidados” donde se establecen los principios para la presentación y pre-paración de estados contables conso-lidados cuando una sociedad controla una o más sociedades. La NIIF 10 reemplaza a la NIC 27, “Estados conta-bles consolidados y separados” y a la SIC 12, “Consolidación – entidades de cometido específico”. Esta norma será efectiva para períodos anuales inicia-dos a partir del 1 de enero de 2013. La Gerencia de la Sociedad no ha estimado aún el impacto potencial que la aplicación de la NIIF 10 tendrá en las cuentas anuales consolidadas.
• NIIF 11, “Negocios conjuntos” En mayo de 2011, el CNIC emitió la NIIF 11 “Negocios conjuntos”, la que establece los principios para la pre-sentación y preparación de estados contables para los integrantes de un negocio conjunto. La NIIF 11 reem-plaza a la NIC 31, “Participaciones en negocios conjuntos” y a la SIC 13, “Entidades controladas
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conjuntamente – aportaciones no monetarias de los participantes”. La misma es efectiva para períodos anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2013. La Gerencia de la Sociedad no ha estimado aún el impacto potencial que la aplicación de la NIIF 11 tendrá en las cuentas anuales consolidadas.
• NIIF 12, “Exposición de participacio-nes en otras entidades” En mayo de 2011, el CNIC emitió la NIIF 12 “Exposición de participaciones en otras entidades” que aplica a las sociedades que tienen participaciones en dependientes, compañías asocia-das, negocios conjuntos u otras for-mas de inversión. La NIIF 12 requiere que la sociedad revele información que permita a los usuarios de los es-tados contables evaluar la naturaleza y riesgo asociado con las participacio-nes en otras entidades y el efecto en su posición financiera. La misma es efectiva para períodos anuales inicia-dos a partir del 1 de enero de 2013. La Gerencia de la Sociedad no ha estimado aún el impacto potencial que la aplicación de la NIIF 12 tendrá en las cuentas anuales consolidadas.
• NIIF 13 “ Valor razonable” En mayo de 2011, el CNIC emitió la NIIF 13, “Valor razonable”, que es-tablece cómo determinar el valor razonable y los requisitos de expo-sición cuando la valuación a valor razonable es requerida por alguna norma. La norma aplica tanto a los instrumentos financieros como no financieros valuados a valor razona-ble. La misma es efectiva a partir del 1 de enero de 2013. La Gerencia de la Sociedad estima que la aplicación de esta norma no tendrá un efecto material en la situa-ción patrimonial o en los resultados de las operaciones de la Sociedad.
• NIC 27, “Estados contables individuales” Como consecuencia de la emisión de la NIIF 10, “Estados contables consolidados”, la NIC 27 fue modifi-cada en mayo de 2011 por el CNIC, a efectos de que solo incluya reque-rimientos relacionados con los esta-dos contables individuales. La NIC 27, que antes de esta modificación se denominaba estados contables con-solidados e individuales, pasó a llamarse “Estados contables indivi-duales”. La misma es efectiva a partir del 1 de enero de 2013. La Gerencia de la Sociedad estima que la aplicación de esta norma no tendrá un efecto material en la situa-ción patrimonial o en los resultados de las operaciones de la Sociedad.
• NIC 28, “Inversiones en compañías asociadas y negocios conjuntos” A partir de la emisión de la NIIF 11, la CNIC decidió incorporar en la NIC 28, los negocios conjuntos, dado que el método valor patrimonial proporcional será aplicable también para estos últimos. Por lo anterior, la norma cambió su denominación a “Inversiones en compañías asocia-das y negocios conjuntos”. Esta mo-dificación es de aplicación efectiva a partir del 1 de enero de 2013. La Gerencia de la Sociedad no ha estimado aún el impacto potencial que la aplicación de la NIC 28 tendrá en las cuentas anuales consolidadas.
• NIC 1, “Presentación de Estados contables” El 16 de junio de 2011, la CNIC publi-có las modificaciones a la NIC 1, las que incluyen principalmente pará-metros con el objetivo de mejorar la consistencia y claridad de la presen-tación de los rubros que componen a los Otros resultados globales. Las entidades deberán aplicar estas
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modificaciones por los períodos anuales iniciados desde el o con pos-terioridad al 1 de julio de 2012. La Gerencia de la Sociedad no ha estimado aún el impacto potencial que la aplicación de estas modifica-ciones tendrá en las cuentas anuales consolidadas.
• NIC 19, “Beneficios a los empleados” El 16 de junio de 2011, la CNIC pu-blicó las modificaciones a la NIC 19 “Beneficios a los empleados”. Las modificaciones incluyen principal-mente la eliminación de la opción del diferimiento del reconocimiento de ganancias y pérdidas actuariales y la simplificación en la presentación de los cambios en activos y pasivos que surgen de planes de beneficios definidos. Las entidades deberán aplicar estas modificaciones por los períodos anuales iniciados a partir del 1 de enero de 2013. La Gerencia de la Sociedad no ha estimado aún el impacto poten-cial que la aplicación de estas mo-dificaciones tendrá en las cuentas anuales consolidadas.
La Gerencia evaluó la relevancia de otras nuevas normas, modificaciones e interpretaciones aún no efectivas y concluyó que las mismas no son rele-vantes para la Sociedad.
4. gestIón del rIesgo fInancIero
4.1. factores de riesgo financieroLas actividades de Tecpetrol la expo-nen a una variedad de riesgos financie-ros, principalmente relacionados con riesgos de mercado (incluyendo los efectos de la fluctuación de los tipos de cambios, las tasas de interés y los
precios de mercado), la concentración del riesgo crediticio, el riesgo de liqui-dez y el riesgo de capital.El programa de administración de riesgos de Tecpetrol se centra en lo impredecible de los mercados finan-cieros y trata de minimizar los poten-ciales efectos adversos en su perfor-mance financiera.
(i) riesgo de tipo de cambio de la moneda extranjeraLa Sociedad y sus dependientes están expuestas al riesgo de fluctuación del tipo de cambio por las transacciones en moneda distinta a la moneda funcional. Dado que la moneda funcional de la Sociedad es el dólar estadounidense, el objetivo del programa de coberturas de tipos de cambio de Tecpetrol es prin-cipalmente reducir el riesgo asociado con fluctuaciones cambiarias de otras monedas contra su moneda funcional.La exposición de Tecpetrol a las fluctuaciones del tipo de cambio se revisa periódicamente. Tecpetrol intenta neutralizar potenciales impac-tos adversos provenientes de las fluc-tuaciones en el valor de otras monedas respecto de su moneda funcional, utilizando instrumentos financieros derivados, de ser necesario. La siguiente tabla detalla la exposición a las distintas monedas al 31 de di-ciembre de 2011.
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eXPosiCiÓn en MonedA eXTrAnjerA
U$SEURPENMXN
Tecpetrol estima que el impacto de una variación favorable o desfavo-rable en los tipos de cambio de un 1% resultaría en una ganancia de euros 0,65 millones al 31 de diciembre de 2011 y euros 0,27 millones al 31 de marzo de 2011.
(ii) riesgo de tasa de interésTecpetrol está expuesta al riesgo de volatilidad de la tasa de interés princi-palmente relacionado con las inversio-nes a corto plazo y las deudas banca-rias y financieras. La siguiente tabla detalla las proporcio-nes de deuda a tasa de interés variable y fija a cada cierre de ejercicio.
Ars
(24.333)
-
-
-
CoP
(52.919)
-
-
-
BoB
(3.053)
-
-
-
VeF
274
-
-
-
MXn
27
-
-
N/A
dKK
13
-
-
-
us$
N/A
23
12.500
9.206
Moneda Funcional
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 47
Tasa fijaTasa variable
Monto en euros
30.574.698
216.085.503
Porcentaje
12%
88%
Porcentaje
4%
96%
Monto en euros
11.169.995
288.264.809
31 de diciembre de 2011 31 de marzo de 2011
Si las tasas de interés en el promedio nominal acumulado de los préstamos mantenidos durante el ejercicio, hubie-ran sido 50 puntos básicos más altos con todas las demás variables mante-nidas constantes, el resultado neto por el ejercicio finalizado al 31 de diciem-bre de 2011, hubiera sido de euros 0,8 millones menor (euros 1 millón menor al 31 de marzo de 2011). En Nota 23 se incluye información relacionada a la tasa de interés aplicable a las principa-les deudas bancarias y financieras.La exposición de tasa de interés por la deuda, está parcialmente mitigada por las inversiones y los créditos que están expuestos a tasa variable. Tecpetrol estima que un aumento de la tasa de interés promedio de 50 puntos básicos resultaría en un incremento del resulta-do neto de euros 0,49 millones al 31 de diciembre de 2011 (euros 0,62 millones al 31 de mazo de 2011).
(iii) concentración del riesgo crediticioLos activos financieros de Tecpetrol potencialmente expuestos a concen-traciones de riesgo crediticio consisten principalmente en depósitos en entida-des financieras y clientes. Respecto a los depósitos en entidades financieras, Tecpetrol reduce su expo-sición a concentraciones significativas de riesgo crediticio manteniendo sus
depósitos y colocando sus inversiones en efectivo en diferentes entidades fi-nancieras de primera línea directamen-te o a través de una sociedad relaciona-da que actúa como agente financiero.Con respecto a los clientes, Tecpetrol po-see políticas para asegurar que la venta de productos se realice a clientes con antecedentes crediticios adecuados o con carta de crédito, en su defecto. Al 31 de diciembre de 2011, el 61% de los saldos con clientes que mantiene Tecpetrol son con PEMEX (64% al 31 de marzo de 2011), y el 12% con Esso Petrolera Argentina S.R.L. (11% al 31 de marzo de 2011).
(iv) riesgo de liquidezLa estrategia financiera de Tecpetrol busca mantener recursos financieros adecuados y acceso a facilidades de crédito para financiar sus operaciones. Durante el ejercicio, Tecpetrol ha con-tado con flujos de fondos derivados de las operaciones así como también con financiamiento bancario.Tecpetrol tiene una estrategia conser-vadora en el manejo de su liquidez, que consiste en efectivo, fondos líqui-dos e inversiones de corto plazo, con vencimiento de no más de tres meses desde la fecha de compra.La tabla que se muestra a continuación presenta un análisis de los pasivos financieros de Tecpetrol de acuerdo a los vencimientos contractuales:
48
Tecpetrol mantiene una línea de crédito no dispuesta por euros 19,4 millones al 31 de diciembre de 2011, con venci-miento en diciembre de 2012 y de euros 14,4 millones al 31 de marzo de 2011.
(v) riesgo de precioLa política de Tecpetrol consiste en evaluar periódicamente la volatilidad del precio del petróleo crudo y celebrar contratos de cobertura, de ser necesa-rio. Al 31 de diciembre y 31 de marzo de
2011 Tecpetrol no posee instrumentos financieros sujetos a riesgo de precio.Un aumento del 10% en los precios del crudo y productos petrolíferos supondría un incremento aproximado en el resulta-do de Tecpetrol de euros 14 millones y euros 39 millones al 31 de diciembre y 31 de marzo de 2011, respectivamente.Al igual que en el ejercicio anterior, para las dependientes argentinas un aumento del 10% en los precios del crudo no implicaría un efecto
Al 31 de diciembre de 2011Deudas bancarias y financierasProveedores y otras deudasIntereses no devengados a pagar estimados
Total
Al 31 de marzo de 2011Deudas bancarias y financierasProveedores y otras deudasIntereses no devengados a pagar estimados
Total
Menos de un año
85.851.998
128.720.432
6.773.714
221.346.144
Menos de un año
71.854.030
114.998.519
7.399.806
194.252.355
entre 1 y 2 años
134.749.728
-
787.225
135.536.953
entre 1 y 2 años
30.592.935
-
5.943.410
36.536.345
entre 2 y 5 años
77.797.926
9.515.723
109.491
87.423.140
entre 2 y 5 años
144.213.236
7.686.351
5.335.890
157.235.477
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 49
significativo en el resultado neto ya que dichas sociedades realizan sus ventas al mercado local de acuerdo al régimen regulatorio vigente.
(vi) riesgo de capitalTecpetrol busca mantener un adecua-do nivel de endeudamiento sobre el total del patrimonio neto consideran-do la industria y los mercados en los que opera. El índice anual de deuda / patrimonio neto total (donde “deu-da” comprende todos los préstamos
financieros y el “patrimonio neto” es la suma de los préstamos financie-ros y el patrimonio neto) es 0,33 al 31 de diciembre de 2011 en comparación con 0,32 al 31 de marzo de 2011. La Sociedad no tiene que cumplir con requerimientos regulatorios de manteni-miento de capital.
4.2. Instrumentos financieros por categoríaA continuación se presentan los instru-mentos financieros por categoría:
Al 31 de diciembre de 2011Activos ClientesOtras cuentas a cobrar y anticiposActivos financieros disponibles para la venta
Otros activos financieros a valor razonable con cambio en resultados
Instrumentos financieros derivadosEfectivo y equivalentes de efectivoTotal
Activos financieros al valor razonable con cambio en resultados
-
-
-
8.228.841
9.809.551
174.269.250
192.307.642
Préstamos y cuentas por cobrar
129.535.207
31.035.751
-
-
-
-
160.570.958
Activos financieros disponibles para la venta
-
-
48.767.386
-
-
-
48.767.386
50
Al 31 de marzo de 2011 Activos ClientesOtras cuentas a cobrar y anticiposActivos financieros disponibles para la venta
Otros activos financieros a valor razonable con cambio en resultados
Instrumentos financieros derivadosEfectivo y equivalentes de efectivoTotal
Activos financieros al valor razonable con cambio en resultados
-
-
7.098.093
2.319.720
123.817.390
133.235.203
Préstamos y cuentas por cobrar
130.785.380
25.468.812
-
-
-
-
156.254.192
Activos financieros disponibles para la venta
-
-
47.370.339
-
-
-
47.370.339
Al 31 de diciembre de 2011 Pasivos Deudas bancarias y financierasProveedores y otras deudasTotal
otras
deudas
financieras
298.399.652
138.236.155
436.635.807
Al 31 de marzo de 2011 PasivosDeudas bancarias y financierasProveedores y otras deudasTotal
otras
deudas
financieras
246.660.201
122.865.305
369.525.506
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 51
4.3. estimación del valor razonable El valor razonable de las inversiones que cotizan se determina utilizando precios de mercado al cierre. Si el activo financiero no se negocia en un mercado activo, el valor razonable se determina mediante técnicas de va-luación estándar. Tecpetrol utiliza una variedad de métodos y premisas ba-sadas en las condiciones de mercado existentes a la fecha de presentación de las cuentas anuales consolidadas. Para fines de estimar el valor razonable del efectivo y equivalentes de efectivo y otras inversiones cuyo vencimiento es menor a 90 días, Tecpetrol utiliza usualmente el coste histórico ya que este se aproxima a su valor razonable.El valor razonable de todos los ins-trumentos financieros derivados se determina de acuerdo a lo detallado en la Nota 2.19. A los fines de exposición, se asume que el valor nominal de los clientes y otros créditos y de los proveedores
y otras deudas, menos la provisión por desvalorización, de corresponder, se aproxima a su valor razonable.
valor razonable por jerarquíaLos instrumentos financieros valuados a valor razonable, pueden ser clasifica-dos dentro de los siguientes niveles de jerarquía, de acuerdo a la forma en que se estima el valor razonable:• Nivel 1 – En base a precios de mer-
cado en mercados activos para acti-vos y pasivos idénticos.
• Nivel 2 - En base a datos de mer-cado (diferente a los precios de mercado incluidos en el nivel 1) que son observables para los activos y pasivos, ya sea directamente o indirectamente.
• Nivel 3 – En base a información no observable en mercados (por ejem-plo, flujos de fondos descontados).
La siguiente tabla presenta los activos y pasivos por nivel de jerarquía al 31 de diciembre de 2011 y 31 de marzo de 2011:
Al 31 de diciembre de 2011ActivosActivos financieros disponibles para la venta
Otros activos financieros a valor razonable con cambios en resultados
Instrumentos financieros derivadosEfectivo y equivalentes de efectivoTotal
nivel 1
-
8.228.841
174.269.250
182.498.091
nivel 2
-
-
9.809.551
-
9.809.551
nivel 3
48.767.386
-
-
-
48.767.386
52
5. estImacIones y crIterIos contables crítIcosLas estimaciones y criterios se evalúan continuamente y se basan en la expe-riencia histórica y otros factores, inclu-yendo expectativas de hechos futuros que se considera son razonables en las circunstancias.Tecpetrol realiza estimaciones y adopta premisas relativas al futuro en la pre-paración de las cuentas anuales conso-lidadas. Los resultados futuros reales pueden diferir de dichas estimaciones. A continuación se detallan las estima-ciones y premisas más significativas:
(a) reservas de hidrocarburosPor reservas se entiende a los volú-menes de petróleo y gas (expresado en m3 equivalentes de petróleo) que originan o están asociados a algún ingreso económico, en las áreas donde Tecpetrol opera o tiene participación (directa o indirecta) y sobre los cuales se poseen derechos para su explota-ción, incluyendo los volúmenes de hidrocarburos relacionados con aque-llos contratos de servicios en los cua-les Tecpetrol no tiene propiedad sobre las reservas ni sobre los hidrocarburos
extraídos y las que se estiman serán producidas para el contratante bajo los contratos de obras.Existen numerosos factores que ge-neran incertidumbre con respecto a la estimación de las reservas probadas y con respecto a la estimación de per-files de producción futura, costes de desarrollo y precios, incluyendo diver-sos factores que escapan al control del productor. El procedimiento de cálculo de las reservas es un proceso subjetivo de estimación de petróleo crudo y gas natural a ser recuperado del subsuelo, que involucra cierto grado de incer-tidumbre. La estimación de reservas se realiza en función a la calidad de la información de geología e ingeniería disponible a la fecha de cálculo y de su interpretación.Las reservas probadas (desarrolladas y no desarrolladas) de hidrocarburos estimadas al 31 de diciembre de 2011 ascienden a:
Petróleomillones de metros cúbicos 13
Gas miles de millones de metros cúbicos 34
Al 31 de marzo de 2011ActivosActivos financieros disponibles para la venta
Otros activos financieros a valor razonable con cambios en resultados
Instrumentos financieros derivadosEfectivo y equivalentes de efectivoTotal
nivel 1
-
7.098.093
-
123.817.390
130.915.483
nivel 2
-
-
2.319.720
-
2.319.720
nivel 3
47.370.339
-
-
-
47.370.339
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 53
Las reservas expuestas preceden-temente están constituidas por las reservas probadas, susceptibles de ser extraídas, a las cuales no se le han deducido las regalías correspondien-tes y fueron preparadas por personal técnico de la Sociedad, y se basan en las condiciones tecnológicas y económicas vigentes al 30 de junio de 2011, considerando la evaluación económica, dentro del período de vigencia de los respectivos contratos o concesiones. Las estimaciones de reservas son ajus-tadas en la medida que cambios en los aspectos considerados para la evalua-ción de las mismas así lo justifiquen o, al menos, una vez al año. Dichas estimaciones de reservas han tenido en cuenta las efectuadas por firmas de consultores hidrocarburíferos.
(b) provisión para abandono de pozosLas obligaciones relacionadas con el abandono de pozos una vez finaliza-das las operaciones implican que la Gerencia realice estimaciones respecto de los costes de abandono a largo pla-zo y del tiempo restante hasta el aban-dono. Cabe destacar que la tecnología, los costes y las consideraciones de política, ambiente, seguridad y relacio-nes públicas cambian continuamente, lo que puede resultar en diferencias entre los costes futuros reales y las estimaciones.
(c) contingencias Tecpetrol está sujeta a diversas de-mandas, juicios y otros procedimientos legales que surgen en el curso habi-tual de sus negocios. Los pasivos con respecto a dichas demandas, juicios y otros procedimientos legales no pue-den estimarse con certeza. Tecpetrol analiza el estado de cada contingencia
y evalúa la potencial exposición finan-ciera. Si la pérdida potencial derivada de la contingencia se considera pro-bable y el monto puede ser estimado en forma razonable, se registra una provisión. La Gerencia estima el monto de dicha provisión en base a la infor-mación disponible y a las premisas y métodos considerados apropiados. Dichas estimaciones se elaboran prin-cipalmente con la asistencia de los asesores legales. Las estimaciones son revisadas y ajustadas periódicamente, a medida que Tecpetrol obtiene infor-mación adicional.
(d) valores recuperables de activos no corrientes A los efectos de evaluar la recuperabi-lidad de los activos no financieros, los activos se agrupan en los menores niveles para los cuales existen flujos de fondos identificables individual-mente (unidades generadoras de efectivo). A tal efecto, las estimaciones utilizadas por la Sociedad para evaluar la recuperabilidad de los activos finan-cieros se detallan en la Nota 2.2 y 2.5, mientras que las estimaciones utilizadas para evaluar la recuperabi-lidad de los activos no financieros se detallan en la Nota 16.
54
6. costes operatIvos
Honorarios y serviciosCostes laborales Depreciación de inmovilizado materialGastos de mantenimientoAcondicionamiento, almacenaje y embarqueImpuestosOtros
31 de diciembre de 2011 (9 meses)
4.817.949
25.323.876
88.961.535
115.527.068
18.807.720
122.458.026
23.093.501
398.989.675
31 de marzo de 2011 (12 meses)
14.721.245
20.903.358
71.423.634
113.954.477
6.804.796
88.057.847
22.201.943
338.067.300
7. gastos de comercIalIzacIón
Acondicionamiento, almacenaje y embarqueProvisión para créditos incobrablesImpuestos
31 de diciembre de 2011 (9 meses)
1.631.413
4.110.414
4.219.898
9.961.725
31 de marzo de 2011 (12 meses)
2.133.707
-
4.940.051
7.073.758
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 55
8. gastos de admInIstracIón
Honorarios y serviciosCostes laborales Depreciación de inmovilizado materialImpuestosRecupero de gastos y otros
31 de diciembre de 2011 (9 meses)
10.814.799
26.599.305
915.336
228.353
1.587.997
40.145.790
31 de marzo de 2011 (12 meses)
10.094.157
34.507.226
367.924
57.234
(3.797.279)
41.229.262
9. costes laborales
Costes operativos Gastos de administración
Sueldos, jornales y otrosCargas socialesOtros beneficios al personal (Nota 24)
31 de diciembre de 2011 (9 meses)
25.323.876
26.599.305
51.923.181
42.720.945
6.358.582
2.843.654
51.923.181
31 de marzo de 2011 (12 meses)
20.903.358
34.507.226
55.410.584
45.689.952
5.578.500
4.142.132
55.410.584
56
DirectivoResto de plantilla
31 de diciembre de 2011
53
643
696
31 de marzo de 2011
49
592
641
El número promedio de empleados de la Sociedad el siguiente:
El número de empleados de Tecpetrol al cierre del ejercicio por categoría y por sexo ha sido el siguiente:
Personal directivo y gerencial
Resto de plantilla
Mujeres
3
120
123
Total
54
647
701
Hombres
51
532
583
Total
53
639
692
Hombres
50
519
569
Mujeres
3
115
118
diciembre de 2011 Marzo de 2011
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 57
10. otros resultados operatIvos
otros ingresos operativosDividendos cobradosIngresos netos por otras ventasOtros
otros egresos operativosImpuesto al débito y crédito bancarioProvisión para juicios y contingenciasOtros
31 de diciembre de 2011 (9 meses)
3.514.292
832.655
400.793
4.747.740
3.275.741
1.263.040
970.823
5.509.604
31 de marzo de 2011 (12 meses)
683.520
139.194
25.579
848.293
3.959.411
2.640.742
982.626
7.582.779
11. Ingresos y gastos fInancIeros
Intereses ganadosIntereses perdidosintereses netos
Ganancia (pérdida) por diferencia de cambio y cambios en el valor razonable de los instrumentos derivados
Otros ingresos/gastos financieros netosotros resultados financieros netos
31 de diciembre de 2011 (9 meses)
3.080.838
(10.834.586)
(7.753.748)
138.922
(5.479.879)
(5.340.957)
31 de marzo de 2011 (12 meses)
2.975.210
(10.245.927)
(7.270.717)
-
1.150.719
1.150.719
58
12. Impuesto sobre los benefIcIos
El impuesto sobre el resultado an-tes de impuesto de Tecpetrol difiere del monto teórico que se obtendría
La tasa impositiva efectiva media ponde-rada aplicada fue del 30,9% (2011: 36,5%).
ejercicios abiertos a Inspección• Argentina: 2006 a 31 de
diciembre de 2011• Perú: 2004 a 2011• Venezuela: 2005 a 2011• Ecuador: 2008 a 2011• México: 2007 a 2011• España: 2008 a 2011
Impuesto corrienteImpuesto diferido – ganancia (Nota 27)
Resultado antes del impuesto sobre los beneficiosResultados no sujetos a impuestoBase imponible netaImpuesto calculado a la tasa de cada paísGanancias exentas Quebranto no registrado como activo diferidoGastos no deducibles y otrosCargo por impuesto
31 de diciembre de 2011 (9 meses)
69.028.356
(1.817.439)
67.210.915
31 de diciembre de 2011 (9 meses)
217.600.471
(2.134.499)
215.465.972
65.694.509
(485.246)
3.239.575
(1.237.923)
67.210.915
31 de marzo de 2011 (12 meses)
47.847.417
(1.073.502)
46.773.915
31 de marzo de 2011 (12 meses)
128.005.282
985.230
128.990.512
38.890.065
(663.288)
3.961.188
4.585.950
46.773.915
utilizando la alícuota impositiva vigente en cada país, como se expone a continuación:
Como consecuencia, entre otras, de di-ferentes posibles interpretaciones de la legislación fiscal vigente, podrían surgir pasivos adicionales como resultado de una inspección. En todo caso, los ad-ministradores de Tecpetrol consideran que dichos pasivos, en caso de produ-cirse, no afectarían significativamente a las cuentas anuales.
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 59
13. InmovIlIzado materIal
(1) Incluye la desvalorización de activos de desarro-llo de la dependiente Tecpetrol SA por euros 7,5 millones (ver Nota 16).
CosteSaldo al inicio del ejercicioDiferencias de conversiónAltasTraspasosBajassaldo al cierre del ejercicio
depreciaciónDepreciación acumulada al inicio del ejercicioDiferencias de conversiónDepreciación del ejercicio y desvalorización (1)Bajasdepreciación acumulada al cierre del ejercicioAl 31 de diciembre de 2011
Maquinaria y equipo
288.558.384
9.985.151
89.237
10.143.803
(1.510.041)
307.266.534
143.331.855
5.217.472
16.223.731
(1.507.432)
163.265.626
144.000.908
Activos de desarrollo/ producción
650.168.599
23.674.735
-
96.364.729
(4.173.182)
766.034.881
450.232.195
17.330.574
58.106.118
(3.708.858)
521.960.029
244.074.852
60
CosteSaldo al inicio del ejercicioDiferencias de conversiónAltasTraspasosBajassaldo al cierre del ejercicio
depreciaciónDepreciación acumulada al inicio del ejercicioDiferencias de conversiónDepreciación del ejercicio y desvalorización (1)Bajasdepreciación acumulada al cierre del ejercicioAl 31 de diciembre de 2011
Total
1.200.940.364
41.523.343
179.667.360
-
(7.578.923)
1.414.552.144
609.340.653
23.041.552
89.876.871
(5.816.029)
716.443.047
698.109.097
otros
21.989.206
689.715
6.389.914
(1.107.469)
(183.064)
27.778.302
7.486.900
261.568
2.038.302
(132.760)
9.654.010
18.124.292
obras en curso
35.815.903
601.600
154.809.543
(120.107.783)
(1.245.657)
69.873.606
-
-
-
-
-
69.873.606
reservas adquiridas
138.677.994
4.510.393
-
3.776.648
-
146.965.035
-
(74.960)
12.176.834
-
12.101.874
134.863.161
exploración y evaluación
55.048.269
1.531.149
9.988.197
10.930.072
-
77.497.687
-
-
-
-
-
77.497.687
Abandono de pozos
10.682.009
530.600
8.390.469
-
(466.979)
19.136.099
8.289.703
306.898
1.331.886
(466.979)
9.461.508
9.674.591
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 61
Coste Saldo al inicio del ejercicioDiferencias de conversiónAltasTraspasosBajassaldo al cierre del ejercicio
depreciaciónDepreciación acumulada al inicio del ejercicioDiferencias de conversiónDepreciación del ejercicio y desvalorización (2)Bajasdepreciación acumulada al cierre del ejercicioAl 31 de marzo de 2011
Maquinaria y equipo
278.710.562
(7.276.472)
1.147.673
16.038.070
(61.449)
288.558.384
138.310.572
(10.934.463)
15.898.329
57.417
143.331.855
145.226.529
Activos de desarrollo / producción
608.674.882
(46.176.508)
18.649.607
81.702.238
(12.681.620)
650.168.599
433.269.211
(38.371.892)
55.334.876
-
450.232.195
199.936.404
(2) Incluye la reversión de la desvalorización de activos de desarrollo contabilizada en la sociedad dependiente Tecpecuador SA por euros 3 millones (ver Nota 16).
13. InmovIlIzado materIal (cont.)
62
Coste Saldo al inicio del ejercicioDiferencias de conversiónAltasTraspasosBajassaldo al cierre del ejercicio
depreciaciónDepreciación acumulada al inicio del ejercicioDiferencias de conversiónDepreciación del ejercicio y desvalorización (2)Bajasdepreciación acumulada al cierre del ejercicioAl 31 de marzo de 2011
Total
1.102.956.130
(47.959.279)
162.398.456
-
(16.454.943)
1.200.940.364
587.865.863
(50.443.028)
71.791.558
126.260
609.340.653
591.599.711
otros
13.543.173
(718.411)
10.113.336
-
(948.892)
21.989.206
6.901.989
(416.572 )
932.640
68.843
7.486.900
14.502.306
obras en curso
35.101.491
(361.619)
103.474.193
(102.398.162)
-
35.815.903
-
-
-
-
-
35.815.903
reservas adquiridas
128.628.027
10.049.967
-
-
-
138.677.994
-
-
-
-
-
138.677.994
exploración y evaluación
25.488.294
(2.637.618)
28.108.806
4.657.854
(569.067)
55.048.269
-
-
-
-
-
55.048.269
Abandono de pozos
12.809.701
(838.618)
904.841
-
(2.193.915)
10.682.009
9.384.091
(720.101)
(374.287)
-
8.289.703
2.392.306
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 63
segurosLa Sociedad tiene contratadas varias pólizas de seguro para cubrir los ries-gos a los que están sujetos los ele-mentos del inmovilizado material. La cobertura de estas pólizas se considera suficiente.
14. actIvos IntangIbles El 25 de marzo de 2010 la sociedad de-pendiente Burgos Oil Services S.A. de C.V., completó la adquisición del 100% del capital accionario de la sociedad Erskine Energy Production Co, (hoy Tecpetrol Corporation), generando un valor de fondo de comercio de euros 8.574.651. La variación del saldo al 31 de diciembre de 2011 y 31 de marzo de 2011 corresponde únicamente a las diferencias de conversión generadas en el ejercicio.
El costo de adquisición fue determi-nado como el valor razonable de los activos adquiridos, capital emitido y deudas incurridas o asumidas a la fecha de la compra, más los costos directamente atribuibles a la adquisi-ción, de acuerdo a la NIIF 3 vigente a dicha fecha.Tecpetrol calcula el valor de uso a tra-vés de un flujo de fondos descontado a los efectos de evaluar la recuperabilidad del fondo de comercio. Entre las princi-pales premisas utilizadas se encuentran la estimación de los precios de venta, los costos y niveles de producción, y una tasa de descuento (expresada en dólares estadounidenses) de 15,0% al 31 de diciembre de 2011 (12,4% al 31 de marzo de 2011). Al 31 de diciembre de 2011 y al 31 de marzo de 2011 no se re-gistró ningún cargo por desvalorización en el fondo de comercio.
Al inicio del ejercicioDiferencia de conversiónResultado de inversiones en sociedades asociadasDividendos cobradosAl cierre del ejercicio
31 de diciembre de 2011
29.204.340
(233.904)
615.884
(1.345.373)
28.240.947
31 de marzo de 2011
27.444.310
1.467.259
2.036.678
(1.743.907)
29.204.340
15. InversIones en compañías asocIadas
64
Las compañías asociadas son las siguientes:
(*) Constituidas en Argentina
(1) A través de TIBSA Inversora S.A., la Sociedad posee una participación indirecta del 27,50% de Litoral Gas S.A. al 31 de diciembre y 31 de marzo de 2011.
(2) A través de Gasinvest S.A., la Sociedad posee una participación indirecta del 15,35% en Transporta-dora de Gas del Norte S.A. (TGN) , quien cotiza en la Bolsa de Buenos Aires (Argentina), siendo su valor de cotización al 31 de diciembre de 2011 de ARS 0,81 por acción (equivalentes a 0,15 euros por acción) y ARS 1,51 al 31 de marzo de 2011 (equivalentes a 0,25 euros por acción).
soCiedAd (*)
TIBSA Inversora S.A. (1)
Gasinvest S.A.Transportadora de Gas del Mercosur S.A. (3)
Energy Consulting Services S.A.
Transportadora de Gas del Norte S.A. (2) y (3)
Total
saldo al 31 de diciembre de 2011
12.430.710
7.987.392
6.182.858
1.625.620
14.367
28.240.947
% al 31 de diciembre de 2011
30,00
27,24
21,79
29,17
0,03
saldo al 31 de marzo de 2011
13.748.302
7.747.133
5.987.128
1.708.481
13.296
29.204.340
% al 31 de marzo de 2011
30,00
27,24
21,79
29,17
0,03
(3) La Sociedad realizó la evaluación de recuperabi-lidad de las inversiones en Gasinvest, Transpor-tadora de Gas del Mercosur S.A. (TGM) y TGN y registró una desvalorización en el ejercicio finali-zado el 31 de marzo de 2009.
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 65
A continuación se expone la informa-ción contable seleccionada de las compañías asociadas:
soCiedAd
TIBSA Inversora S.A. Gasinvest S.A.Transportadora de Gas del Mercosur S.A.
Energy Consulting Services S.A
Transportadora de Gas del Norte S.A.
soCiedAd
TIBSA Inversora S.A. Gasinvest S.A.Transportadora de Gas del Mercosur S.A.
Energy Consulting Services S.A
Transportadora de Gas del Norte S.A.
resultados
3.868
(9)
(3.856)
2.503
(12.560)
resultados
3.787
(9)
(3.875)
2.788
23.852
Pasivos
22.456 35
15.527
17.866
431.485
Pasivos
20.585
34
3.053
17.866
414.469
Activos
67.730
662
53.567
23.459
614.517
Activos
68.420
641
34.528
24.344
618.054
ingresos por ventas
53.762
-
3
61.995
54.501
ingresos por ventas
47.261
-
-
51.694
94.473
31.03.11 (en miles de euros)
31.12.11 (en miles de euros)
66
16. deterIoro de actIvos de largo plazo. InmovIlIzado materIalTecpetrol analiza la recuperabilidad de sus activos de largo plazo perió-dicamente o cuando existen eventos o cambios en las circunstancias que indiquen un potencial indicio de desva-lorización. Este análisis es realizado de acuerdo con los criterios descriptos en la Nota 2.4.El valor recuperable de cada UGE, con-siderando a una UGE como un negocio conjunto dentro de una misma entidad legal o, en caso de no haya negocios conjuntos a la entidad legal, es esti-mado por la Sociedad como el mayor entre el valor razonable de los activos, menos los gastos directos de venta y el valor de uso de los activos calcula-do sobre la base del flujo de fondos descontado, aplicando una tasa de descuento que refleja los riesgos del país donde opera la UGE y sus caracte-rísticas específicas.La determinación del flujo de fondos descontado involucra un conjunto de estimaciones y supuestos sensibles, tales como la evolución de los niveles de la producción de hidrocarburos, su precio de venta, la evolución de la cur-va de precios futuros del WTI (Western Texas Intermediate), inflación, tipo de
cambio, costes y demás egresos de fondos, en función de la mejor estima-ción de los mismos que la Sociedad prevé hacia el futuro en relación con sus operaciones.El flujo de fondos derivado de las distintas UGEs es generalmente pro-yectado para un período que cubre la existencia de reservas comercialmente explotables y está limitado a la exis-tencia de reservas probadas en el plazo de duración de la concesión o contrato. Los precios futuros de hidrocarburos utilizados son los precios de mercado. Las tasas de descuento utilizadas fueron de aproximadamente un 15% al 31 de diciembre de 2011 y 31 de marzo de 2011.En el presente ejercicio se reconoció un cargo por desvalorización de euros 7,5 millones en las operaciones de Argentina, como consecuencia de los cambios en las condiciones económi-cas en dicho país, el cual se expone dentro de “Costes operativos” en la cuenta de resultados consolidada. Como consecuencia de los análisis de recuperabilidad realizados al 31 de marzo de 2011, se reversó el cargo por deterioro de las operaciones en Ecuador en euros 3 millones, la cual fue imputada en la cuenta de resulta-dos al 31 de marzo de 2011 dentro del rubro Costes operativos.
no corrientesInversiones sin cotización
31 de diciembre de 2011
48.767.386
48.767.386
31 de marzo de 2011
47.370.339
47.370.339
17. actIvos fInancIeros dIsponIbles para la venta
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 67
La evolución de los activos financieros es la siguiente:
Los activos financieros disponibles para la venta incluyen las participa-ciones en las sociedades: Baripetrol S.A., Oleoductos del Valle S.A., Terminales Marítimas Patagónicas S.A., Compañía Operadora de Gas del Amazonas S.A.C. y Euroamerica Hardwods Technology S.A.Durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre y 31 de marzo de 2011 se han declarado dividendos por importe de 3.514.292 euros y 683.520 euros, respectivamente. Los mismos se reconocen en la cuenta de resultados en “Otros ingresos operativos”.
Al inicio del ejercicioDiferencias de conversiónAltasVariaciones en el valor razonableAl cierre del ejercicio
31 de diciembre de 2011
47.370.339
1.560.338
-
(163.291)
48.767.386
31 de marzo de 2011
42.533.467
3.369.777
55
1.467.040
47.370.339
El valor razonable de dichas inversio-nes se calculó en función de un flujo de fondos descontado a una tasa del 13,2% al 31 de diciembre de 2011 y del 10% 31 de marzo de 2011. De las mencionadas inversiones, el 95% co-rresponde a activos financieros man-tenidos en dólares estadounidenses mientras que el 3% restante son en pesos argentinos. Al 31 de diciem-bre de 2011 y 31 de marzo de 2011 no se han registrado desvalorizacio-nes de dichos activos.
HidrocarburosInsumos y repuestos
31 de diciembre de 2011
16.122.158
15.044.625
31.166.783
31 de marzo de 2011
1.880.935
13.366.133
15.247.068
18. eXIstencIas
68
19. otros crédItos y antIcIpos
no corrientesFiscalesAnticipos y préstamos al personalAnticipos a proveedoresOtros créditos
Provisión para créditos incobrables
CorrientesCréditos comunesGastos a devengarCréditos de partes relacionadas (Nota 32)FiscalesAnticipos y préstamos al personalAnticipos a proveedoresOtros créditos
Provisión para créditos incobrables
31 de diciembre de 2011
9.165.015
1.010.156
1.141.240
2.049.452
13.365.863
(104.708)
13.261.155
10.453.960
1.738.987
2.360.454
12.581.232
1.361.800
2.497.345
6.383.412
37.377.190
(728.192)
36.648.998
31 de marzo de 2011
3.505.767
1.121.310
-
1.890.325
6.517.402
-
6.517.402
19.841.607
5.247.874
1.161.895
10.440.364
496.116
-
2.847.884
40.035.740
-
40.035.740
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 69
20. clIentes
no corrientesClientes comunesProvisión para créditos incobrables
CorrientesClientes Clientes de partes relacionadas (Nota 32)
Provisión para créditos incobrables
Total
31 de diciembre de 2011
35.202.037
(440.874)
34.761.163
95.995.147
3.973.083
99.968.230
(5.194.186)
94.774.044
129.535.207
31 de marzo de 2011
32.865.418
-
32.865.418
97.958.635
2.074.696
100.033.331
(2.113.369)
97.919.962
130.785.380
La siguiente tabla detalla la antigüe-dad de los clientes:
Al 31 de diciembre de 2011Créditos por ventasProvisión para créditos incobrables
Valor neto
Al 31 de marzo de 2011Créditos por ventasProvisión para créditos incobrables
Valor neto
1 - 180 días
3.829.641
(831.437)
2.998.204
1.900.287
(997.401)
902.886
no
vencidos
126.702.568
(165.565)
126.537.003
129.882.494
-
129.882.494
Total
135.170.267
(5.635.060)
129.535.207
132.898.749
(2.113.369)
130.785.380
> 180 días
4.638.058
(4.638.058)
-
1.115.968
(1.115.968)
-
Vencidos
70
21. efectIvo y equIvalentes de efectIvo
Caja y bancosColocaciones a corto plazoColocaciones a corto plazo en sociedades relacionadas (Nota 32)
31 de diciembre de 2011
64.503.074
15.462.709
94.303.467
174.269.250
31 de marzo de 2011
36.505.227
17.093.596
70.218.567
123.817.390
La tasa de interés efectiva promedio sobre colocaciones a corto plazo fue de 0,5% para ambos ejercicios; estos depósitos tie-nen un vencimiento promedio de 30 días.
Efectivo y equivalentes de efectivoDescubiertos en cuenta corriente (Nota 23)
31 de diciembre de 2011
174.269.250
(2.095.274)
172.173.976
31 de marzo de 2011
123.817.390
(5.952.608)
117.864.782
El efectivo y los equivalentes de efecti-vo y los descubiertos bancarios inclu-yen los siguientes epígrafes a los fines del estado de flujo de efectivo:
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 71
Base de repartoResultado del ejercicio
distribuciónReserva Voluntaria
31 de diciembre de 2011
139.424.339
139.424.339
139.424.339
139.424.339
31 de marzo de 2011
58.721.284
58.721.284
58.721.284
58.721.284
dividendos por participación socialLa Sociedad ha distribuido dividendos durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2011 por un total de euros 70.980.000. Durante el ejercicio finaliza-do el 31 de marzo de 2011 la Sociedad ha aprobado un dividendo por euros 25.728.896 el cual había sido distribuido
en el ejercicio finalizado el 31 de marzo de 2010 como dividendo a cuenta.
dividendos a cuentaLa Sociedad no ha distribuido durante el ejercicio finalizado el 31 de diciem-bre de 2011 y 31 de marzo de 2011 dividendos a cuenta.
22. otras reservas atrIbuIbles a los socIos
disponibilidad y restricciones sobre las reservas y ganancias acumuladasLa propuesta de distribución del resultado de las cuentas anuales
individuales al 31 de diciembre de 2011 y otras reservas de la Sociedad a presentar al Socio Único, así como la distribución del resultado al 31 de marzo de 2011 aprobada es la siguiente:
72
no CorrientesPréstamos bancariosPréstamos con partes relacionadas (Nota 32)
CorrientesDescubiertos en cuenta corriente (Nota 21)Préstamos bancariosPréstamos con partes relacionadas (Nota 32)
31 de diciembre de 2011
123.596.099
88.951.555
212.547.654
2.095.274
79.888.285
3.868.439
85.851.998
31 de marzo de 2011
113.509.139
61.297.032
174.806.171
5.952.608
62.397.190
3.504.232
71.854.030
El total de deudas bancarias y financie-ras al 31 de diciembre y 31 de marzo de 2011 incluye deudas con garantía de la Sociedad dominante por un total de euros 11,4 millones y euros 15,5 millones, respectivamente.
A continuación se detallan los princi-pales préstamos bancarios y con par-tes relacionadas:
23. deudas bancarIas y fInancIeras
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 73
74
préstamos bancarios
soCiedAd
no corrientesTecpetrol Corporation
Tecpetrol del Perú S.A.C. / Tecpetrol Bloque 56 S.A.C
Tecpetrol Bloque 56 S.A.C
Servicios Múltiples de Burgos S.A. de C.V.
CorrientesTecpetrol Colombia S.A.S.
Tecpetrol Colombia S.A.S
Tecpetrol del Perú S.A.C. / Tecpetrol Bloque 56 S.A.C
Servicios Múltiples de Burgos SA de CV.
Tecpetrol S.A.
Tecpetrol del Perú S.A.C.
31 de diciembre de 2011
76.111.162
36.151.344
6.884.954
4.448.639
20.589.158
20.910.071
19.158.970
7.016.906
5.501.802
-
Prestamista
Credit Agricole Corporateand Investment bank
Scotiabank Perú
Banco de Crédito del Perú
Bancomer S.A.
BBVA NY
Credit Agricole Corporateand Investment bank
Scotiabank Perú
Bancomer S.A.
Banco Ciudad
BBVA Banco Continental
Tasa de interés
LIBO + 3,50%
LIBO + spread entre 3,4% y 4,5%
LIBO + 4,5%
LIBO + spread entre 1,5% y 3%
LIBO + 0,92%
LIBO + 0,85%
LIBO + spread entre 3,4% y 4,5%
LIBO + spreadentre 1,5% y 3%
16%
LIBO + 1,75%
31 de marzo de 2011
73.194.930
19.275.523
9.636.316
6. 093.584
19.907.096
14.219.354
6.113.498
8.483.374
-
4.968.250
Moneda
US$
US$
US$
US$
US$
US$
US$
US$
ARS
US$
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 75
préstamos de partes relacionadas
El valor razonable de las deudas bancarias y financieras corrientes y no corrientes no difiere significativa-mente de su valor de libros al 31 de diciembre y 31 de marzo de 2011.
soCiedAd
no corrientes Norpower S.A. de C.V.
Tecpetrol de Bolivia S.A.
Tecpetrol Corporation
CorrientesTecpetrol de Bolivia S.A.
31 de diciembre de 2011
2.508.908
32.342.639
54.100.008
3.868.439
Prestamista
Techint S.A. de C.V.
Tecpetrol
International S.A.
Tecpetrol
International S.A.
Tecpetrol
International S.A.
Tasa de interés
LIBO +3%
LIBO 12m + 3%
LIBO + 2,7%
LIBO 12m + 3%
31 de marzo de 2011
202.753
18.395.019
-
3.457.186
Moneda
US$
US$
US$
US$
Planes de beneficios por retiro y otros Programas de retención e incentivo a largo plazoOtros beneficios al personalTotal pasivo reconocido (*)
Planes de beneficios por retiro y otros Programas de retención e incentivo a largo plazoTotal incluido en Costes laborales (nota 9)
31 de diciembre de 2011
12.291.878
826.891
285.470
13.404.239
31 de diciembre de 2011 (9 meses)
2.458.148
385.506
2.843.654
31 de marzo de 2011
9.853.590
487.298
224.966
10.565.854
31 de marzo de 2011 (12 meses)
3.551.320
590.812
4.142.132
24. planes de benefIcIos al personal El pasivo reconocido en el balance consolidado y los importes expuestos en la cuenta de resultados consolidada se componen de la siguiente manera:
El pasivo reconocido por tales be-neficios se expone dentro del rubro “Planes de beneficios por retiro y otros” del pasivo no corriente, no existiendo deuda exigible al cierre del ejercicio.
(*) no existe deuda exigible al 31 de diciembre y 31 de marzo de 2011.
76
Valor presente de las obligaciones Coste por servicios prestados en el pasado no reconocidos
Pérdidas/ganancias actuariales no reconocidasPasivo neto reconocido
Coste del servicio corriente InteresesPérdidas / ganancias netas actuariales reconocidas en el ejercicio
Total
31 de diciembre de 2011
17.491.760
(288.245)
(4.911.637)
12.291.878
31 de diciembre de 2011 (9 meses)
735.829
1.607.586
114.733
2.458.148
31 de marzo de 2011
14.073.009
(121.316)
(4.098.103)
9.853.590
31 de marzo de 2011 (12 meses)
904.342
1.903.458
743.520
3.551.320
planes de beneficios por retiro y otros:Las principales premisas actuariales para los dos programas de beneficios que tiene vigente la Sociedad bajo la modalidad de “beneficios definidos no fondeados” y “otros beneficios de
Los importes expuestos en la cuenta de resultados consolidada son los siguientes:
largo plazo” consideran una tasa de descuento del 7% y del 6% real y una tasa de incremento salarial del 2% y 3% respectivamente, para ambos períodos. El detalle del pasivo reconocido en el balance consolidado es el siguiente:
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 77
Saldo al inicio del ejercicioDiferencias de conversiónGasto total (*)Contribuciones pagadassaldo al cierre del ejercicio
Abandono de pozosFiscalesOtrosTotal no corrienteProvisión para otras contingencias Total corrienteTotal
31 de diciembre de 2011
9.853.590
434.609
2.742.833
(739.154)
12.291.878
31 de diciembre de 2011
36.283.910
-
5.266.867
41.550.777
9.041.880
9.041.880
50.592.657
31 de marzo de 2011
7.518.107
(988.730)
3.740.707
(416.494)
9.853.590
31 de marzo de 2011
24.367.582
1.392.454
6.553.099
32.313.135
7.686.351
7.686.351
39.999.486
La evolución del pasivo expuesto en el balance consolidado se indica a continuación:
25. provIsIones
(*) El gasto total incluye diferencias de cambio por euros 284.685 al 31 de diciembre de 2011 y euros 189.387 al 31 de marzo de 2011 que se exponen dentro de “Otros resultados financieros, netos” en la cuenta de resultados consolidada.
78
Saldo al inicio del ejercicioDiferencias de conversiónAltasBajassaldo al cierre del ejercicio
31 de diciembre de 2011
39.999.486
2.267.868
11.649.681
(3.324.378)
50.592.657
31 de marzo de 2011
39.701.227
(194.816)
1.628.169
(1.135.094)
39.999.486
La variación de provisiones ocurrida en el ejercicio es la que se indica a continuación:
La provisión relacionada con el aban-dono de pozos se contabiliza utili-zando una tasa de inflación esperada
promedio de 4,5% y una tasa de des-cuento de 8,5% al 31 de diciembre y 31 de marzo de 2011.
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 79
26. proveedores y otras deudas
Información sobre los aplazamientos de pago efectuados a proveedores de la sociedadDe acuerdo con la Ley 15/2010 del 5 de julio, se establece un plazo máximo de pago de 60 días por parte de las empre-sas para el pago a los proveedores. A este efecto se establece un calendario de pago transitorio que culminará el 1 de enero de 2013. De acuerdo con la disposición transitoria segunda de la
no corrientesProveedores
CorrientesProveedoresDeudas con partes relacionadas (Nota 32)Deuda sociales y otros impuestosGastos devengados
31 de diciembre de 2011
9.515.723
9.515.723
96.910.586
4.959.632
16.160.787
10.689.427
128.720.432
31 de marzo de 2011
7.866.786
7.866.786
92.328.734
8.296.797
13.464.063
898.925
114.988.519
mencionada Ley, desde la fecha de en-trada en vigor y hasta el 31 de diciembre de 2011 de pago el plazo será de 85 días.Al 31 de diciembre de 2011, no existen saldos pendientes de pago a los pro-veedores que acumulen un aplazamien-to superior al plazo legal de pago en virtud de lo dispuesto en la Ley 3/2004. Adicionalmente, y en cumplimiento de lo establecido por la Ley 15/2010 se suministra la siguiente información a 31 de diciembre de 2011:
Dentro del plazo máximo legal Total pagos del ejercicio
euros
145.133
145.133
%
100,00
100,00
Pagos realizados por la sociedad
2011
80
27. Impuestos sobre los benefIcIos dIferIdosLa evolución del epígrafe es la siguiente:
El movimiento en los activos y pasivos por impuesto diferido durante el ejerci-cio se detalla a continuación:
saldo al inicio del ejercicio
Diferencias temporarias Resultado gananciaCargo directo a otros resultados globalesDiferencia de conversiónsaldo al cierre del ejercicio
31 de diciembre de 2011
44.370.318
(1.817.439)
(17.983)
1.262.001
43.796.897
31 de marzo de 2011
40.907.234
(1.073.502)
(1.344)
4.537.930
44.370.318
PAsiVo iMPuesTo diFerido
Saldos al 31 de marzo de 2010
Resultado pérdida/ (ganancia)
Otros resultados globalesDiferencias de conversiónsaldos al 31 de marzo de 2011
Resultado pérdida/ (ganancia)
Diferencias de conversiónsaldos al 31 de diciembre de 2011
otros
3.876.207
1.726.685
(1.344) (177.771)
5.423.777
4.060.730
135.342
9.619.849
Provisiones
22.467.978
(5.452.172)
-
1.827.940
18.843.746
(1.863.965)
627.512
17.607.293
inmovilizado material
41.765.907
3.674.650
-
2.947.406
48.387.963
9.418.800
1.646.040
59.452.803
Total
68.110.092
(50.837)
(1.344)
4.597.575
72.655.486
11.615.565
2.408.894
86.679.945
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 81
ACTiVo iMPuesTo diFerido
Saldos al 31 de marzo de 2010Resultado pérdida/(ganancia)Diferencias de conversiónsaldos al 31 de marzo de 2011
Resultado pérdida/(ganancia)Otros resultados integralesDiferencias de conversiónsaldos al 31 de diciembre de 2011
otros
(61.345)
(209.246)
(15.727)
(286.318)
(415.888)
(17.983)
(49.616)
61.971
Provisiones
(16.123.455)
224.594
803.148
(15.095.713)
(2.882.339)
-
(742.960)
(18.721.012)
Quebrantos impositivos
(11.018.375)
(1.037.666)
(847.095)
(12.903.136)
(9.714.804)
-
(362.023)
(22.979.963)
inmovilizado material
317
(347)
29
(1)
(1.251.749)
-
7.706
(1.244.044)
Total
(27.202.858)
(1.022.665)
(59.645)
(28.285.168)
(13.433.004)
(17.983)
(1.146.893)
(42.883.048)
Los siguientes montos, determina-dos después de ser compensados
El plazo estimado para la reversión de los activos y pasivos diferidos es el siguiente:
adecuadamente, se exponen en el balance consolidado:
Activo impositivo diferidoPasivo impositivo diferido
Activo por impuesto diferido a recuperar después de 12 meses
Pasivo por impuesto diferido a recuperar después de 12 meses
Activo por impuesto diferido a recuperar antes de 12 meses
Pasivo por impuesto diferido a recuperar antes de 12 meses
31 de diciembre de 2011
(12.936.046)
56.732.943
43.796.897
31 de diciembre de 2011
(24.224.006)
59.452.803
(18.659.042)
27.227.142
31 de marzo de 2011
(8.826.251)
53.196.569
44.370.318
31 de marzo de 2011
(12.903.136)
48.387.963
(15.382.032)
24.267.523
82
PAís
BoliviaEstados Unidos
España
Monto en miles de euros
54.616
147.467
155
Base imponible negativa
496.513.107
191.514.993
155.000
Moneda
de origen
bolivianos
dólares estadounidenses
euros
sociedad
Tecpetrol de Bolivia S.A.
Erskine EnergyProduction Company
Tecpetrol Internacional S.L.U.
Prescripción
5 años
Entre 3y 20 años
15 años
Los activos por bases imponibles negativas pendiente de compensación se reconocen en la medida en que es probable la realización del corres-pondiente beneficio fiscal a través de beneficios fiscales futuros.A la fecha de las presentes cuentas anuales consolidadas, los quebrantos pendientes de utilización no reconoci-dos como activos diferidos ascienden a euros 40,2 millones, de los cuales, euros 27,6 millones provienen de Tecpetrol Corporation, cuyo plazo de prescripción se encuentra entre 3 y 20 años, y euros 12,6 millones de otras dependientes, cuyo plazo de prescripción es de 5 años.Las pérdidas impositivas generadas en España vencen a partir de 2022.
28. Instrumentos fInancIeros derIvadosTecpetrol Corporation (sociedad de-pendiente) ha firmado contratos swap para reducir su exposición al riesgo de variación en los precios del mer-cado spot del petróleo, gas natural y NGLs (propano). La contraparte es Tecpetrol Internacional S.A. (socio único). Los contratos swap se liquidan
mensualmente y representan un in-tercambio de fondos en función a la diferencia entre el precio pactado y el precio spot. Estos contratos están programados según los pronósticos de i) la producción mensual de gas equivalente a volúmenes en millo-nes de unidades térmicas británicas (MMbtu) por mes, ii) la producción mensual de petróleo equivalente a volúmenes en barriles (bbl.) por mes y iii) la producción mensual de NGLs equivalente a volúmenes en galones (gal) por mes. Tecpetrol Corporation ha designado a estos contratos vigentes derivados como instrumentos de cobertura de flujos de efectivo.El siguiente es un resumen de los con-tratos al 31 de diciembre de 2011:
bases imponibles negativasEl siguiente es el detalle de las bases imponibles negativas de Tecpetrol al 31 de diciembre de 2011:
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 83
TiPo de ConTrATo
Swaps de Gas
Swaps de Petróleo
Swaps de Propano
Total
TiPo de ConTrATo
Swaps de Gas
Total
Vencimiento
2012-2016
2012-2016
2012-2016
Vencimiento
2011-2014
Valor razonable al 31 de diciembre de 2011
8.104.363
1.188.054
517.134
9.809.551
Valor razonable al 31 de marzo de 2011
2.319.720
2.319.720
Precios
entre 5,01 y 5,94 U$S/MMbtu
entre 103,08 y 103,99
U$$/bbl.
entre 121 y 143 U$S/gal
Precios
entre 5,14 y 6,10 U$S/MMbtu
Volumen remanente
6.780 MMBtu
234 bbl.
14.532 gal
Volumen remanente
6.780 MMBtu
29. contIngencIas Tecpetrol posee pasivos contingentes con respecto a los reclamos imposi-tivos que surgen en el curso normal de sus operaciones. Asimismo existen algunas interpretaciones de ciertas normas por parte de entidades regulatorias referidas a la forma de cálculo y liquidación de ciertos tributos que difieren del criterio sustentado por Tecpetrol. En base a la evaluación de la Gerencia y al asesoramiento de sus abogados, no se prevé incurrir en gastos sig-nificativos derivados de pasivos
contingentes que no se encuentren provisionados en las presentes cuen-tas anuales consolidadas.
argentina – determinación de oficio de Impuesto a las gananciasLa autoridad de contralor impositiva Argentina, Administración Federal de Ingresos Públicos (AFIP) ha realizado una determinación de oficio a la socie-dad subsidiaria Tecpetrol S.A. corres-pondiente al Impuesto a las ganancias por euros 1,8 millones, más intereses y multas, bajo el argumento de un
84
tratamiento supuestamente incorrecto de los resultados de ciertos instrumen-tos derivados de petróleo crudo y de otras deducciones, por los períodos fiscales 2000 y 2001. En julio de 2006 se interpuso un recurso de apelación, con efectos suspensivos respecto de la intimación de pago. En mayo de 2011 la Sociedad fue notificada de la sentencia de Tribunal Fiscal, el cual falló a favor de la Sociedad en relación al tratamiento de los instrumentos derivados de petróleo crudo y en con-tra de la Sociedad respecto de ciertas deducciones. Por su parte, al haber cesado el efecto suspensivo del recur-so de apelación ante el Tribunal Fiscal, en noviembre de 2011 la Sociedad ha procedido a cancelar el monto correspondiente a los rubros que le resultaran adversos en virtud de la sentencia (euros 0,1 millones aproxi-madamente en concepto de impuesto más intereses), sin perjuicio de lo cual la Sociedad ha interpuesto recurso de apelación ante la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal.
30. sItuacIón de compañías asocIadas transportadora de gas del norte s.a. y transportadora de gas del mercosur s.a.Transportadora de Gas del Norte S.A. (“TGN”), inició sus operaciones a fines de 1992 y desde entonces desarrolló un importante plan de inversiones que le permite contar con 6.195 km de gasoductos, con capacidad de trans-porte que supera los 54,4 MMm³/día de gas natural, 354.200 HP instalados y 19 plantas compresoras.TGN opera dos gasoductos troncales conectados a los yacimientos del Norte y Centro-Oeste de Argentina, cuya
ubicación le permite abastecer necesi-dades de los países del Cono Sur.Las medidas adoptadas por el gobier-no de la República Argentina durante 2002 y la situación hasta la fecha han modificado sustancialmente las condi-ciones legales y contractuales en cuyo marco se desenvolvían las actividades de TGN hasta diciembre de 2001. El congelamiento de tarifas, sumado a la desvalorización de la moneda ar-gentina a una tercera parte de su valor preexistente hasta fines de 2001 ge-neró un desequilibrio sustancial en la estructura financiera y patrimonial de TGN. Esta situación provocó el incum-plimiento transitorio de los compro-misos con acreedores y la necesidad de plantear una reestructuración de la deuda financiera. De hecho, luego de cuatro años de negociaciones con sus acreedores, a fines del mes de sep-tiembre de 2007, TGN procedió a con-sumar la reestructuración voluntaria de su deuda financiera. Por otra parte, en virtud de las reso-luciones adoptadas por el Directorio de TGN el 11 de diciembre de 2007 y por la Asamblea Ordinaria celebrada el 22 de enero de 2008, se dispuso la constitución de un nuevo Programa Global para la emisión de obligaciones negociables simples no convertibles en acciones por hasta US$400 millones o su equivalente en otras monedas en circulación en cualquier momento. No obstante lo antedicho, el deterioro de la ecuación económico financiera producto del persistente congelamien-to de las tarifas domésticas combina-do con una caída en los ingresos por transporte de exportación debido a la falta de saldos de gas y a un incremen-to generalizado de costos en pesos argentinos y dólares estadounidenses, genera incertidumbre respecto de la capacidad de TGN para continuar
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 85
atendiendo en el futuro los compromi-sos contables en las condiciones pac-tadas. En este contexto el Directorio de TGN decidió suspender a partir del 22 de diciembre de 2008 los pagos de capital e intereses de su deuda financiera.Al 31 de diciembre de 2011, TGN man-tiene deudas financieras por un total de US$451,3 millones (euros 347,5 millones), de las cuales no ha cumpli-do con el pago de capital por US$344,9 millones (euros 265,6 millones), intere-ses por US$89,3 millones (euros 68,8 millones) y US$17,1 millones (euros 13,2 millones) de intereses punitorios.A pesar que la decisión de suspender los pagos de su deuda financiera fue adoptada con la finalidad explícita de privilegiar la prestación segura y con-fiable del servicio público de transpor-te de gas natural, preservar el principio de empresa en marcha y asegurar la igualdad de trato a todos sus acree-dores, el 29 de diciembre de 2008 el ENARGAS dispuso la intervención de TGN por 120 días. La intervención dispuesta fue sucesivamente prorroga-da estando actualmente vigente. Cabe aclarar que TGN continuó prestando el servicio público a su cargo con total normalidad y sin afectación de sus clientes ni de los usuarios en general. El 23 de abril de 2009 TGN anunció la presentación de una oferta de canje y de pedido de Acuerdo Preventivo Extrajudicial (“APE”) dirigida a la rees-tructuración total de sus pasivos conta-bles, que fue posteriormente mejorada y modificada por una nueva oferta y pedido de APE lanzada el 8 de sep-tiembre de 2009. Dicha oferta tuvo una aceptación del 87,97%, sin embargo el proceso de reestructuración se vio demorado por la justicia a pedido de la Administración Nacional de Seguridad Social. A mediados de julio de 2010
se destrabó dicho conflicto, pero en septiembre de 2010 el fiscal general solicitó la nulidad del APE, lo que fue contestado y refutado por TGN. A la fecha la Cámara Comercial aún no se ha pronunciado sobre el tema.A la fecha de emisión de las presentes cuentas anuales consolidadas, no se ha producido una modificación en el cuadro tarifario, sin perjuicio que TGN espera alcanzar un entendimiento pleno con el gobierno de la República Argentina y en tal sentido, continúa trabajando con las autoridades nacio-nales, aportando su mayor esfuerzo de manera de poder retomar en el más breve plazo posible la senda de crecimiento.La sociedad Transportadora de Gas del Mercosur S.A. (“TGM”), comenzó su operación comercial en el año 2000, en cumplimiento de su obligación contractual de poner a disposición de YPF S.A. en su gasoducto de 24’’ y 422 km de extensión, una capacidad de transporte de hasta 2,8 millones de m3 diarios de gas natural a ser entregado en la frontera subfluvial bajo el río Uruguay, que delimita el territorio de Argentina y Brasil, vecino de la ciudad de Paso de los Libres, Corrientes.Sobre la base de las normas dictadas por el gobierno nacional argentino tendientes a redistribuir los efectos de la crisis energética en el corto plazo, la Subsecretaría de Combustibles dispu-so una serie de medidas destinadas a suspender la exportación de ciertos volúmenes de gas natural con el fin de garantizar el abastecimiento interno. Como consecuencia de ello, con fecha 15 de abril de 2009 TGM ha declarado resuelto el contrato de transporte cele-brado con YPF, que constituye su única fuente de ingreso. En relación con el recupero del valor sobre la participación de la Sociedad
86
en el capital accionario de TGN y TGM, se realizó la prueba de recuperabilidad de sus activos relacionados con dichas sociedades. Las hipótesis, premisas y estimaciones sobre hechos futuros, utilizadas para efectuar esa prueba, parten de los escenarios de operación y comerciales, en cuanto a actividades y precios, previstos por las mismas sociedades operativas, teniendo en consideración la visión proyectada de la gerencia, en lo que hace a la consideración del impuesto a las ga-nancias, escenarios de percepción de los dividendos provenientes de dichas inversiones y tasa de actualización del flujo de fondos. El conjunto de dichas
estimaciones son, naturalmente, de ocurrencia futura y pueden, o no, ma-terializarse. En estas circunstancias, la valoración de dichas inversiones (netas de provisiones por desvalori-zación registradas en años anterio-res) registra la mejor estimación de Sociedad sobre la recuperabilidad de estos activos.
31. prIncIpales compromIsos, garantías y restrIccIonesA la fecha de las presentes cuentas anuales consolidadas la Sociedad y sus dependientes mantienen los si-guientes compromisos y/o garantías:
a) principales garantías corporativas
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 87
concepto
Garantía por el 50% de obligaciones de SMB por el préstamo con Bancomer.
Garantía irrevocable e incondicional para el debido cumplimiento de las obligaciones del contrato (primera y segunda fase) celebrado entre PEP y Norpower S.A. de C.V.
Garantía solidaria por el cumplimiento de las obligaciones de Tecpetrol del Perú SAC y Tecpetrol Bloque 56 SAC bajo el contrato de licencia para la explotación de hidrocarburos en los lotes 88, 56 y 174.
sociedad solicitante
Tecpetrol Internacional S.L.U.
Tecpetrol International S.A.
Tecpetrol Internacional S.L.U.
Beneficiario
Bancomer
PEP
Perupetro S.A.
Millones
de us$
15
14
-
observaciones
Ejecutable solo si el incum-plimiento se debe a una causa relacionada con la per-formance de SMB.
TE&IC S.A. (accionista indi-recto de Norpower S.A. de C.V., a través de Techint S.A. de C.V.) emitió una indem-nidad a favor de Tecpetrol International S.A. hasta un monto de US$5,7 millones contra cualquier acción.
Sin monto definido.
concepto
Cumplimiento de las obligaciones de Tecpecuador S.A. del contrato modificatorio al contrato de prestación de servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos en el Bloque Bermejo.
Garantía solidaria por el cumplimiento de las obligaciones de Tecpetrol Colombia S.A.S. del contrato de exploración y producción de hidrocarburos con la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia (“ANH”) y por los perjuicios derivados del incumplimiento de las mismas.
Garantía solidaria, continua, incondicional e irrevocable de proveer a Tecpetrol de Bolivia S.A. todos los recursos técnicos y financieros necesarios para ejecutar sus obligaciones, en conformidad con los contratos de operación de los Bloques Aquío e Ipati.
sociedad solicitante
Tecpetrol Internacional S.L.U.
Tecpetrol Internacional S.L.U.
Tecpetrol S.A.
Beneficiario
Estado ecuatoriano
ANH
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB)
Millones
de us$
-
-
-
observaciones
Sin monto definido.
Sin monto definido.
Sin monto definido.
88
b) principales garantías en entidades financieras y compañías de seguro (monto en millones de dólares estadounidenses)
concepto
Cumplimiento de inversiones de Tecpetrol Colombia S.A.S.
Cumplimiento de inversiones de Tecpetrol Colombia S.A.S.
Debido cumplimiento de las obligaciones de Burgos Oil Services S.A. de C.V. derivadas del contrato de obra pública celebrado con PEP.
Debido cumplimiento de las obligaciones derivadas del contrato celebrado entre Norpower S.A. de C.V. y PEP.
Cumplimiento de inversiones Río Atuel.
emisor
Citibank Colombia S.A.
HSBC Colombia S.A.
Afianzadora Aserta S.A. de C.V.
HSBC México S.A.
CHUBB Argentina de Seguros S.A.
sociedad solicitante
Tecpetrol Colombia S.A.S.
Tecpetrol Colombia S.A.S.
Burgos Oil Services S.A. de C.V.
Norpower S.A. de C.V.
Tecpetrol S.A.
Beneficiario
ANH
ANH
PEP
PEP
Provincia de Mendoza (Argentina)
Millones de us$
7
4
8
4
5
observaciones
Tecpetrol Internacional S.L.U. garantiza a Citigroup Inc. para que Citibank Colombia emita una garantía bancaria a solitud de Tecpetrol Colombia S.A.S.
Tecpetrol Internacional S.L.U. garantiza HSBC Colombia S.A. para que emita una garantía bancaria a solitud de Tecpetrol Colombia S.A.S.
Tecpetrol Internacional S.L.U. garantiza las pólizas de fianza otorgadas por Afianzadora Aserta S.A. de C.V. a favor de PEP por US$9 millones.
Tecpetrol Internacional S.L.U. garantiza mediante un aval de hasta US$5 millones a favor de HSBC México S.A. Adicionalmente TE&IC S.A. emitió una indemnidad a favor de Tecpetrol Internacional S.L.U. hasta un monto de US$2 millones.
-
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 89
90
concepto
Cumplimiento de inversiones Orán.
Debido cumplimiento de las obligaciones de SMB derivadas del contrato con PEP.
Garantía por vicios ocultos.
Garantía por el pago del precio de la compra de las tenencias accionarias de Argentinean Pipeline Holding Company (“APHC”) en Gasinvest, TGM, TGN y créditos relacionados.
emisor
CHUBB Argentina de Seguros S.A.
HSBC México S.A.
Afianzadora Sofimex S.A./ Afianzadora Aserta S. A. de C.V
Banco Santander
sociedad solicitante
Tecpetrol S.A.
SMB
SMB
Tecpetrol Internacional S.L.U.
Beneficiario
Secretaría de Energía de la provincia de Salta, Argentina
PEP
PEP
APHC
Millones de us$
2
16
17
5
observaciones
-
-
-
Compañía General de Combustible emitió una indemnidad a favor de Tecpetrol Internacional S.L.U. hasta un monto de US$2,34 millones.
(*) PEP: Pemex Exploración y Producción
(**) ANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos
c) otros compromisosRestricciones a la transferencia de ac-ciones y distribución de ganancias
(i) TGNEl pliego y el contrato de transferen-cia imponen ciertas restricciones a la transferencia de las acciones de TGN en poder de Gasinvest y a la transfe-rencia de las acciones de esta última en poder de sus accionistas.De acuerdo con dichas restricciones, Gasinvest no podrá reducir su par-ticipación en el capital y votos de TGN a menos del 51% (“Paquete de Control”) sin la previa autorización del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS). Cualquier transferencia o cesión o cualquier acto que conduzca a una disminución de la participa-ción de los accionistas originales de Gasinvest en el capital de dicha socie-dad por debajo del 51%, incluyendo cualquier defecto de suscripción por parte de dichos accionistas respecto de cualquier aumento de capital de Gasinvest S.A., puede efectivizarse solo con la previa aprobación del ENARGAS.Las antedichas restricciones no se aplican a transferencias efectuadas entre partes pertenecientes al mismo grupo económico, tal como se estable-ce en el Pliego. De acuerdo con lo establecido en los nuevos acuerdos contables celebrados, TGN no podrá realizar pagos de divi-dendos si ha incurrido en un incum-plimiento o causal de incumplimiento o en un período de hecho adverso (definido contractualmente) o si dicho pago excede en cada período de cálcu-lo al monto canasta disponible, deter-minado como el efectivo disponible y ciertas relaciones entre los flujos de fondos del período de cálculo y el total de la deuda financiera.
activos de disponibilidad restringida Una parte sustancialmente mayori-taria de los activos transferidos por Gas del Estado (“GdE”) a TGN, princi-palmente los incluidos en los rubros gasoductos, ramales de alta presión, plantas compresoras y estaciones de regulación y/o medición de presión, ha sido definida por la Licencia como “esencial para la prestación del servi-cio licenciado’’.En virtud de la licencia obtenida para la prestación del servicio público de transporte de gas natural, a partir de la cual se concede el derecho exclusi-vo de explotar los dos gasoductos de su propiedad en las regiones Norte y Centro-Oeste de la Argentina, TGN debe reparar y mantener los activos esencia-les, junto con sus mejoras y ampliacio-nes, de acuerdo con ciertos estándares definidos en la misma. TGN no puede disponer bajo ningún título de los acti-vos esenciales, gravarlos, arrendarlos o darlos en comodato, ni afectarlos a otro destino que no sea la prestación del servicio de transporte, sin la previa autorización del ENARGAS.Según se establece en los nuevos acuerdos contables celebrados con motivo de la reestructuración de la deuda financiera, TGN no podrá ena-jenar activos, a menos que en la ope-ración de venta el precio sea por lo menos igual al valor razonable de mer-cado de dichos activos, o que como mínimo el 75% del precio de venta se perciba en efectivo o equivalentes de efectivo. Adicionalmente, los fondos obtenidos por la venta de un activo deberán destinarse a realizar compras y/o pre-cancelaciones de capital de las obligaciones negociables de canje, salvo que los ingresos de dichas ventas sean reinvertidos en nuevos activos dentro de los doce meses de realizada la operación.
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 91
(ii) TIBSA/Litoral Gas S.A.De acuerdo con lo establecido en el pliego de bases y condiciones para la licitación pública internacional por la privatización de Gas del Estado S.E., TIBSA podrá enajenar parte del paquete mayoritario de Litoral Gas si con ello no reduce su participación en el capital y votos de la sociedad licenciataria a me-nos del 51%. La transferencia de dicho porcentaje, así como todo acto que dis-minuya la tenencia de TIBSA por debajo de la participación mencionada, deberá contar, en todos los casos, con la previa autorización de la entidad regulatoria.
32. saldos y operacIones con partes relacIonadasLa dominante de la Sociedad es San Faustin S.A, a través de sus depen-dientes, una compañía radicada en Luxemburgo.Rocca & Partners Stichting Administratiekantoor Aandelen San Faustin (“RP STAK”), una fundación privada holandesa (“Stichting”), po-see una cantidad suficiente de accio-nes para controlar San Faustin S.A. Ninguna persona o grupo de personas controla a RP STAK.
Otras sociedades relacionadas:Ventas de productos y serviciosCompra de productosHonorarios y serviciosIntereses ganadosIntereses perdidosResultado de instrumentos financieros derivadosOtros ingresos y egresos
31 de diciembre de 2011 (9 meses)
33.572.372
(14.436.304)
(3.759.695)
326.360
(3.331.976)
138.922
-
31 de marzo de 2011 (12 meses)
13.830.731
9.291.771
(298.207)
1.030.239
(2.440.749)
231.151
(49.969)
a) las principales operaciones con partes relacionadas fueron las siguientes:
92
Colocaciones en partes relacionadas (Nota 21)Otras sociedades relacionadas
Clientes de partes relacionadas (Nota 20):Otras sociedades relacionadas
Créditos de partes relacionadas (Nota 19):Otras sociedades relacionadas
Instrumentos financieros derivados (Nota 28):Instrumentos financieros derivados con socio único
Deudas con partes relacionadas (Nota 26):Otras sociedades relacionadas
Préstamos (Nota 23)No corrientes – Sociedades relacionadasCorriente – Sociedades relacionadasAl cierre del ejercicio
31 de diciembre de 2011
94.303.467
3.973.083
2.360.454
9.809.551
4.959.632
88.951.555
3.868.439
92.819.994
31 de marzo de 2011
70.218.567
2.074.696
1.161.895
2.319.720
8.296.797
61.297.032
3.504.232
64.801.264
b) saldos al cierre del ejercicio derivados de ventas/compras de bienes o servicios:
remuneración de directivosLa remuneración total de los miembros directivos devengada ascendió a euros 2,89 millones al 31 de diciembre de 2011 y de euros 4,53 millones al 31 de marzo de 2011.
transacciones con socio únicoNo existen contratos ni se han produ-cido transacciones entre la Sociedad dominante y el socio único Tecpetrol International S.A. (Uruguay).
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 93
94
dependIentes
Tecpetrol S.A.
Tecpetrol de México S.A. de C.V.
Burgos Oil Services S.A. de C.V.
Tecpecuador S.A.
Tecpetrol del Perú S.A.C.
Tecpetrol Bloque 56 S.A.C.
Techenergy Services S.A. de C.V.
Tecpetrol de Bolivia S.A.
Tecpetrol Lote 174 S.A.C.
Dapetrol S.A.
33. prIncIpales dependIentes, entIdades bajo control conjunto y negocIos conjuntos
Actividad principal
Exploración, explotación, producción y comercialización de petróleo y gas
Prestación de servicios relacionados con el desarrollo, infraestructura y el mantenimiento de yacimientos de gas
Prestación de servicios relacionados con el desarrollo, infraestructura y el mantenimiento de yacimientos de gas
Exploración, explotación, producción y comercialización de petróleo y gas
Exploración, explotación, producción y comercialización de petróleo y gas
Exploración, explotación, producción y comercialización de petróleo y gas
Exploración, operación y mantenimiento de yacimientos de hidrocarburos
Exploración, explotación, producción y comercialización de petróleo y gas
Exploración, explotación, producción y comercialización de petróleo y gas
Exploración, descubrimiento, explotación y venta de gas e hidrocarburos líquidos
País
Argentina
México
México
Ecuador
Perú
Perú
México
Bolivia
Perú
Argentina
% dic-2011
95,98
99,92
99,92
100
99,92
99,92
100
94,12
99,92
96,08
% Mar-2011
95,98
99,92
99,92
100
99,92
99,92
100
94,12
-
96,08
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 95
dependIentes
Tecpetrol Colombia S.A.S. (*)
Tecpetrol Corporation
Norpower S.A. de C.V.
Actividad principal
Exploración, explotación, producción y comercialización de petróleo y gas y servicios de operación, mantenimiento y desarrollo de campos hidrocarburíferos
Exploración, explotación y producción de petróleo y gas
Realización de obras relativas al desarrollo, infraestructura y mantenimiento de gasoducto de Sistema 3
País
Colombia
México
México
% dic-2011
98,87
100
100
% Mar-2011
98,87
100
100
(*) Con fecha 30 de noviembre de 2011 la dependien-te Tecpecol S.A. cambió su denominación social a Tecpetrol Colombia S.A.S.
96
noMBre
Agua Salada
Atuel Norte
El Tordillo
Caracol Norte (d)
Tres Nidos (e)
Aguaragüe
La Tapera-Puesto Quiroga
Río Atuel
Fecha de asignación
Septiembrede 1990
Septiembre de 1990
Junio de 1991
Julio de 1992
Julio de 1992
Noviembre de 1992
Julio de 1994
Diciembrede 2008
% al 31 de diciembre de 2011
70,00
33,34
52,13
-
65,00
23,00
52,13
33,33
ubicación
Río Negro
Mendoza
Chubut
Río Negro
Salta
Chubut
Mendoza
duración (años)
25
25
25
25
25
25 (a)
25 (b)
(c)
% al 31 de marzo de 2011
70,00
33,34
52,13
65,00
65,00
23,00
52,13
33,33
negocios conjuntos - argentina
Áreas operadas por Tecpetrol S.A.
(a) El plazo se calcula a partir de noviembre de 2001 para el yacimiento “San Antonio Sur”.
(b) Este plazo se calcula a partir del 21 de julio de 1992, cuando el área fue adjudicada a Glacco S.A. Tecpetrol S.A. compró el área a Glacco S.A. en julio de 1994.
(c) Tendrá la duración necesaria para dar cumpli-miento a las obligaciones emergentes del contra-to que constituye su objeto.
(d) El 14 de noviembre de 2011 el gobierno de Neu-quén extinguió la concesión de explotación de Tecpetrol en el área Caracol Norte.
(e) Con fecha 1 de junio de 2011 Tecpetrol S.A. inició el proceso de cesión de su participación en el área Tres Nidos.
noMBre
Ramos
Fecha de asignación
Enero de 1991
% al 31 de diciembre y marzo de 2011
25
ubicación
Salta
duración (años)
25 (*)
Áreas operadas por terceros
(*) El 20 de junio de 1996, el vencimiento de la conce-sión fue postergado hasta el 21 de enero de 2026.
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 97
Todos los negocios conjuntos han sido conso-lidados en proporción a la participación de la Sociedad.
(1) Con fecha 22 de enero de 2011 se suscribió el contrato modificatorio entre el Estado ecuatoriano por intermedio de la Secretaría de Hidrocarburos
de dicho país y la dependiente Tecpecuador S.A., mediante el cual se adoptó el modelo de presta-ción de servicios para la exploración y explota-ción de hidrocarburos. Dicho contrato fue inscrip-to en el registro de la Secretaria de Hidrocarburos de Ecuador el 17 de febrero de 2011 y tiene una vigencia hasta el 30 de julio de 2019.
país
Venezuela
Venezuela
Ecuador (1)
Perú
México
Bolivia
Colombia
duración
20 años
Hasta extinguir las obligacio-
nes relacionadas con
el contrato de conversión
a empresa mixta
20 años
30 años para explotación de
petróleo y 40 años para gas
20 años
Ipati: 31 años
Aquío: 35 años
24 años a partir del descubri-
miento explotable
operador /
representante
Tecpetrol de
Venezuela S.A.
Suizum Serviços
de Consultadoría
Lda.
Tecpecuador
S.A.
Pluspetrol Perú
Corporation S.A.
Servicios Múltiples
de Burgos S.A.
de C.V.
Total Exploration
Production Bolivia
Tecpetrol
Colombia S.A.S.
Área
Colón
Colón
Bermejo
Camisea
Misión
Ipati y Aquío
CPO6, CPO7
y CPO13
% Mar- 2011
43,75
43,75
100
10
50
20
80
% dic-2011
43,75
43,75
100
10
50
20
80
Fecha de
asignación
Diciembre de 1994
Septiembre de 2010
Agosto de 1999
Diciembre de 2000
Enero de 2004
Mayo de 2007
Enero de 2009
negocios conjuntos – otros países
98
ArgentinaAgua SaladaTordilloTres Nidos - El Caracol Norte
AguaragüeRamosLa Tapera – Puesto Quiroga
Atuel NorteRío Atuel
VenezuelaColón
MéxicoMisión
PerúBloque 88Bloque 56
ecuadorBermejo
BoliviaAquíoIpati
31 de diciembre de 2011
7.172.857
29.276.871
6.643
3.967.651
9.712.186
479.175
277.155
277.863
235.227
36.135.702
10.750.432
9.629.298
9.090.601
1.671.789
1.041.795
31 de marzo de 2011
11.947.466
119.360.979
29.079
1.137.929
28.771.517
2.399.273
941.894
4.633.038
447.023
92.475.330
115.999.125
70.504.292
29.908.273
15.853.525
11.371.363
31 de diciembre de 2011
10.238.769
115.539.922
5.508
729.888
14.053.013
2.325.859
733.676
5.017.236
541.551
88.103.130
138.564.135
86.985.809
28.536.136
26.271.757
15.738.966
31 de marzo de 2011
8.802.238
25.645.864
543.398
3.875.649
8.563.657
447.787
472.932
565.320
241.884
42.944.645
14.673.734
5.342.118
8.911.552
2.131.165
813.797
principales entidades bajo control conjunto – activos y pasivos a la participación de tecpetrol
PasivoActivo
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 99
(valores en millones de euros)
Total activo corrienteTotal activo no corriente
Total pasivo corrienteTotal pasivo no corriente
Ingresos Gastos
diciembre de 2011
82,4
451,1
73,1
46,6
645,9
286,3
marzo de 2011
119,7
407,3
83,5
40,3
469,9
264,9
negocios conjuntos y utes
No hay pasivos contingentes que sean de conocimiento de la Dirección de la Sociedad dominante correspondientes a la participación de la Sociedad en los negocios conjuntos, salvo aquellos mencionados en las notas de las pre-sentes cuentas anuales consolidadas.
34. HonorarIos de audItoríaLos honorarios devengados durante el ejercicio por PricewaterhouseCoopers (PwC) por los servicios de audito-ría prestados a Tecpetrol ascienden aproximadamente a euros 781 mil (marzo de 2011: 450 mil euros), de los cuales 19.600 euros (marzo de 2011: 19.000 euros) corresponden a la firma PricewaterhouseCoopers Auditores, S.L. (España) y los honorarios por otros servicios prestados a la Sociedad que utilizan la marca PwC, ascienden a euros 185 mil euros (marzo de 2011: euros 64 mil).
35. remuneracIón de los mIembros del consejo de admInIstracIónDurante el presente ejercicio la Sociedad no ha devengado cargos a favor de los miembros de su Consejo de Administración en concepto de sueldos, dietas o remuneraciones de cualquier clase. La Sociedad no tiene concedido a los miembros de su Consejo ningún tipo de préstamo, ni ha asumido obligación alguna por cuenta de ellos a titulo de garantía.Asimismo, no existe obligación con-traída por parte de la Sociedad en materia de pensiones o de pago de primas de seguro de vida, respecto de los miembros antiguos y actuales del órgano de administración.
100
36. HecHos posterIores Con posterioridad al 31 de diciembre de 2011, no se han producido otros hechos, situaciones o circunstancias, que el mencionado a continuación, que no sean de público conocimiento que afecten o pueden afectar significativa-mente la situación patrimonial, econó-mica y financiera de la Sociedad.a) Firma de contratos en Ecuador por los campos Libertador-Atacapi y Shushufindi-Aguarico:El 31 de enero de 2012 se firmaron dos contratos con la empresa estatal de pe-tróleos del Ecuador EP PETROECUADOR para la provisión de servicios específi-cos integrados con financiamiento de Tecpetrol, para la ejecución de activida-des de optimización de la producción, recuperación mejorada, exploración y asesoramiento en la optimización de costos operativos variables.Dichos contratos son por los campos Libertador-Atacapi y Shushufindi-Aguarico donde Tecpetrol será el
operador en el primero de ellos. Los convenios tendrán una duración de 15 años y prevén inversiones de US$1.300 millones, en el caso de Shushufindi, y de US$385 millones en el de Libertador.Tecpetrol Internacional S.L.U. ha emiti-do garantías anuales a favor de EP PETROECUADOR, al porcentaje de participación de ambos contratos, por las obligaciones que se tornen exigibles y ejecutables conforme a los términos dichos contratos. Dichas garantías ascienden a US$21 millo-nes para el campo Libertador-Atacapi y US$74 millones para el campo Shushufindi-Aguarico y están limitadas al monto que se establezca en el programa de trabajo anual de cada año fiscal.b) Con fecha enero de 2012 la Sociedad conjuntamente con la sociedad depen-diente Tecpetrol S.A. ha constituido la sociedad TERCPESERVICES S.A. con sede en la República del Ecuador.
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 101
El Consejo de Administración de la sociedad Tecpetrol Internacional S.L.U. en fecha 23 de marzo de 2012 y en cumplimiento de los requisitos esta-blecidos en el artículo 253 de la Ley de Sociedades de Capital y del artículo 37 de Código de Comercio, procede a formular las Cuentas anuales consoli-dadas y el Informe de gestión conso-lidado del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2011, los cuales vienen constituidos por los documentos ane-xos que preceden a este escrito.
Eduardo A. Ottinopresidente
John E. Kiddellsecretario
Mauro Leone Adolfo Rezzonicoconsejero
Gonzalo De Benito Fernándezconsejero
102
Formulación de las cuentas anuales consolidadas e informe de gestión correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2011
Informe de Gestión y Cuentas Anuales Consolidadas / Tecpetrol Internacional S.L.U. 103
tecpetrol.com