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Memoria y Estados Financieros al 31 de Diciembre de 2013, 2012 y 2011

PETROBRAS ARGENTINA S.A. MEMORIA y ESTADOS FINANCIEROS al 31 de Diciembre de 2013 MEMORIA 1. Carta a los accionistas 2. Reseña Macroeconómica 3. La Conducción de los Negocios durante 2013 4. Una Empresa detrás de los Negocios (CSMS, Valoración Humana, RSE, Comunicaciones) 5. Gobierno Corporativo 6. Política de Dividendos 7. Análisis de los Resultados Consolidados 8. Síntesis de la Estructura Patrimonial y de Resultados 9. Datos Estadísticos 10. Cotización de la Acción de la Sociedad 11. Propuesta del Directorio Anexo I: Informe sobre el Código de Gobierno Societario (RG 606/12 CNV) ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS Estados de Resultados Estados de Resultados integrales Estados de Situación Financiera Estados de Cambios en el Patrimonio Estados de Flujo de Efectivo Notas a los Estados Financieros INFORME DE LOS AUDITORES SOBRE ESTADOS FINANCIEROS ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES Estados de Resultados Estados de Resultados integrales Estados de Situación Financiera Estados de Cambios en el Patrimonio Estados de Flujo de Efectivo Notas a los Estados Financieros Información adicional a las Notas a los Estados Financieros Art. N° 68 del reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y Art. N° 12 - Título IV - Capítulo III del régimen informativo periódico de la Comisión Nacional de Valores INFORME DE LOS AUDITORES SOBRE ESTADOS FINANCIEROS INFORME DE LA COMISIÓN FISCALIZADORA GLOSARIO

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Memoria 1. Carta a los accionistas

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2. Reseña Macroeconómica

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3. La Conducción de los Negocios durante 2013

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3.1. Exploración y Producción de Petróleo y Gas

6

3.2. Refinación y Distribución

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3.3. Petroquímica

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3.4. Gas y Energía

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4. Una Empresa detrás de los Negocios

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4.1. Calidad, Seguridad, Medio Ambiente y Salud e Higiene Ocupacional

18

4.2. Valoración Humana

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4.3. Responsabilidad Social Empresaria

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4.4. Comunicaciones

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5. Gobierno Corporativo

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6. Política de Dividendos

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7. Análisis de los Resultados Consolidados

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8. Síntesis de la Estructura Patrimonial y de Resultados

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9. Datos Estadísticos

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10. Cotización de la Acción de la Sociedad

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11. Propuesta del Directorio

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Anexo I: Código de Gobierno Societario

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1. Carta a los Accionistas Señores Accionistas: Sometemos a vuestra consideración la Memoria y los Estados Financieros de Petrobras Argentina que reflejan la gestión y los resultados durante el ejercicio económico N° 68 finalizado el 31 de diciembre de 2013. La marcha de nuestros negocios El ejercicio económico 2013 ha sido un buen período para Petrobras Argentina, a pesar de las dificultades y del contexto macroeconómico global en el cual se desarrollaron nuestros negocios, dando lugar a una realidad compleja, con múltiples connotaciones, que representa un importante desafío para concretar nuestra estrategia de crecimiento sustentable, potenciando recursos y agregando valor. Desarrollamos nuestras actividades focalizando en la optimización de los recursos, en la eficiencia de la gestión y en el orden financiero, que nos permitió generar un flujo de ingresos operativos recurrente que nos posibilitó concretar nuestros programas de inversiones y atender los compromisos financieros. En 2013 avanzamos significativamente con las negociaciones relacionadas con la extensión de varias de nuestras concesiones de explotación de petróleo y gas en las cuencas San Jorge y neuquina, entre ellas las de El Tordillo, La Tapera-Puesto Quiroga, Medanito, Jagüel de Los Machos, Río Neuquén y Entre Lomas, con el objetivo de lograr de esta manera un horizonte más previsible para concretar las inversiones requeridas para el desarrollo de nuestros negocios. Invertimos para crecer con excelencia En 2013 concretamos inversiones por aproximadamente 2.524 millones, valores que exteriorizan la magnitud de nuestras inversiones y el alto grado de compromiso de la empresa con los intereses y el futuro del País. En este sentido destinamos el 89% de nuestras inversiones a las actividades de exploración y producción de petróleo y gas, cuyo objetivo prioritario se focalizó en inversiones exploratorias y de desarrollo en Argentina. En 2013 se concretó la perforación de 51 pozos productores e inyectores y la reparación de 87 pozos. En la Cuenca Neuquina se realizaron 39 perforaciones y 82 intervenciones en pozos, principalmente en las áreas Medanito, Puesto Hernández, El Mangrullo, Sierra Chata, Aguada de la Arena y Río Neuquén. En la Cuenca Austral realizamos 12 perforaciones y 5 reparaciones, principalmente en los yacimientos Estancia Agua Fresca y La Paz. La aplicación de nuevas tecnologías, juntamente con los conocimientos, la experiencia y la dedicación de nuestro personal, nos permitieron incrementar en un 9% la producción en las áreas El Mangrullo y Río Neuquén. Considerando a la exploración como el vehículo prioritario para la reposición de reservas, parte de nuestras inversiones se canalizaron en la perforación de 5 pozos exploratorios onshore, de los cuales 3 se efectuaron en la Cuenca Neuquina y 2 en la Cuenca Austral. Nuestras inversiones rindieron sus frutos, y así en 2013 anunciamos nuevas acumulaciones productivas de petróleo y gas en Argentina, destacándose los correspondientes a las concesiones de El Mangrullo, Rincón de Aranda y La Paz. Adicionalmente, continuamos con los estudios para desarrollar reservas no convencionales de shale oil, shale gas y tight gas, tanto en la Cuenca Neuquina como en la Cuenca Austral, destacándose la perforación de un pozo en el área Sierra Chata para testear la producción de gas en la Formación Vaca Muerta. Concretamos inversiones por 166 millones en el negocio de Refinación y Distribución, tanto en la Refinería Bahía Blanca como en las Plantas de Dock Sud y Caleta Paula, principalmente en obras relacionadas con la logística, calidad y seguridad de las operaciones. En el negocio de Petroquímica invertimos 101 millones, destinado principalmente a la realización de mejoras relacionadas con la eficiencia y la flexibilización operativa de la Planta de Puerto General San Martín. Las inversiones concretadas en los últimos años nos han permitido obtener en este año varios logros a nivel operativo, destacándose récords de producción en las líneas de estireno, caucho y propelente, así como también en la extracción de gas en el yacimiento El Mangrullo. En este sentido, presentamos al Gobierno Nacional nuestro interés de adhesión al Programa Gas 7,5 con el objetivo de desarrollar nuestros yacimientos de gas en Argentina. En términos financieros, el 2013 fue un año lleno de retos y satisfacciones, habiendo cancelado a su vencimiento en octubre la obligación negociable Clase R por un total de USD 209 millones.

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Nos integramos con Responsabilidad Social Trabajamos por un futuro mejor para nuestros clientes, nuestros empleados y la sociedad en general, con una cultura basada en los principios de integridad, prudencia y transparencia. En consonancia con nuestros valores, mantenemos constantemente el compromiso de preservación del medio ambiente y el desarrollo de las comunidades en las cuales operamos. En este sentido, desarrollamos actividades para promover la gestión y el desarrollo de nuestra gente, fortaleciendo sus capacidades y talentos porque la actualización constante nos permite afrontar los desafíos del mañana. En materia de calidad, seguridad, medio ambiente y salud, nuestra política es cuidar el entorno, valor imprescindible para asegurar la sustentabilidad de nuestras operaciones en un contexto de optimización en el uso de los recursos naturales y de la energía, con un mínimo impacto en el medio ambiente. Afianzamos nuestro vínculo con la comunidad, contribuyendo a su desarrollo a través de programas de Responsabilidad Social Empresaria, enfocados principalmente en proyectos relacionados con la niñez, la adolescencia, el apoyo social y patrocinios culturales y deportivos, demostrando de esta manera nuestra conciencia social para mejorar la calidad de vida de las comunidades en las cuales vivimos y trabajamos. Nuestros logros fueron reconocidos En el presente ejercicio, Petrobras Argentina obtuvo importantes reconocimientos, tanto a nivel nacional como internacional, destacándose el Premio a la Excelencia Institucional otorgado por el Coloquio de IDEA, el Premio Nacional a la Calidad otorgado por la Nación Argentina por la gestión organizacional de excelencia en la Central Termoeléctrica Genelba y el Premio Anual de Seguridad en el Segmento Distribución otorgado por el Instituto Argentino del Petróleo y Gas. Adicionalmente, la Sociedad recibió la distinción del Grupo Brasil por el desarrollo de un proyecto que permite la aplicación de biotecnologías para el tratamiento y saneamiento de suelos contaminados y está en el ranking de las 10 empresas líderes de la categoría Gestión Empresaria Orientada a la Sustentabilidad de la Cámara Americana (AMCHAM). En este mismo sentido, cabe destacar que en 2013 Petrobras Argentina certificó la calidad de su Auditoría Interna bajo normas internacionales del Intitute of Internal Auditors. Perspectivas 2014 Nuestro principal objetivo para el año que comienza es planear la Petrobras Argentina de los próximos años, una compañía robusta, eficiente y rentable que nos permita superar los desafíos del contexto, actuando con flexibilidad e identificando nuevas oportunidades de negocios para capitalizar en un futuro cercano alternativas de inversión viables para incrementar nuestras reservas de petróleo y gas. En materia del negocio de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, la empresa espera continuar y profundizar el desarrollo de hidrocarburos no convencionales. En este sentido, y en concordancia con lo realizado en 2013, se continuará trabajando en pos de lograr descubrimientos tanto en reservorios convencionales como no convencionales. Por otra parte, la compañía buscará consolidar el proceso iniciado en 2013 de renegociación con las provincias de las concesiones que vencerán en los próximos años. En cuanto a la actividad de Refinación y Distribución, en el 2014, se espera recoger los beneficios del programa integral de eficiencia implementado desde el último trimestre de 2013, a partir de haber centralizado dentro de la unidad de negocios Downstream las anteriores Direcciones de Industrialización y Comercialización. Este modelo permitirá coordinar los esfuerzos entre cada uno de los eslabones de la cadena del downstream, simplificar la gestión y capturar las sinergias con el negocio Petroquímico. Por su parte, en el negocio Petroquímico en el año 2014 la atención continuará centrada en asegurar la disponibilidad de las materias primas básicas a precios que deberán estar en línea con los precios de nuestros productos. Con énfasis equivalente, se procurará buscar que el resto de los costos se ubiquen en niveles acordes al logro de un estándar de competitividad que afiance el negocio. En el negocio de Gas y Energía continuaremos trabajando para atender las necesidades de consumo propio y paralelamente desarrollar alternativas rentables de comercialización.

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El desafío es nuestra energía Enfocamos nuestros negocios centrales en Argentina, priorizando la calidad de nuestros productos y servicios, la seguridad, la responsabilidad social y el respeto por el medio ambiente en el desarrollo de nuestras operaciones, canalizando nuestros esfuerzos en las actividades productivas que definimos como prioritarias, con el objetivo de optimizar nuestro portafolio de activos, en busca de una mayor competitividad. Nos proponemos construir un futuro sustentable, con una visión de largo plazo y la disponibilidad operativa necesaria que nos permita aprovechar al máximo las sinergias y las oportunidades de crecimiento en busca de rentabilidad para nuestros accionistas. Nos encontramos en condiciones de jugar un papel importante en el proceso de reconfiguración y expansión del sector energético en Argentina, reforzando con inversiones nuestro compromiso con el País. Agradecimiento: Finalmente, agradecemos a nuestros empleados, accionistas, clientes y proveedores por su compromiso y respaldo a las acciones de la Sociedad que nos permite tener toda nuestra energía puesta en buscar más energía.

Ronaldo Batista Assunção Director

Luis M. Sas Director

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2. Reseña Macroeconómica – Año 2013 Contexto Internacional La tasa de crecimiento a nivel mundial para el año 2013 se ubicaría en torno a 2,4%, algo por debajo al cierre de 2012 de 2,5%. Esta contracción se debió, en parte, a la desaceleración de la economía de los Estado Unidos, que estaría cerrando el año con una tasa de crecimiento positiva del 1,9%, muy inferior al 2,8% del año anterior. El resto de los países desarrollados, así como las economías emergentes, contribuirían al crecimiento global manteniendo tasas similares a las registradas en 2012. El hecho más destacado en materia político-económica de los Estados Unidos durante el año 2013 tiene que ver con el shutdown que se impuso a la Administración Federal al alcanzarse el techo de endeudamiento permitido (USD 16.699 billones), el cual dejó en evidencia la puja política entre el partido gobernante, demócrata, y el partido de la oposición, republicano. Así, luego de dos semanas y media de cierre de la administración pública, se llegó a un acuerdo en el cual ambos partidos accedieron a dejar sin efecto dicho límite de endeudamiento hasta principios de 2014 y a conformar una comisión bipartita para su análisis. En este contexto, sorprendió favorablemente a los mercados el anuncio de la Federal Reserve System de postergar el inicio del “tapering” (abandono de la compra de bonos del Tesoro por parte de la Reserva Federal) y de mantener la política de bajas tasas. Con todo, la economía americana estaría cerrando el año con una tasa de crecimiento inferior a la del año 2012, producto, fundamentalmente, de la desaceleración del consumo y de una marcada contracción en las tasas de inversión. El desempleo, por su parte, mejoraría respecto del año 2012, terminando en una tasa del 7,3% versus una del 8,1%. Europa, por su parte, sin salir en forma decisiva de su recesión, mostrará en el año 2013 un crecimiento de tan solo 0,1%, ligado fundamentalmente al desempeño de Alemania y Francia, que aunque positivos, registran valores magros en comparación a años anteriores. En este contexto de ostensible debilidad económica, el Banco Central Europeo decidió reducir la tasa de referencia al 0,25% para apuntalar por el lado monetario la demanda total. Las economías emergentes, aunque crecen a tasas menos impactantes que las que se observaban hasta hace unos años, siguen siendo el principal motor del crecimiento mundial. Durante la primer parte del año, varios países experimentaron cierto grado de tensión financiera ante la posibilidad de un menor nivel de liquidez global (recorte de los programas de inyección monetaria “tapering” por parte de Estados Unidos) derivando, entre otras cuestiones, en una fuerte salida de capitales de estos países y en la devaluación de varias monedas, como la que afectó al real brasileño y a la rupia india. China, por su parte, si bien se encuentra en una etapa de desaceleración, continúa creciendo a tasas superiores al 7,5% de la mano no sólo de una mejora en la demanda global, que posibilita un marcado superávit en su balanza comercial, sino también producto de la implementación de una fuerte reforma económica tendiente a volver más relevante al mercado en detrimento del Estado, vía modificaciones impositivas, de gasto público y de acceso al crédito.

Petróleo En consonancia con los discretos indicadores macroeconómicos globales, el precio de las commodities experimentó en 2013 niveles promedio moderadamente inferiores a aquellos de 2012, hecho comprobable, entre otros, en hidrocarburos, granos, oleaginosas y metales. La demanda mundial de petróleo crudo tuvo un alza interanual de 1,1%, 0,99 millones de barriles día, similar al nivel de expansión experimentado en 2012, que llevó el consumo a un nivel de 89,9 millones de barriles. Nuevamente este año, las economías emergentes se mostraron como las más dinámicas, expandiendo su demanda en 1,25 millones de barriles día. Las economías desarrolladas, afectadas por tasas de variación de PBI sensiblemente menores que aquellas de los países en vías de desarrollo, promediaron una baja agregada de 0,27 millones de barriles día, destacándose la Unión Europea como la de peor performance, a diferencia de América del Norte, con una variación levemente positiva respecto al pasado año.

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Por el lado de la oferta, la OPEP contrajo su producción 2,4%. Promedió una baja del 3,1% de su oferta convencional, contrarrestada parcialmente por una expansión del 0,9% de los crudos de procedencia no convencionales y líquidos del gas natural. El modesto desempeño de la actividad de la economía global junto a la caída de la oferta iraní, producto de las sanciones impuestas por Naciones Unidas desde 2012, explicaron dicha contracción. Por el contrario, la oferta de los países por fuera de la OPEP se expandió a una tasa del 2,3% interanual, destacándose como única alza significativa los mayores volúmenes de América del Norte, explicados por el gran desempeño del petróleo de esquisto (shale oil) en Estados Unidos y el de las arenas bituminosas canadienses. El petróleo Brent de Reino Unido, y referencia reciente de los crudos globales, alcanzó un promedio de USD 108,8 por barril en 2013, valor 3% inferior al del pasado año. El precio del petróleo referencia WTI alcanzó un valor promedio de USD 97,9 por barril en el ejercicio actual, 4% superior a igual período de 2012. La brecha entre ambas variedades se ubicó, así, en USD 10,9 por barril, disminuyendo sensiblemente frente al pasado año aunque todavía lejos del diferencial histórico.

Argentina Durante el año 2013, la economía argentina logró mejorar el nivel de crecimiento respecto del año anterior debido fundamentalmente al buen resultado de la cosecha gruesa obtenido en el segundo semestre del año, variaciones interanuales positivas en soja 21% y en maíz 17%, que permitió contrarrestar los menores resultados obtenidos en trigo, 43% menos respecto de 2012. Así, se estima que este año la producción agrícola ronde los 97 millones de toneladas, unas 7 millones de toneladas más respecto del año anterior. La industria, por su parte, viene evidenciando bajos resultados en la mayoría de los sectores, apuntalada, casi exclusivamente, por la industria automotriz. Por el lado de la demanda agregada, tanto el consumo público como el privado estarían mejorando respecto a 2012, aunque a tasas inferiores a las de años anteriores. En cuanto al sector externo, el saldo comercial acumulado en los primeros once meses del año, asciende a 8.752 millones de dólares, lo cual representa una caída del 24% respecto del mismo período del año anterior; con un crecimiento de las exportaciones del 4%, que no logró contrarrestar la suba de las importaciones del 9%, fuertemente vinculadas a la compra de energía. Sin embargo, a pesar del balance comercial superavitario, las reservas internacionales del Banco Central acentuaron su caída en los últimos meses del año, cerrando al 31 de diciembre en 30,6 mil millones de dólares, lo cual supone una contracción acumulada en el año de 12,5 mil millones de dólares. A estos niveles de reservas y con un Banco Central que mantiene una política monetaria expansiva, el tipo de cambio oficial se ubicó al cierre de diciembre en 6,49 pesos por dólar, un 32,2% por sobre el nivel alcanzado en igual fecha el año anterior. En materia energética, la producción de gas se contrajo un 5,8% acumulado a octubre, mientras que la de petróleo mantuvo un nivel de declinación en torno al 2,1%. La oferta local de gas natural fue complementada con importaciones de GNL en los centros de regasificación de Bahía Blanca y Escobar e importaciones de gas natural provenientes de Bolivia. La demanda de combustibles registró avances significativos, tanto en gasoil, que revirtió la tendencia decreciente de los primeros meses del año, como en naftas, que continuó creciendo a tasas elevadas. Así, la demanda de nafta habría crecido en el año un 9% mientras que la de gas oil se ubicaría en torno al 1,2%. Por su parte, la demanda eléctrica registró al mes de octubre un alza interanual del 4,9%.

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3. La Conducción de los Negocios durante 2013 3.1. Exploración y Producción de Petróleo y Gas El segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas es el núcleo del negocio de Petrobras Argentina: la excelencia de este sector es el primer paso para asegurarse la calidad en toda la gama de productos derivados que llegan a los clientes de la compañía. Petrobras Argentina es una de las grandes compañías de exploración y producción de hidrocarburos de la Argentina: actualmente está presente en las cuencas petroleras más importantes del país, de las que obtiene petróleo, gas natural y GLP, y tiene participaciones accionarias en PELSA y en Oleoductos del Valle. Además, mantiene una cartera de inversiones en otros países de América Latina, incluyendo activos en Bolivia y participación accionaria minoritaria en activos en Venezuela, a través de las Empresas Mixtas, y en Ecuador, a través de Oleoducto de Crudos Pesados.

En 2013, la Compañía • • •

Realizó inversiones exploratorias y de desarrollo en Argentina por Ps. 2.438 millones. Anunció el descubrimiento de nuevas acumulaciones productiva de petróleo y gas, tanto en la Cuenca Neuquina como en la Austral. Continuó con los estudios en las Cuencas Neuquina y Austral para shale oil, shale gas y tight gas, con el objetivo de desarrollar reservas no convencionales. En este sentido, perforó en el área Sierra Chata el primer pozo exploratorio de shale gas con el objetivo de testear la producción de gas en la Formación Vaca Muerta y comenzó a perforar un pozo exploratorio de tigth gas en el área Río Neuquén.

3.1.1. Producción e inversiones En 2013, la producción de petróleo y gas, incluyendo la correspondiente a sociedades vinculadas, alcanzó un volumen de 97.081 barriles de petróleo equivalente por día, que representa una disminución del 4% con respecto al 2012 y obedece, principalmente al declino natural que caracteriza a los campos maduros en Argentina, parcialmente compensado por la adquisición de PELSA.

Argentina En nuestro país, la producción promedió los 87.805 barriles de petróleo equivalente por día. Este registro, que incluye la producción de sociedades vinculadas, resultó un 3% inferior al alcanzado en 2012. Esta disminución obedece principalmente al declino natural de la producción en campos maduros, compensado parcialmente por la adquisición de PELSA en mayo de 2012. Con una fuerte presencia en las Cuencas Neuquina y Austral, durante 2013 el plan de inversiones de Petrobras Argentina incluyó la perforación de 51 pozos productores e inyectores, y la reparación de 87 pozos. El total incluye 39 perforaciones y 82 intervenciones en pozos en la Cuenca Neuquina y 12 perforaciones y 5 reparaciones en la Cuenca Austral. Puntualmente, en la Cuenca Neuquina la Compañía concentró su actividad de perforación de petróleo en el área Medanito y de gas natural en las áreas Río Neuquén, El Mangrullo, Sierra Chata y Aguada de la Arena. Llevó a cabo intervenciones en pozos de petróleo, principalmente en las áreas de Puesto Hernández y Medanito y, en menor medida, en proyectos de desarrollo de gas natural. En el área El Mangrullo se alcanzó el récord de producción de 2 millones de metros cúbicos día de gas. Este aumento de la producción del 9% es fruto de la aplicación de nuevas tecnologías, experiencia, conocimientos, esfuerzos y dedicación de los equipos técnicos y operativos de la Compañía. El gas producido es comercializado bajo el programa de incentivo de la producción de gas natural “Gas Plus”. En el área Río Neuquén se incrementó un 9% la producción promedio por día de gas, como consecuencia de la aplicación de mejores técnicas en las 4 intervenciones realizadas con objetivo en la formación Punta Rosada. El gas producido en Río Neuquén es del tipo tight gas, comercializándose bajo el programa “Gas Plus”. En la Cuenca Austral, por su parte, el plan de inversiones realizadas en 2013 incluyó la perforación de 12 pozos productores, 8 de ellos en el Yacimiento Estancia Agua Fresca, y la intervención de 5 pozos.

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En marzo de 2013, Petrobras Argentina comunicó el descubrimiento de un nuevo yacimiento en el área de la Concesión de Explotación La Paz, ubicada en la provincia de Santa Cruz. El hallazgo ocurrió con la perforación del pozo de desarrollo La Paz-12, a una profundidad de 3.307 metros, dentro de la serie Tobífera.

Concesión de Explotación área Veta Escondida El 19 de diciembre de 2013, Petrobras Argentina, operador, y Total Austral con una participación del 55% y 45% de la concesión de explotación de Veta Escondida respectivamente, llegaron a un acuerdo extrajudicial con la Provincia del Neuquén y GyP, para solucionar el conflicto derivado de la sanción del Decreto Provincial N° 563/12, que declaraba la caducidad de los derechos de las empresas concesionarias sobre esta concesión de explotación y que llevó a Petrobras Argentina a iniciar acciones legales contra la Provincia del Neuquén. Se aguarda la sanción del Decreto del Poder Ejecutivo Provincial que apruebe este acuerdo.

Extensión de concesión áreas El Tordillo y La Tapera En 2013, la Provincia de Chubut aprobó la prórroga del contrato de concesión de las áreas El Tordillo y La Tapera – Puesto Quiroga, extendiendo su explotación por diez años, de 2017 a 2027. Petrobras Argentina participa en dichas áreas con el 35,67%, siendo Tecpetrol el operador de las UTEs.

Venezuela – Participación accionaria en las Empresas Mixtas En Venezuela, la producción de petróleo y gas correspondiente a la participación en las Empresas Mixtas promedió los 5.802 barriles de petróleo equivalente por día, que significó una disminución del 15% respecto a 2012 en los campos operados por las empresas Petroritupano S.A., Petrowayú S.A., Petroven-Bras S.A. y Petrokariña S.A.

Bolivia La producción en Bolivia fue de aproximadamente 3.474 barriles de petróleo equivalente diarios, volumen un 13% inferior a la producción de 2012. De este volumen, 16,2 millones de pies cúbicos diarios corresponden a la producción de gas (2.693 barriles por día equivalentes) y 781 barriles de petróleo por día a la producción de hidrocarburos líquidos, incluyendo GLP. Esta disminución obedece a la declinación natural de los campos maduros con alto grado de explotación, atenuada por la incorporación de producción de pozos como resultado de las inversiones efectuadas en el año.

3.1.2. Exploración Para Petrobras Argentina la exploración es un vehículo prioritario en la reposición de reservas. Por eso, en 2013 la Compañía realizó inversiones exploratorias por un total de Ps. 328 millones, destinadas principalmente a la perforación de 5 pozos. Durante 2013, Petrobras Argentina realizó la perforación de 5 pozos onshore: 3 en la Cuenca Neuquina, 2 de los cuales resultaron productivos, los pozos Mangrullo x-1015 y Rincón de Aranda x-1001, y el restante, el Sierra Chata x-97, terminó la perforación en noviembre, estando a la espera de la operación de fractura y posterior ensayo. Los otros 2 pozos fueron perforados en la Cuenca Austral, resultando descubridor el pozo Puesto Oliverio x-1003, y el restante, Estancia Campos a-2 se encuentra a la espera de la operación de fractura. En octubre de 2013, Petrobras Argentina comunicó el descubrimiento de una nueva acumulación productiva de gas natural en el área de la concesión de explotación El Mangrullo, ubicada en la Provincia del Neuquén. El hallazgo se confirmó luego de la perforación del pozo exploratorio Mangrullo x-1015, a una profundidad de 1.300 metros, mediante la estimulación de fractura hidráulica a la formación de baja permeabilidad denominada Agrio. En diciembre de 2013, Petrobras Argentina anunció un segundo descubrimiento en el año. Se trata de un nuevo yacimiento en la concesión de Rincón de Aranda, también en la Provincia del Neuquén. Es el primer hallazgo de hidrocarburo no convencional de la Compañía en la formación Vaca Muerta, a una profundidad de 2.501 metros, el cual ocurrió durante el ensayo post estimulación del pozo exploratorio Rincón de Aranda x-1001. Cabe destacar que se inició la producción temprana y comenzó la delimitación del descubrimiento de petróleo y gas del área de concesión Estancia Campos, realizado en 2012 en la Provincia de Santa Cruz.

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Nueva área para Exploración para No Convencionales El 6 de diciembre de 2013, Petrobras Argentina obtuvo una participación del 85% de un contrato de UTE en asociación con GyP con el 15% restante, para la exploración y eventual explotación del sector Este del área Parva Negra ubicada en la Cuenca Neuquina. Este permiso de exploración tendrá una vigencia de 4 años más uno de prórroga con el derecho de solicitar la concesión de explotación por 25 años, pudiendo además ser prorrogadas por otros 10 años adicionales. Este acuerdo está en proceso de aprobación por parte del Poder Ejecutivo Provincial.

3.1.3. Reservas estimadas de petróleo y gas natural Proceso de estimación de reservas Petrobras Argentina estima sus reservas al menos una vez al año. Las reservas probadas son estimadas por los ingenieros de reservorio de la Compañía. La ingeniería de reservas es un proceso subjetivo de estimación de acumulación de hidrocarburos que no pueden ser medidos de una manera exacta y que depende de la calidad de la información disponible y de la interpretación y juicio de los ingenieros y geólogos. Por lo tanto, las estimaciones de reservas, así como los perfiles de producción futuros, son a menudo diferentes de las cantidades de hidrocarburos que finalmente se recuperan. La validez de tales estimaciones depende en gran medida de los supuestos sobre las cuales se basan. Petrobras Argentina considera que las estimaciones de volúmenes de reservas recuperables de petróleo y gas son en su conjunto razonables. Dichas estimaciones de reservas fueron preparadas de acuerdo con las normas de Modernización de Presentación de Informes sobre Petróleo y Gas de la SEC, emitidas a finales de 2008. DeGolyer and MacNaughton, consultores técnicos internacionales, han llevado a cabo una evaluación independiente de nuestras reservas, verificaron aproximadamente el 73% del total de reservas estimadas de la Sociedad y el 100% de las reservas estimadas en áreas operadas por la Sociedad. Dichos consultores concluyeron que los volúmenes de reservas de petróleo y gas natural sujetos a su evaluación técnica independiente son razonables.

La Evolución de las reservas en 2013 La producción del ejercicio acumuló un total de 35,4 millones de barriles de petróleo equivalente, que incluyen 1,3 millones de barriles correspondientes al campo Colpa Caranda en Bolivia. Durante el 2013 se obtuvo un aumento de las reservas de 25,8 millones de barriles de petróleo equivalente, principalmente en reservas de petróleo en los activos Bajada del Palo y El Tordillo y reservas de gas natural no convencional correspondiente a las aéreas de Río Neuquén y Sierra Chata. Asimismo, se verificó una revisión negativa de 1,8 millones de barriles de petróleo equivalente, principalmente por un comportamiento menor al esperado de los campos operados por las Empresas Mixtas de Venezuela. Al 31 de diciembre de 2013, las reservas probadas de hidrocarburos líquidos y de gas natural de Petrobras Argentina totalizan 205,1 millones de barriles de petróleo equivalente: 82,3 millones de barriles de petróleo y 736,8 miles de millones de pies cúbicos de gas. Al 31 de diciembre de 2013, el total de reservas probadas de petróleo (incluye petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural) y gas natural de Petrobras Argentina representa, a los niveles de producción de 2013, un horizonte de 6 años. El siguiente cuadro refleja, por área geográfica, las reservas probadas estimadas de petróleo y gas natural al 31 de diciembre de 2013. Del total de reservas probadas, el 40% corresponde a hidrocarburos líquidos y el 60% a gas natural. Asimismo, el 86% de las reservas probadas totales se localiza en Argentina.

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PETROLEO CRUDO, CONDENSADO Y LIQUIDOS DE GAS NATURAL EN MILES DE BARRILES RESERVAS PROBADAS, DESARROLLADAS Y NO DESARROLLADAS

ARGENTINA

Resevas al 31 de diciembre de 2012

VENEZUELA

TOTAL

GAS NATURAL EN MILLONES DE PIES CUBICOS

ARGENTINA

VENEZUELA

COMBINADO EN MILLONES DE BARRILES DE PETROLEO EQUIVALENTE

TOTAL

64.245

24.530

88.775

712.466

46.455

758.921

215,3

Revisión de estimaciones anteriores

67

(1.085)

(1.018)

65.774

(4.363)

61.411

9,3

Extensiones y descubrimientos

-

Incremento (disminución) debido a:

Compra de reservas probadas in-situ Producción del ejercicio Reservas al 31 de diciembre de 2013

Probadas Desarrolladas al 31 de diciembre de 2013

-

0

13.204

-

13.204

(16.675)

(2.021)

60.841

43.802

-

-

0

0,0

9.260

-

9.260

14,7

(18.696)

(92.213)

(619)

(92.832)

(34,2)

21.424

82.265

695.287

41.473

736.760

205,1

12.448

56.250

320.642

14.868

335.510

112,2

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

3.1.4. Transporte de hidrocarburos Oleoductos del Valle S.A. – Oldelval Al 31 de diciembre de 2013, Petrobras Argentina mantiene una participación directa de 23,10% en Oleoductos del Valle S.A. Oldelval lleva a cabo tareas de explotación de oleoductos troncales de acceso a Allen, en el área del Comahue, y el oleoducto Allen – Puerto Rosales, que posibilitan la evacuación del petróleo producido en la Cuenca Neuquina hasta Puerto Rosales (puerto de la ciudad de Bahía Blanca), aprovisionando a las destilerías que se encuentran en la zona de influencia de su recorrido. Durante el presente ejercicio el transporte de petróleo desde Allen a Puerto Rosales alcanzó los 21.500 metros cúbicos por día promedio y el realizado a las refinerías ubicadas en la Provincia del Neuquén totalizó 2.468 metros cúbicos por día promedio, siendo el volumen total transportado de 23.968 metros cúbicos por día, totalizando en el 2013 un volumen de 55,0 millones de barriles transportados, volumen inferior al transportado durante el ejercicio anterior en aproximadamente un 9,71%. Durante el 2013, la Sociedad ha logrado mantener el servicio de transporte sin interrupciones, garantizando la continuidad operativa y la confiabilidad del sistema de bombeo. Se alcanzaron los objetivos proyectados y en materia de seguridad, se continuó con el análisis de las zonas sensibles a lo largo del oleoducto.

Oleoducto de Crudos Pesados - OCP Al 31 de diciembre de 2013, Petrobras Argentina mantiene una participación del 11,42% en OCP, un oleoducto en Ecuador que cuenta con una capacidad de transporte de 450.000 barriles por día.

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

En 2013, la Compañía: • • •

Mantuvo una alta utilización de la capacidad instalada de su refinería en lo que se refiere al procesamiento de crudo, del orden del 94,2%, manteniendo una alta confiabilidad operativa. Realizó inversiones en este segmento de negocios por Ps. 164 millones. Logró una sustancial mejora y consolidación de la imagen de Petrobras en Bahía Blanca.

3.2.1. División Refinación Refinería Bahía Blanca y Plantas de Despacho La Refinería Dr. Ricardo Eliçabe tiene una capacidad instalada de 30.500 barriles diarios de petróleo y está ubicada en Bahía Blanca, Provincia de Buenos Aires, lugar estratégico para la recepción de crudos de la Cuenca Neuquina y en una posición inmejorable para el abastecimiento vía marítima del petróleo proveniente del sur del país o del mercado internacional. En 2013, la Refinería Bahía Blanca procesó 28.730 barriles de petróleo diarios, lo que representa un 94,2% de su capacidad instalada, similar al volumen procesado en el año anterior. Durante 2013, las inversiones en la Refinería se destinaron principalmente a instalaciones de carga y descarga de buques, planta de despacho, cargadero de camiones y aumento de los caudales de bombeo entre la Refinería y Puerto Galván. En lo referido a Seguridad y Medio Ambiente, se destacan la instalación de nueva tecnología para el despacho de combustibles claros, adecuación de los sistemas de bombeo en efluentes primarios y adecuaciones en la red de incendios. Adicionalmente, se realizaron obras de logística para la importación de productos y adecuación de tanques y ductos en Dock Sud, y se finalizaron obras en el sistema de inyección de etanol en naftas en Caleta Paula. En lo referido a Calidad y Seguridad, las inversiones se destinaron a la red contra incendios y la construcción de plataformas perimetrales en las bases de tanques. Cabe destacar que obtuvimos las Certificaciones ISO 9001 – 14001 y OSHAS 18001 en la terminal de Caleta Paula.

Plan de inversiones de Refinación En 2014 se efectuará una parada programada para mantenimiento que involucrará a todas las unidades de proceso, utilities y offsites de la refinería. Adicionalmente se continuará con las obras destinadas a la adecuación de la red de ductos en la refinería, depósito Galván y Puerto Galván, además de programas de mantenimiento, adecuación de despacho de camiones y confiabilidad operativa. Adicionalmente se continúa avanzando con el análisis del proyecto de una nueva unidad de hidrotratamiento de gas oil, y la ampliación de capacidad de topping y vacío. En Dock Sud, se destinarán inversiones en la red de incendios, nuevos parques de tanques para aditivos y anilinas y otras inversiones en tanques de combustibles.

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3.2.2. División Distribución El mercado argentino de combustibles líquidos El mercado local de combustibles líquidos —naftas y gasoil— experimentó una suba de 4,4% en 2013 respecto de 2012, alcanzando los 21,6 millones de metros cúbicos. El mercado de naftas creció un 8,9% con un volumen de ventas de 8,2 millones de metros cúbicos. Esta diferencia positiva se debe, principalmente, al fuerte aumento en la venta de automotores, generando un incremento en la demanda de naftas súper y premium. En cuanto al mercado de gasoil, también tuvo un alza de 1,8%, alcanzando los a 13,5 millones de metros cúbicos. Finalmente, el mercado de GNC creció un 1,9% respecto de 2012, con un volumen de venta de 2,7 millones de metros cúbicos. Combustibles Petrobras Argentina Las ventas de combustibles líquidos de Petrobras Argentina al mercado interno alcanzaron durante 2013 un volumen de 1,2 millones de metros cúbicos, cifras que ubican a Petrobras Argentina en el cuarto lugar dentro del mercado argentino. De ese total, 0,7 millones de metros cúbicos corresponden a gasoil, y 0,4 millones de metros cúbicos a naftas, representando participaciones de mercado del 5,5% y del 5,7%, respectivamente. Las ventas de naftas premium, asimismo, alcanzaron los 92 mil metros cúbicos anuales, con un market share del 4,7%. Lubricantes Petrobras Argentina posee una planta de elaboración de lubricantes, laboratorio y centro de distribución de Lubrax en Argentina ubicados en Avellaneda, Provincia de Buenos Aires. En el 2013 las ventas de Lubrax en el mercado argentino totalizaron 17,3 mil metros cúbicos, lo que representa una caída del 19% respecto de 2012. De esta manera, la participación en el mercado fue de 5,7%. Esto se debió principalmente a la suspensión no programada en el abastecimiento local de materias primas en los meses de abril y mayo, ocasionando una baja en la oferta de producto disponible. A esto se sumaron las políticas de precios agresivas de algunos competidores. Otros programas desarrollados en estaciones de servicio Petrobras Argentina cuenta con una red de 268 estaciones de servicio, de las cuales 261 tienen la marca Petrobras, 31 cuentan con Spacio 1, y 5 agros. Por otra parte, continuamos con la implementación del Programa Calidad Controlada, que verifica los estándares de calidad de los productos en las estaciones de servicio. Adicionalmente, durante el 2013 se realizó la segunda auditoría de mantenimiento de la certificación ISO 9001 – 2008. La Compañía continuó desarrollando el Programa Desafío, llevando a cabo tareas de capacitación en las estaciones de servicio mediante la modalidad Aula Móvil, que cuenta con dos vehículos identificados y equipados para contribuir a desarrollar y valorizar la marca a través de la estandarización del modelo de atención al cliente en las estaciones de servicio. El 13 de diciembre de 2013 la Sociedad recibió el “Premio Anual de Seguridad en segmento Distribución”, otorgado por el IAPG, el cual abarca la operación de estaciones de servicio, tareas de ingeniería, mantenimiento de estaciones de servicio y transporte de combustibles.

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Mercados de asfaltos y búnker En 2013 las ventas en el mercado de asfaltos crecieron un 16%, totalizando 470 mil toneladas, de las cuales 86 mil toneladas corresponden a ventas de Petrobras Argentina, lo que representa un market share del 18%. Por otra parte, en 2013 el mercado de IFO´s Bunker tuvo un volumen de 1,8 millones de metros cúbicos, de los cuales Petrobras Argentina comercializó aproximadamente 226 mil metros cúbicos de IFOs y 33 mil metros cúbicos de Gas Oil Bunker, con un market share de 12% y 11%, respectivamente.

Refinor En 2013, incrementó un 12,5% el promedio diario de crudo procesado con respecto al año anterior, totalizando 15.844 barriles, que representa un 60% de su capacidad instalada, debido al procesamiento de crudo proveniente de Bolivia durante todo el año. La mayor producción se destinó principalmente al mercado externo, que creció un 39%, registrando en 2013 un volumen de 506 mil metros cúbicos. La comercialización en el mercado local alcanzó los 491 mil metros cúbicos, prácticamente sin variaciones respecto al ejercicio anterior. Por su parte, el procesamiento de gas alcanzó un promedio diario de 15 millones de metros cúbicos, cifra que prácticamente no registra variaciones con respecto al año anterior. La producción total de GLP fue de 320 mil toneladas, volumen inferior en un 3% en comparación al 2012. Por su parte, las ventas alcanzaron las 298 mil toneladas, inferiores en un 5% a las de 2012. Cabe destacar que durante el 2013, la compañía puso en marcha la planta para producir Isopentano, que permitió una disponibilidad adicional de 45 mil metros cúbicos de naftas para la venta. Adicionalmente, concretó el cierre del contrato con Enarsa S.A. para la construcción y operación de una de las mayores plantas compresoras de nuestro país, que permitirá comprimir hasta 28 millones de metros cúbicos diarios del gas proveniente de Bolivia.

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

En 2013, la Compañía • • • •

Alcanzó el récord histórico de 42 mil toneladas de ventas de estireno monómero en el mercado local. Priorizamos el mercado interno de poliestireno, incrementando en 2013 la venta local. Se incrementaron las ventas locales de caucho en un 10%, alcanzando las 24 mil toneladas en el 2013. Realizó inversiones por un total de Ps. 102 millones, destinadas principalmente a mejoras en la planta de PGSM.

3.3.1. Reforming de naftas En el 2013, la unidad de Reforming realizó la parada anual de mantenimiento en tiempo y forma según lo presupuestado. Se realizaron modificaciones en las instalaciones que permitieron incrementar significativamente la producción de Gas Propelente. Del mismo modo se incorporaron mejoras con la finalidad de optimizar el consumo energético y la recuperación de gases livianos. El volumen de ventas de bases octánicas y naphtha durante el 2013 fue de 289 mil de toneladas, de las cuales 71 mil fueron destinadas al mercado de exportación. Las ventas de hexano, solventes parafínicos y aromáticos durante el 2013 fue de 55 mil toneladas. El 70% de estas ventas se destinaron al mercado local, representando un incremento del 12% respecto al año 2012. El volumen de ventas de propelente totalizó 11,9 mil toneladas en el 2013, representando un incremento del 46% respecto al año 2012. Este aumento está asociado a las mejoras realizadas en la planta de Puerto General San Martín.

3.3.2. Estirénicos Las ventas de 2013 para las cuatro líneas de productos –estireno, poliestireno, poliestireno biorientado y caucho– alcanzaron las 196 mil toneladas. Esta cifra representa un 5% menos con respecto a 2012, principalmente por la menor producción de poliestireno y poliestireno biorientado en Planta Zárate, asociada a conflictos gremiales y por la menor producción de estireno, como consecuencia de paradas de planta en los meses de marzo y julio. Estireno El volumen de ventas de estireno monómero durante el 2013 fue de 68,4 mil toneladas, un 1% menor respecto al 2012, destacándose una reducción del 12% en las exportaciones destinadas a Chile y Brasil, y un crecimiento del 7% de las ventas en el mercado local respecto al año anterior, alcanzando el récord histórico de 42 mil toneladas, principalmente por la mayor demanda de EPS (poliestireno expandido) para construcción, emulsiones estirénicas y resina poliéster para acueductos. Poliestireno El volumen de ventas de poliestireno durante 2013 fue de 50,2 mil toneladas, un 9% inferior respecto al 2012, asociado a la menor disponibilidad de producto por el menor nivel de producción. A pesar de la caída en la producción se priorizó el abastecimiento del mercado argentino, mediante la importación de producto, por lo cual las ventas locales aumentaron un 1% respecto al 2012, destinadas principalmente al mercado lácteo.

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BOPS El volumen de ventas de BOPS durante 2013 fue de 8,6 mil toneladas, un 23% inferior respecto al 2012. En este sentido, el mercado de exportación fue el más afectado, ya que mostró una caída del 29% principalmente por la menor disponibilidad de producto respecto al año 2012. Caucho Petrobras Argentina vendió un total de 49,7 mil toneladas de caucho, un 7% superior respecto al año anterior. De ese volumen, 24 mil toneladas corresponden al mercado local, que representan un aumento del 10% respecto al año 2012, y 25,7 mil toneladas a exportaciones, que representan un aumento del 4% en relación al año anterior. Además, en el año 2013 la Compañía continuó avanzando en la producción de polímeros con bajo contenido de aromáticos de acuerdo a la regulación europea, acompañando la demanda de nuestros clientes. Esta fue una de las principales causas de la mejora en el volumen vendido en el mercado local, sustituyendo parcialmente importaciones.

3.3.3. Plan de inversiones Durante el año 2013, Petrobras Argentina realizó inversiones por un total de Ps. 102 millones, destinadas principalmente a realizar mejoras en la planta de Puerto General San Martín. Entre las mejoras más relevantes se encuentran el aumento de eficiencia energética en la Unidad de Reforming, aumento de recuperación de Gas Propelente y flexibilización de materias primas para sus crackers. Adicionalmente, se culminó con el proyecto de instalación de un nuevo tanque de almacenaje de estireno monómero y del cuarto silo en la Planta de Zárate, flexibilizando la entrega de producto a granel.

3.3.4. Certificaciones y reconocimientos Durante el 2013 se recibió la Aprobación del Informe Ambiental de Cumplimiento de Planta de Etileno en San Lorenzo otorgado por la Secretaría de Medio Ambiente de la Provincia de Santa Fe.

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3.4. Gas y Energía El segmento de Gas y Energía conecta dos insumos fundamentales para el desarrollo industrial de nuestro país, como son el gas y la energía eléctrica. Al participar en ambos negocios, Petrobras Argentina maximiza la rentabilidad de su producción y asegura el abastecimiento propio. En el negocio de Gas, la Compañía comercializa el gas de propia producción, provee servicios de brokering a empresas productoras que tercerizan su venta, gestiona compras a terceros de gas para atender a consumos propios y, a través de TGS, es licenciataria del transporte de gas natural en el sur del país. En el negocio de Electricidad, participa en la generación a través de la Central Termoeléctrica Genelba, la Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú y de la nueva Central EcoEnergía, activo de energía renovable no convencional.

En 2013, la Compañía • • • •

Logró un excelente nivel de confiabilidad de las plantas Genelba, Genelba Plus, Pichi Picún Leufú y EcoEnergía, alcanzando niveles de 96,9%, 100%, 100% y 96,4%, respectivamente, La energía generada por Genelba alcanzó 5.993 GWh. La Central Genelba obtuvo el Premio Nacional a la Calidad 2013 por parte de la Fundación Premio Nacional a la Calidad. Renovó los contratos de venta de gas bajo el programa Gas Plus de los yacimientos “El Mangrullo” y “Río Neuquén”, acompañado con volúmenes crecientes de producción de gas no convencional.

3.4.1. Negocio de Gas y Transporte Comercialización En 2013 la Compañía comercializó en la Argentina volúmenes de gas propio por 7,1 millones de metros cúbicos diarios. En tanto, bajo la modalidad brokerage, comercializó un volumen de gas de 1,9 millones de metros cúbicos diarios y se gestionó la compra a terceros de 1,1 millones de metros cúbicos diarios para atender la demanda interna. La distribución se realizó con trasporte propio y de terceros, a fin de abastecer a los clientes y asegurar el cumplimiento de los compromisos acordados. En el mes de julio se renovaron los contratos de venta de gas no convencional de las áreas El Mangrullo y Río Neuquén, los cuales se continúan comercializando con CAMMESA, bajo la modalidad de Gas Plus. Cabe mencionar, que se logró un mejor precio promedio de venta de gas total, debido a los mayores volúmenes comercializados de gas no convencional y a una mejora en los precios del segmento industrial.

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TGS Al 31 de diciembre de 2013, Petrobras Argentina mantiene una participación indirecta del 25,5% a través de CIESA, con una participación del 51% de su capital social. Petrobras Argentina posee una participación directa e indirecta del 50% en CIESA. Durante 2013, aumentaron los ingresos generados por el servicio de transporte de gas debido principalmente al mayor volumen de transporte interrumpible, en un contexto donde se continuó trabajando para obtener mejoras en el cuadro tarifario aplicable a este segmento de negocio. Los ingresos generados por el negocio de líquidos aumentaron como consecuencia de la variación en el tipo de cambio del peso argentino respecto al dólar y mayores ingresos por servicios de logística prestados en Puerto Galván. Dichos efectos fueron parcialmente compensados por la caída en los precios internacionales de referencia y en los volúmenes exportados a fin de poder satisfacer una mayor demanda interna de propano y butano. Por otra parte, en 2013 se avanzó con el desarrollo del plan de ejecución, bajo el programa de fideicomisos de gas, que posibilitará el transporte de un volumen adicional de 10,7 millones de metros cúbicos diarios, de los cuales se encuentran habilitados 8,7 millones de metros cúbicos diarios.

Negocio de GLP En 2013, el volumen de GLP de fabricación propia y de terceros comercializado fue de 94,3 mil toneladas, un 28% menos que en el ejercicio comparativo, debido principalmente a que en 2013 no se efectuaron exportaciones de GLP Mezcla por la no obtención de permisos desde la Planta El Cóndor y a la utilización de parte de la producción de propano como insumo en el proceso productivo para sustituir compras de este insumo a terceros. Adicionalmente, el volumen comercializado se vio afectado por la discontinuación de la venta de propano a industrias debido a falta de disponibilidad de producto y por paradas de planta por mantenimiento en la planta de PGSM. Durante este año no se realizaron operaciones de brokerage. En 2013, la Sociedad afianzó la operatoria de venta de butano en camiones para el mercado local, operación iniciada en mayo de 2012, comercializando en el ejercicio actual más de 2 mil toneladas en condiciones comerciales favorables considerando la localización geográfica de la planta El Cóndor, ubicada en la Provincia de Santa Cruz. Al igual que en el año anterior, en 2013, desde la Refinería Bahía Blanca, la Sociedad dio cumplimiento a las obligaciones de abastecimiento de butano al mercado interno dispuestas por la Secretaría de Energía. Cabe destacar que en 2013 la Sociedad logró una mejora significativa en el margen de comercialización de butano como consecuencia de un cambio de mix en la composición de los canales de comercialización con mejores precios de venta.

3.4.2. Electricidad Panorama de la generación eléctrica en la Argentina La demanda de energía continuó creciendo en forma sostenida a lo largo de 2013, y su tasa de variación interanual se ubicó en el 3,3%. El principal impulsor del desarrollo positivo ha sido la demanda residencial, que a lo largo del año presentó una tasa de crecimiento en el orden del 5%. Por otro lado, el sector industrial prácticamente no mostró variación interanual. La demanda fue cubierta con una oferta de generación térmica del 64%, 31% de generación hidráulica y 4% de generación nuclear. Las temperaturas medias registradas fueron de 18,5°C a lo largo del año, siendo el valor 0,8°C por encima de su temperatura media histórica. El consumo promedio de combustibles ubicó al gas natural con un valor medio utilizado de 38,2 millones de metros cúbicos diarios, el Gas Oil fue de 2,6 millones de metros cúbicos, el Fuel Oil alcanzó los 2,2 millones de toneladas y el Carbón utilizado fue de 961 mil toneladas.

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Central Termoeléctrica Genelba En 2013, la Central Termoeléctrica Genelba generó 5.993 GWh; un 5,5% inferior al 2012; de esta cantidad, un 17% corresponde a Genelba Plus en tanto que el 83% restante corresponde al Ciclo Combinado de Genelba. Dicha generación de energía anual equivale a una participación del 4,6% en la generación total del país y del 7,2% en el sector de generación térmica. La Turbina a Gas Genelba Plus operó con un factor de confiabilidad de 100%, y el porcentaje en el caso del Ciclo Combinado fue de 95%. En cuanto al factor de disponibilidad operativa, este fue de 100% para la Turbina a Gas Genelba Plus, y de 93% para el Ciclo Combinado de Genelba. Durante 2013, la Central Genelba ha logrado una importante distinción al obtener el Premio Nacional a la Calidad 2013 por parte de la Fundación Premio Nacional a la Calidad.

Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú A lo largo de 2013, los caudales de los ríos Limay y Collón Curá se ubicaron en valores por debajo de su nivel medio histórico, afectando la generación de la Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú. La generación anual se situó en 926 GWh, un 42,5% por encima de 2012 y 14% por debajo de su generación media histórica. Con un factor de disponibilidad del 95,3% y un factor de confiabilidad del 100%, la hidroeléctrica obtuvo en 2013 una participación aproximada del 0,7% en la generación de energía total del país y del 2,3% en la generación de energía hidráulica anual.

Central EcoEnergía Durante 2013 la Central tuvo su primer año de operación completo bajo la habilitación del marco de Energía Plus. La generación anual se ubicó en 96 Gwh, siendo su factor de disponibilidad del 93,1% y el factor de confiabilidad del 96,4%.

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4. Una Empresa detrás de los Negocios 4.1. Calidad de Gestión, Seguridad, Medio Ambiente y Salud e Higiene Ocupacional Petrobras Argentina considera que el progreso económico es sustentable si el desempeño se alcanza a través de la implementación y mejora de un modelo de gestión comprometido con la calidad, la seguridad y salud de las personas, el cuidado del medio ambiente y la eficiencia energética. De acuerdo a estas premisas, la Sociedad aplica políticas y directrices de Calidad y Seguridad, Medio Ambiente, Eficiencia Energética y Salud e Higiene Ocupacional que forman parte integral de su sistema de gestión y operan en todos los niveles de la organización, llevando adelante programas, capacitaciones y evaluaciones que le permiten ser una empresa segura y ecoeficiente, que optimiza sus recursos y trabaja por la calidad de vida de sus empleados y por el bienestar de la comunidad.

En 2013, la Compañía •

• •

Mejoró su Sistema de Gestión completando exitosamente el Programa de Certificaciones y fue reconocida por el Ministerio de Salud de la Nación como empresa “Lugar de Trabajo Saludable” y por el Gobierno Nacional con el Premio Nacional a la Calidad por la Central Termoeléctrica Genelba. Obtuvo importantes reconocimientos por su gestión de seguridad y trabajos de mejora. Profundizó el control en el aseguramiento de conformidad legal y cartera de proyectos, con el objeto de promover la sustentabilidad ambiental y energética, tanto en sus operaciones actuales como en las inversiones.

4.1.1. Calidad de Gestión Se ha continuado con la iniciativa de Equipos de Mejora que contribuyen a la eficiencia de las operaciones y la mejora de los resultados, conformando equipos para mejorar la gestión de anomalías, reducir derrames y venteos, reducir accidentes, mejorar sistemas de inyección y mejorar la confiabilidad de carga y despacho. Petrobras Argentina presentó trabajos técnicos en diversos congresos, entre ellos se destaca el 18° Encuentro Nacional de Mejora Continua organizado por SAMECO (Sociedad Argentina pro Mejoramiento Continuo) en la Universidad Tenaris. La Compañía participó, por sexto año consecutivo, del benchmarking de indicadores de gestión del Instituto Profesional Argentino para la Calidad y la Excelencia (IPACE), manteniendo el desempeño comparativo del año anterior, que en líneas generales, supera al promedio de las empresas del segmento de manufactura grande. Petrobras Argentina, a través de su Central Termoeléctrica de Genelba, fue reconocida por la Fundación Premio Nacional a la Calidad con el Premio Nacional a la Calidad en la categoría de “Unidad Operativa de Grandes Empresas”. Para su otorgamiento se evaluó toda la gestión empresarial, con tres ejes fundamentales: el liderazgo, el sistema de gestión y los resultados. Esta distinción fue otorgada por el Jefe de Ministros en una ceremonia realizada en la Casa de Gobierno de la República Argentina. Durante 2013, la Compañía ha mejorado su Sistema de Gestión, completando exitosamente el Programa de Certificaciones según normas ISO 9001, ISO 14001 y OHSAS 18001, demostrando su compromiso con sus clientes, proveedores, accionistas, empleados y la comunidad en la que opera. El Programa Anual de Certificaciones comprende auditorías internas y externas de mantenimiento y re-certificación del sistema de gestión así como la implementación de nuevos certificados. Constituye una actividad preventiva mediante la cual se identifican hallazgos que permiten seguir desarrollando la gestión de acuerdo con los lineamientos estratégicos establecidos. Adicionalmente, durante el 2013 se incorporaron las siguientes certificaciones: Terminales Dock Sud y Caleta Paula en Downstream, Terminal Punta Loyola en Exploración y Producción, Eficiencia Energética en Genelba según la norma ISO 50001, y Lugar de Trabajo Saludable en toda la Compañía.

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PETROBRAS ARGENTINA S.A. Las auditorías externas fueron conducidas por prestigiosos organismos, destacándose firmas como TÜV Rheinland, Bureau Veritas, Instituto de Auditores Internos de Argentina y España, Medical Tech, y el Ministerio de Salud de la Nación Argentina. Las auditorías internas fueron llevadas adelante con gran efectividad por personal propio capacitado.

4.1.2. Seguridad Se ha profundizado las revisiones y actualizaciones de los registros de identificación de aspectos y evaluación de impactos ambientales, así como el de identificación de peligros y evaluación de riesgos conforme a los procesos y proyectos. Los indicadores que combinan la accidentología con horas perdidas y sin horas perdidas en los últimos 12 meses demuestran una notoria tendencia decreciente, mejorando las metas y constituyendo a la Compañía en caso de comparación para otras organizaciones. Ha continuado desarrollando el concepto de Seguridad de Procesos, profundizando iniciativas como evaluaciones cualitativas y cuantitativas de sus instalaciones, y entrenamientos, disciplina operacional y gestión de riesgos. Con el objeto de minimizar los riesgos de instalaciones, durante 2013 se avanzó principalmente en la identificación de riesgos en los activos, el relevamiento en campo de todos los equipos e instalaciones eléctricas para identificar desvíos a la normativa AEA (Asociación Electrotécnica Argentina), la revisión de las redes de incendio tomando como base de comparación normas internacionales, la estandarización del mantenimiento y prueba de los sistemas de incendio y la gestión de proveedores. Petrobras Argentina recibió el Premio Anual de Seguridad dentro del grupo Distribuidoras del IAPG por la evaluación de sus estadísticas sobre accidentes y la gestión de seguridad. Además recibió el 1° y 2° premio por sus trabajos presentados en el 2° Congreso Latinoamericano y 4° Congreso Nacional de Seguridad, Salud Ocupacional y Medio Ambiente en la Industria de Hidrocarburos, organizados por el IAPG. Como parte de las actividades de formación diagramadas, se realizaron entrenamientos y talleres con el propósito de reforzar los conceptos básicos del Sistema de Gestión Integrado de Seguridad, Medio Ambiente y Salud Ocupacional, focalizando en las prácticas el uso cotidiano de la supervisión, clave en la prevención de anomalías. Los auditores de certificación han destacado la circunstancia que los activos de Petrobras Argentina en Bolivia, Colpa y Caranda, llevan más de 6 millones de horas hombre sin accidentes con días perdidos, equivalente a casi 9 años de trabajo, demostrando un sistema de gestión vivo a lo largo del tiempo y que además es capaz de evidenciar procesos de mejora continua y sostenida. A su vez, han sido los primeros en ese país en certificar las normas de seguridad y medio ambiente en el año 2001. Se continuó con los programas de mejora del análisis y gestión de contingencias y la capacitación en emergencias, y simulacros, como derrames en estaciones de servicio, pérdida de gas e incendio en la central Genelba, derrame en Neuquén en Río Coyle, y otros.

4.1.3. Medio ambiente Durante 2013, la Compañía continuó ejecutando su Cartera de Proyectos con el objetivo de disminuir los riesgos en SMS de sus instalaciones. Además, se focalizó en la presentación, aprobación y desarrollo de estudios de viabilidad técnico-económicos para exploración y perforación de sistemas no-convencionales. Por octavo año consecutivo, Petrobras Argentina, a través de su casa matriz, participó en la conformación del Dow Jones Sustainability Index (DJSI). Este índice, el más importante de sustentabilidad del mundo, evalúa el desempeño social, económico y medioambiental de las compañías que lo conforman y refleja los esfuerzos invertidos en materia de SMS de Petrobras Argentina. La Compañía viene trabajando y desarrollando acciones tendientes a disminuir permanentemente los riesgos de derrames accidentales, fundamentalmente con programas de integridad de ductos y de tanques, tanto aéreos como subterráneos. Adicionalmente se realizan monitoreos y estudios ambientales para conocer las distintas situaciones en sectores de interés. Así, el año anterior se implementó en el Sistema Petrobras, el programa de “Vazamento Zero” (Derrame Cero). A partir del 2013 la Compañía reforzó el programa internamente, realizando un plan con un fuerte compromiso de la línea organizacional y con el objetivo de prevenir la ocurrencia de derrames en todas sus operaciones, con foco en tres ejes fundamentales: Sistema Gestión, Integridad de Instalaciones y Contingencia.

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PETROBRAS ARGENTINA S.A. Petrobras Argentina fue distinguida con la mención a la Innovación Productiva del Premio Integración del Grupo Brasil 2013 por el trabajo realizado por el activo Austral sobre “Tratamientos de suelos contaminados con hidrocarburos en condiciones climáticas adversas a través de la técnica de biorremediación asistida”. Se continuó con las campañas y diálogos sistemáticos de concientización y promoción del cuidado del medio ambiente, destacándose las realizadas para el día del medio ambiente, día del agua y de la biodiversidad.

4.1.4 Eficiencia Energética Continuando con el objetivo de asegurar el cumplimiento de las acciones proyectadas en materia de eficiencia energética y reducción de emisiones, se continuó con la actualización de los inventarios de fuentes de emisiones y se afianzó el registro de datos y cálculo de indicadores de emisiones y eficiencia vinculados a la producción. Esto posibilitará el planeamiento de programas y metas vinculados a las actividades o plantas. La Central Termoeléctrica Genelba, logró la Certificación de la Norma ISO 50001 de eficiencia energética, para su Sistema de Gestión de la Energía, cuya implementación constituye una base sólida para procurar la optimización continua promoviendo una mayor eficiencia energética. Se ubica de esta manera dentro del grupo de tres empresas que detentan esta certificación en el país y es el primer activo del Sistema Petrobras en obtenerla.

4.1.5. Salud e Higiene Ocupacional Comprometida con la calidad de vida de sus empleados, en 2013 la Compañía continuó con su programa de cardioprotección, según estándares internacionales de American Heart Association, y su certificación como empresa libre de humo de tabaco a través del Ministerio de Salud de la Nación. Además, fue reconocida por dicho ministerio como empresa amiga de la hemodonación por la implementación de campañas de donación voluntaria de sangre en los activos y como Lugar de Trabajo Saludable. Asimismo, se continuó con el Programa de Promoción y Protección de la Salud, que no sólo fomenta la actividad física y hábitos saludables de alimentación de sus empleados, sino que además trabaja sobre temáticas como manejo del estrés y la prevención de enfermedades y accidentes. En este marco, Petrobras Argentina siguió ofreciendo a sus empleados consultorías individuales de nutrición y tabaquismo en todos los activos, contando con la participación voluntaria en los distintos programas de más de 1.200 empleados. Por otra parte, la Compañía realizó cursos de resucitación cardiopulmonar (RCP) y primeros auxilios en todas sus instalaciones para casi 1.000 empleados. Asimismo, continuó con el plan de actividad física del que participaron 1.500 personas, llevó adelante campañas de vacunación de gripe y tétanos en toda la empresa y continuó con los programas de salud y actividad física específico para brigadistas y medicina del viajero. En materia de Higiene, se completaron las mediciones correspondientes a los ambientes de trabajo, los mapas de riesgos específicos, se realizó el seguimiento de los desvíos presentados y se continuó el programa de ergonomía, con el relevamiento ergonómico de puestos de trabajo en todos los activos de la Compañía y la capacitación específica para el equipo de salud. Se continúa con el programa de uso indebido de alcohol y drogas, desarrollándose una nueva campaña comunicacional a todos los empleados así como la realización de talleres informativos.

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

En 2013, la Compañía: • • •

Rediseñó su estructura organizacional con el objeto de alinear la disposición de sus recursos a los modelos organizativos de la industria petrolera actual. Por cuarto año consecutivo se posicionó dentro de las cuatro primeras empresas del Club del Petróleo en materia de remuneraciones, manteniendo además una canasta de beneficios competitiva a nivel de mercado. Invirtió alrededor de USD 2 millones en programas de formación tendientes a promover el desarrollo de competencias técnicas y de gestión del personal.

4.2.1. Estructura Organizacional Durante el 2013, la Compañía llevó adelante un proceso de revisión de su estructura organizacional, del cual derivó el diseño y aprobación de un nuevo modelo capaz de acompañar a la estrategia del negocio actual.

4.2.2.

Reclutamiento y Selección de Personal

Ante el surgimiento de cada vacante, Petrobras Argentina promueve la incorporación de las personas que considera más idóneas para llevar adelante los desafíos de la posición, disponiendo de diversas estrategias y herramientas tendientes a contribuir con el logro de este objetivo.

4.2.2.1. Sistema de Job – Posting “Moviliza” El sistema de postulaciones internas de Petrobras Argentina continuó garantizando en el 2013 la difusión de sus oportunidades laborales a lo largo de toda la Compañía, favoreciendo así la disponibilidad de alternativas de desarrollo y crecimiento profesional para sus empleados a partir de la publicación de búsquedas en las que fueron contemplados candidatos de diversas áreas y negocios de la empresa.

4.2.2.2. Prácticas Profesionalizantes Durante el 2013 la Central Termoeléctrica Genelba y la Planta Petroquímica de Puerto General San Martín, implementaron prácticas profesionalizantes destinadas a estudiantes de colegios técnicos locales, con el objetivo de contribuir a su desarrollo formativo y propiciar su primer acercamiento al campo laboral. Esta práctica permitió convocar posteriormente a dichos alumnos a participar en procesos de selección orientados a posiciones afines a las desarrolladas durante la experiencia profesional.

4.2.2.3. Contacto con Universidades Otra fuente de reclutamiento que se encuentra en desarrollo y consolidación, es el contacto con Universidades Públicas y Privadas de distintas regiones del país, las cuales constituyen un canal para la divulgación de las ofertas laborales de la Compañía y permiten enriquecer así la base de postulantes preexistente.

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4.2.3.

Planeamiento de Capital Humano

Petrobras Argentina lleva adelante este proceso por vía del análisis del perfil profesional de sus empleados, considerando así sus antecedentes académicos y laborales, su trayectoria dentro de la Compañía y la evaluación de sus competencias. Dicha información representa un elemento decisorio para la determinación de promociones, transferencias y otras oportunidades profesionales de desarrollo de cada empleado dentro de la Compañía.

4.2.4.

Remuneraciones y Beneficios

La política de Petrobras Argentina en términos de beneficios y remuneraciones se basa en dos principios rectores: asegurar la competitividad externa y mantener la equidad interna. En línea con ello, la Compañía realiza anualmente diferentes encuestas de mercado que le permiten ajustar su canasta de beneficios y su estructura salarial a lo ofrecido por otras compañías. De esta manera, otorgó en 2013 incrementos equivalentes a los concedidos por el mercado laboral para el personal que se encuentra fuera de convenio colectivo.

4.2.5.

Relaciones Sindicales

Conforme la creciente importancia del aspecto sindical en la gestión estratégica de los recursos humanos, la Compañía continuó participando activamente en las negociaciones laborales con las asociaciones gremiales correspondientes a la industria y áreas geográficas en las cuales se desempeña, con el objeto de promover las mejores condiciones laborales para su personal sindicalizado y sostener así un vínculo de construcción y diálogo permanente con el sector gremial.

4.2.6.

Formación y Desarrollo

En el marco de su estrategia formativa, Petrobras Argentina realizó en el 2013 una inversión cercana a los USD 2 millones en actividades de capacitación, abarcando así al 63% de la dotación total. Entre la oferta académica disponible, se destacaron los programas de competencias individuales corporativas, los estudios de posgrado, la formación en idiomas y programas para el desarrollo de competencias destinado al personal bajo convenio, siendo ésta última una práctica innovadora en la gestión formativa de la Compañía para el presente año. Respecto de las actividades de capacitación impartidas por formadores internos, Petrobras Argentina siguió alentando y promoviendo esta metodología a través del compromiso y participación de sus propios colaboradores en la transmisión de conocimientos y experiencias alcanzadas a lo largo de sus trayectorias. En materia de formación técnica, la Compañía desarrolló diversos programas destinados a la formación en competencias específicas en todos los negocios, así como también programas relacionados con los conocimientos específicos requeridos para la Red Propia de Estaciones de Servicio.

4.2.7.

Gestión del Desempeño

Con miras a la mejora continua de este proceso, en el 2013 la Compañía continuó con la implementación de la guía de observación de competencias orientada a facilitar la tarea de evaluación de los líderes, con una visión integral del desempeño de cada colaborador y del equipo de trabajo en su conjunto.

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4.2.8.

Compromiso y satisfacción de los colaboradores

4.2.8.1. Encuesta de Clima Organizacional En el 2013, la Compañía llevó adelante la 9° Encuesta de Clima Organizacional destinada a todo el personal propio de Petrobras Argentina, logrando una participación del 78% de la nómina. A partir de la información relevada, fueron diseñados e implementados diversos planes de acción que tuvieron un alcance transversal a toda la organización y otras iniciativas definidas en cada área en particular.

4.2.8.2. Acciones derivadas Para generar un espacio de intercambio y actualización de las principales temáticas de interés para la Compañía, se continuaron realizando videoconferencias del Director Presidente en las que se informaron los resultados de cada unidad de negocio y otras noticias destacadas de la actualidad de la Compañía. Respecto de las acciones orientadas a profundizar el acercamiento al personal y promover la identificación con la Compañía, se concretó nuevamente la práctica de reconocimiento a la trayectoria para 144 empleados que cumplieron su décimo, vigésimo, trigésimo o cuadragésimo aniversario en la empresa. Asimismo, fue reconocida la actuación de 10 empleados de la Compañía por su contribución y gestión destacada a lo largo del año, y se replicaron otras prácticas de integración y reconocimiento como ser la celebración de días festivos y la Visita VIPP (Visita Importante para Petrobras) en la que los empleados pudieron invitar a sus hijos y familiares a compartir con ellos una jornada de trabajo.

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

En 2013, la Compañía: • • • •

Elaboró su tercer Informe Social y Ambiental, que describe el desempeño y la estrategia para conducir los negocios con responsabilidad social y ambiental. Apoyó 31 proyectos sociales y emprendimientos productivos en las localidades donde actúa, favoreciendo el desarrollo local y la inclusión. Implementó el Programa de Voluntariado Corporativo “Petrobras Energía Positiva”, concebido como una herramienta de transformación social que representa el interés de participación de los empleados. En alianza con la Universidad San Andrés, acompañó el Programa para el Desarrollo de Organizaciones Ambientales.

4.3.1. Gestión sustentable Petrobras Argentina continuó con la implementación de acciones y políticas para fortalecer la cultura sustentable y elaboró su tercer Informe Social y Ambiental, un documento que describe el desempeño en el área durante 2012 y la estrategia para conducir los negocios con responsabilidad social y ambiental. Por esta gestión, Petrobras Argentina mereció el reconocimiento de diversas instituciones. En este sentido, la Compañía siguió formando parte de las 10 empresas top en el rubro Gestión Empresaria orientada a la Sustentabilidad del Premio Ciudadanía Empresaria que otorga la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en la Argentina (AmCham), y obtuvo el premio otorgado por IDEA a la Excelencia Institucional Empresaria.

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4.3.2 Programa de Inversión Social Petrobras Argentina actúa de manera proactiva desarrollando y contribuyendo con iniciativas sociales en las localidades cercanas a sus operaciones, destacándose la continuidad de sus programas. Durante 2013, la compañía apoyó la implementación de 31 proyectos de su Cuarto Concurso en las zonas del país donde posee activos productivos. Este acompañamiento se realiza por un período de 2 años, otorgándoles un premio monetario y brindándoles, a través de organizaciones sociales especialistas en líneas de actuación de cada proyecto, acompañamiento con soporte técnico y actividades de capacitación, con el objetivo de generar un mayor potencial e impacto social de largo plazo en los proyectos y emprendimientos seleccionados. Para los proyectos que trabajan sobre Emprendimientos Productivos de Base Social, a través de una alianza con NESsT, la Compañía brinda, entre otros, capacitación y asistencia para la elaboración de planes de negocio, preparación organizacional para el autofinanciamiento y asistencia para la implementación o expansión de la actividad empresarial. Las organizaciones cuyos proyectos fueron seleccionados en las temáticas de Educación para la calificación profesional y Garantía de derechos de niños, niñas y adolescentes reciben capacitación sobre temas de interés para la gestión integral de sus proyectos y participan de un proceso permanente de seguimiento y monitoreo. El Programa incluye también el estímulo a iniciativas de fortalecimiento, capacitación e interacción para formación de alianzas e intercambio de experiencias. En 2013 Petrobras Argentina realizó 2 jornadas gratuitas de capacitación para organizaciones sociales de Bahía Blanca sobre temáticas prioritarias para su gestión, que contaron con la asistencia de 200 participantes. Asimismo, durante 2013, Petrobras Argentina auspició el Congreso Internacional del IARSE, el IV Foro de RSE y Sustentabilidad en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y continuó apoyando el post-grado para Organizaciones sin fines de lucro de la Universidad San Andrés, becando a 2 alumnos.

4.3.3. Programa Ambiental Programa para el Desarrollo de Organizaciones Sociales Ambientales. Entre octubre de 2012 y septiembre de 2013 se desarrolló este programa en alianza con la Universidad San Andrés. El Programa se dirigió a personas que trabajan en organizaciones sociales ambientales y que se desempeñan en las áreas gerenciales, técnicas, son asesores o miembros de los consejos directivos y que quieran fortalecer su visión y capacidad de gestión y planificación en general, y a líderes y emprendedores sociales que promuevan el desarrollo sustentable y el cuidado del medio ambiente. El programa desarrolló tres componentes: 1) el dictado de un seminario de capacitación, del cual participaron 39 representantes de 32 organizaciones sociales ambientales. 2) la elaboración de un documento sobre las necesidades de fortalecimiento institucional y habilidades de gestión requeridas en las organizaciones sociales ambientales y la realización de una jornada de presentación del documento. 3) la realización de un seminario abierto de extensión para debatir desde distintas disciplinas el rol y potencial de las organizaciones sociales ambientales como promotoras de la sustentabilidad, participando 80 representantes de organizaciones, empresas y organismos públicos. AcercaRSE En Zárate, Petrobras Argentina continúo siendo parte de AcercaRSE, iniciativa conjunta de empresas de la zona. El Programa de separación y reciclado de residuos “La Basura Sirve” se continuó en 2013 con el objetivo de estimular el compromiso de la comunidad con la limpieza e higiene de la localidad y el cuidado del medio ambiente mediante un manejo responsable de los residuos.

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4.3.4. Voluntariado Petrobras Energía Positiva. El programa de voluntariado se lanzó en 2013 con una modalidad netamente participativa, ya que son los empleados quienes presentan proyectos e iniciativas con un fin social y solidario. Este año, se recibieron 14 propuestas, de las cuales 7 fueron seleccionadas y calendarizadas para 2013 y 2014 por el comité de voluntariado, formado también por empleados. Formaron parte de estas acciones 122 voluntarios, incluyendo a familiares y amigos, quienes dedicaron 670 horas laborales y más de 581 horas no laborales. Como resultado de las mismas, se pudo colaborar con 13 organizaciones sociales que trabajan con niños, niñas, adolescentes, adultos y ancianos en situación de vulnerabilidad social.

4.3.5. Comités de Relación con la comunidad Con el objetivo de fortalecer la relación con la comunidad local, Petrobras Argentina continúo implementando planes de acción en sus distintos activos.

4.4. Comunicaciones Petrobras Argentina entiende que comunicar a los diferentes públicos de interés resulta indispensable si el objetivo es que todas las áreas trabajen con una misma meta y alineadas bajo los mismos objetivos de negocio.

En 2013, la Compañía • •

•

Contribuyó a fortalecer la imagen de sus negocios de Asfaltos, Bunker y Lubricantes, tanto en medios de comunicación como en ferias especializadas. Continuó afianzando la presencia de su marca en el mercado argentino con el apoyo a iniciativas culturales y deportivas, entre las cuales se destacan el patrocinio al Equipo Petrobras de Súper TC2000 y diversas acciones de relacionamiento que incluyen, entre otras, el 10º Premio arteBA-Petrobras a las artes visuales y el Premio Petrobras Buenos Aires Photo o el Programa Petrobras Energía para los Chicos. Desarrolló diversas campañas de comunicación interna con el objetivo de acercarse a los diversos públicos de colaboradores con los que cuenta.

4.4.1. Prensa y Comunicación externa A lo largo de 2013 se elaboraron y enviaron a los principales medios de comunicación nacionales, provinciales e internacionales, aproximadamente 50 comunicados de prensa relacionados a temas de negocios o institucionales, incluyendo la venta de la participación en Distrilec, descubrimiento de gas en la Provincia del Neuquén, inversiones en exploración en yacimientos no convencionales en Vaca Muerta, premio a la Excelencia Institucional Empresaria otorgado por IDEA y el premio Nacional a la Calidad otorgado a la Central Termoeléctrica Genelba, entre otros. Se difundieron a distintos medios relacionados con el arte, la cultura, el deporte y la responsabilidad social, el acompañamiento en la edición 2013 de ArteBA y BA Photo, al equipo Honda Petrobras en el Súper TC 2000 y el lanzamiento y premiación del IV Concurso de Proyectos Sociales sumado a las capacitaciones para organizaciones sociales, entre otros temas de interés.

4.4.2. Comunicación Interna y Editorial A lo largo del 2013, Petrobras Argentina comunicó a sus empleados las políticas, las acciones y los mensajes institucionales a través de sus diversos canales de difusión. En Intranet, su principal portal de información, publicó notas con información de los negocios y de las diferentes áreas de la compañía.

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PETROBRAS ARGENTINA S.A. A nivel digital, además de la comunicación a sus empleados mediante la intranet y otros medios digitales, se desarrolló un newsletter interno cuyo objetivo es fidelizar el vínculo con cada una de las áreas de la Compañía y acercarse a aquel público que no posee acceso a intranet o que, por su modalidad de trabajo, prefieren leer los contenidos en papel. Adicionalmente, se ideó y realizó la visita de familiares de los empleados a sus lugares de trabajo, trabajando con el tema del cuidado del agua en todos los activos de la compañía.

Las campañas de 2013 Durante el 2013, la Compañía continuó con diversas campañas, entre las cuales se destacan la campaña para la participación en la Encuesta de Clima Interno y la campaña de Hemodonación. En relación a CSMS, se trabajó en la comunicación de aspectos relacionados con la Seguridad, Medio Ambiente y la Salud, entre otros. Además, desde al área de Comunicaciones se acompañaron las campañas del área de Responsabilidad Social Empresaria, tales como el Concurso de Proyectos Sociales y la Feria Solidaria y otras asociadas a Seguridad Patrimonial, Productos y referidas a nuestros negocios.

4.4.3. Patrocinios Desde hace más de diez años, Petrobras Argentina apoya iniciativas culturales y deportivas de la Argentina, bajo la premisa de que estar presente en los hechos más significativos de la comunidad es un modo de afianzar su cercanía y liderazgo. Los principales patrocinios realizados en 2013 incluyeron: -

ArteBA: por décimo año consecutivo, fuimos el sponsor principal de arteBA y del Premio arteBA-Petrobras de Artes Visuales.

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Buenos Aires Photo: por noveno año consecutivo, participamos en carácter de patrocinador principal de esta feria que se celebra en el Palais de Glace de Buenos Aires y en la que Petrobras Argentina entregó el Premio Petrobras Buenos Aires Photo.

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Súper TC 2000: en su duodécimo ciclo de patrocinio del equipo Honda-Petrobras, continuamos acompañando al automovilismo Argentino junto a una nueva estructura técnica dirigida por Sergio Polze.

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Oil & Gas 2013: participamos en la feria más importante de la industria en la región.

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Experiencia ADN: auspiciamos el ciclo cultural interdisciplinario de ocho reuniones protagonizado por artistas y personalidades relevantes para nuestra audiencia. Se realizaron seis encuentros en las instalaciones del Museo de Arte Latinoamericano de Buenos Aires (MALBA) y otros dos en el Teatro Colón.

4.4.4. Publicidad y Marca Durante 2013, las acciones de publicidad se concentraron en la comunicación de los ganadores del 4° Concurso de Proyectos Sociales en los principales medios del interior donde Petrobras posee sus activos. La pauta incluyó avisos en gráfica, radio e Internet. La misma fue acompañada durante el segundo semestre con publicidad del producto Lubrax, continuando con la campaña de revitalización lanzada anteriormente. Fortaleciendo el liderazgo de la Compañía, en el ámbito cultural del mercado argentino, se desarrollaron campañas de comunicación en medios masivos para los patrocinios culturales arteBA y BA Photo y los respectivos premios que la compañía tiene con ellos, reforzando la continuidad en el tiempo. Asimismo, se desarrollaron campañas gráficas para los negocios de Bunker, Asfaltos y Minería en medios especializados.

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5. Gobierno Corporativo Las mejores prácticas de Gobierno Corporativo, entendido como el conjunto de políticas, sistemas, normas y procedimientos que rigen la conducción y desenvolvimiento de la Sociedad, brindan el marco adecuado dentro del cual se persiguen los objetivos organizacionales, se definen los roles y responsabilidades de los principales actores y la interacción entre los mismos, asegurando la alineación, el equilibrio y el respeto de los intereses de todos los accionistas y demás público involucrado, empleados, clientes, proveedores y la comunidad en general. La ética en la conducción de sus negocios, la transparencia en su relación con los públicos de interés y la confiabilidad de la información financiera que la empresa genera, son los pilares de las prácticas de gestión sobre los que se apoya la filosofía del Gobierno Corporativo de la Sociedad. Durante el año 2013 se continuó trabajando en consolidar varias de las iniciativas implementadas a partir de 2004, tendientes a fortalecer las buenas prácticas de Gobierno Corporativo: •

•

•

•

Con relación a la gestión del Comité de Auditoría, se observa una fluida interacción con los distintos sectores de la Organización y un alto involucramiento con la gestión de los negocios de la Compañía, atendiendo todas las normativas y regulaciones vigentes en Argentina y en Estados Unidos de América. Las herramientas y procedimientos para la denuncia de irregularidades contables, financieras y conflictos de intereses, puestos en marcha en 2005, han permitido acercar las denuncias al Comité de Auditoría, protegiendo la confidencialidad y anonimato de los denunciantes. La Oficina de Ombudsman es un canal que facilita el análisis y encauzamiento de las denuncias, opiniones, sugerencias, pedidos y expectativas de personas que, directa o indirectamente, estén relacionadas con la Sociedad. La divulgación de información relevante a los mercados se realizó siguiendo las normas y prácticas establecidas por la Sociedad, respetando las buenas prácticas del mercado y cumpliendo con los requerimientos legales vigentes, y adaptando las mismas a las nuevas disposiciones de la Ley Nº 26.831 (Ley de Mercado de Capitales) y el Texto Ordenado de la CNV contenido en la Resolución General Nº 622/13.

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

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5.1. Dirección y Administración Directorio El Estatuto Social de Petrobras Argentina establece que el Directorio, el cual se reúne formalmente al menos una vez cada tres meses, esté constituido por nueve miembros titulares, quienes son elegidos por el término de tres ejercicios y se renuevan por tercios cada ejercicio. La Asamblea puede designar suplentes en igual o menor número que los titulares, para subsanar la falta de los Directores por cualquier causa, fijando el orden de su incorporación. Se indica a continuación la composición actual del Directorio de la Sociedad, según fuera aprobada por la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas de Petrobras Argentina celebrada el 21 de marzo de 2013, y considerando posteriores modificaciones. Nombre Paulo Cezar Amaro Aquino Jorge José Nahas Neto José Raimundo Brandão Pereira Antonio Eduardo Monteiro de Castro Cedric Bridger Roberto Monti Juan Fattobene Luiz Alberto Gaspar Domingues (*) Luis Miguel Sas Luiz Gustavo Primo de Siqueira Gustavo Tardin Barbosa Eduardo Autran de Almeida Jr. Luciana Bastos de Freitas Rachid Ronaldo Batista Assunção (*) Daniel Casal Alejandro Poletto David René Jacoby

Cargo Presidente Vicepresidente Director Director Director Director Director Director Director Director Suplente Director Suplente Director Suplente Director Suplente Director Suplente Director Suplente Director Suplente Director Suplente

(*) El Directorio de la Sociedad, en su reunión de fecha 3 de junio de 2013, consideró y resolvió aceptar la renuncia del señor Carlos Alberto Da Costa a su cargo de Director Titular. En virtud de la vacancia producida por dicha renuncia, el Directorio, en la mencionada reunión, resolvió que su respectivo Suplente de acuerdo con lo resuelto por la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de fecha 21 de marzo de 2013, el señor Luiz Alberto Gaspar Domingues, pase a desempeñarse como Director Titular. Asimismo, la Comisión Fiscalizadora de la Sociedad en su reunión del mismo día, en ejercicio de las atribuciones que le son propias en los términos del artículo 258 de la Ley de Sociedades Comerciales, designó al señor Ronaldo Batista Assunção como su Director Suplente, tomando conocimiento el Directorio de dicha designación. Conforme los criterios establecidos por el Artículo 11, Sección III, Capítulo III, Título II de las Normas (TO 2013) de la CNV, los señores Cedric Bridger, Roberto Monti, Juan Fattobene, Alejandro Poletto y David Jacoby revisten el carácter de Directores independientes. Conforme a dicha norma, los demás miembros del Directorio revisten el carácter de no independientes.

Modalidades de remuneración del Directorio La remuneración de los miembros del Directorio es fijada por la Asamblea General Ordinaria de Accionistas, de conformidad con la Ley de Sociedades Comerciales. El monto máximo de las retribuciones que por todo concepto puedan percibir los miembros del Directorio, incluidos sueldos y otras remuneraciones por el desempeño de funciones técnico-administrativas de carácter permanente, no podrá exceder el 25% de las utilidades del ejercicio. Dicho monto se limitará al 5% cuando no se distribuyan dividendos a los accionistas y se incrementará proporcionalmente a la distribución hasta alcanzar aquel límite cuando se reparta el total de las utilidades. Cuando el ejercicio de comisiones especiales, o de funciones técnico-administrativas por parte de uno o más directores, frente a lo reducido o a la inexistencia de utilidades imponga la necesidad de exceder los límites prefijados, sólo podrán hacerse efectivas tales remuneraciones en exceso si fuesen expresamente acordadas por las Asamblea General Ordinaria de Accionistas.

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Principales Ejecutivos El cuadro a continuación establece los nombres y cargos de los funcionarios ejecutivos de Petrobras Argentina: Nombre Ronaldo Batista Assunção Luis Miguel Sas Benicio Schettini Frazão Luiz Alberto Gaspar Domingues Adelson Antonio da Silva Daniel Casal Allan Blumenthal Alfredo Guía y Díaz

Cargo Director Presidente Director de Administración y Finanzas Director de Exploración y Producción Director de Downstream Director Corporativo y de Servicios Gerente Ejecutivo de Legales Gerente Ejecutivo de Gas y Energía Gerente Ejecutivo de Estrategia, Planeamiento y Desempeño

Modalidades de Remuneración de los Principales Ejecutivos La política de remuneraciones del personal ejecutivo consiste en una retribución anual en dinero y un plan de beneficios. La retribución anual en dinero se establece teniendo en cuenta las características y responsabilidades del cargo ocupado, la formación, capacidad y experiencia de cada ejecutivo y los valores de mercado para posiciones análogas. Esa remuneración está compuesta por una parte fija abonada bajo la forma de sueldo mensual y una compensación variable liquidada en forma anual, sujeta a objetivos vinculados a la performance operativa y financiera de Petrobras Argentina y al cumplimiento de objetivos individuales. Los beneficios asignados a los ejecutivos son similares a los del resto del personal de la Empresa, como ser: seguro de vida, cobertura médica y plan de pensión complementario (ver Nota 26.2 a los estados financieros individuales y consolidados).

5.2. Organización de la Toma de Decisiones y Sistema de Control Interno Petrobras Argentina está organizada operativamente por Unidades Funcionales, apoyadas por una Estructura Central que agrupa a diferentes funciones. En la toma de decisiones, Petrobras Argentina es conducida por un Comité de Dirección que está integrado por cinco miembros: el Director Presidente, el Director de Administración y Finanzas, el Director de Exploración y Producción, el Director de Downstream y el Director Corporativo y de Servicios. Las operaciones de la Compañía son conducidas mediante procesos estandarizados que facilitan y aseguran la coordinación de las diferentes áreas de la Empresa. Se promueve la delegación de autoridad, permitiendo dar respuestas ágiles y eficientes a las actividades, existiendo a la vez una clara y explícita definición de los alcances de dicha delegación mediante la fijación de límites de aprobación implementados sistematizadamente que minimizan riesgos. El sistema de Control Interno de la Sociedad se sustenta en el marco de las políticas establecidas por el Comité de Dirección y en sistemas y procedimientos operados por personal idóneo. Dicho sistema de Control Interno está diseñado para garantizar el logro de los objetivos de la Sociedad, asegurando la eficacia y eficiencia de las operaciones, la confiabilidad de la información y el cumplimiento de las leyes, reglamentos y políticas en general.

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

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El Comité de Auditoría tiene las siguientes facultades y responsabilidades: a)

Supervisar el funcionamiento de los sistemas de control interno y del sistema administrativo-contable, así como la fiabilidad de este último y de toda la información financiera o de otros hechos significativos que sea presentada a la CNV y a los mercados en cumplimiento del régimen informativo aplicable. b) Establecer y supervisar la implementación de procedimientos para la recepción, documentación, tratamiento y seguimiento de quejas o reportes de irregularidades relacionados con temas contables, de control interno o de auditoría, dando manejo confidencial y anónimo a los mismos. c) Emitir opiniones fundadas sobre operaciones entre partes relacionadas según lo exigido por la legislación aplicable. Emitir opiniones fundadas cuando exista o surja un conflicto de interés y comunicarlas a los mercados según lo exigido por la CNV. d) Proporcionar al mercado información respecto de las operaciones en las cuales exista conflicto de intereses con integrantes de los órganos sociales y/o accionistas controlantes. e) Emitir opinión sobre la razonabilidad de las propuestas de honorarios y de planes de opciones sobre acciones de los directores y administradores de la sociedad que formule el órgano de administración. f) Emitir opinión sobre el cumplimiento de exigencias legales y sobre la razonabilidad de las condiciones de emisión de acciones o instrumentos convertibles en acciones, en caso de aumento de capital, con exclusión o limitación del derecho de preferencia. g) Emitir como mínimo en ocasión de la presentación de los Estados Financieros anuales un informe dando cuenta del tratamiento dado durante el ejercicio a las cuestiones de su competencia. h) Emitir opinión a la Asamblea de Accionistas sobre la propuesta elevada por el Directorio para la designación (o revocación) del Auditor Independiente. i) Evaluar la calificación e independencia del auditor externo. j) Emitir y mantener un procedimiento de pre-aprobación de cualquier servicio (sea o no relacionado con auditoría) a ser prestado por el Auditor Independiente, bajo el cual el Comité será el único autorizado a preaprobar cualquier servicio por parte de dicho Auditor. k) Evaluar la calidad de los principios contables de la Compañía y principales cambios en la aplicación de los mismos.

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

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5.5. Comisión Fiscalizadora La Comisión Fiscalizadora está integrada por tres miembros titulares y tres miembros suplentes. Se indica a continuación la composición actual de la Comisión Fiscalizadora, cuya conformación resultó aprobada por la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas celebrada el 21 de marzo de 2013. Nombre Juan Carlos Cincotta Justo Federico Norman Rogelio Norberto Maciel Olga M. Morrone de Quintana Mariana Paula Ardizzone María Laura Maciel

Cargo Síndico Síndico Síndico Síndico Suplente Síndico Suplente Síndico Suplente

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

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

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7. Análisis de los Resultados Consolidados 7.1. Factores que afectan los resultados de las operaciones 7.1.1. Contexto económico argentino Devaluación del Peso Al 31 de diciembre de 2013, la cotización del peso respecto a la divisa estadounidense era de Ps.6,49 por dólar estadounidense en comparación con Ps.4,91 por dólar estadounidense al 31 de diciembre de 2012. Al 31 de diciembre de 2013 y 2012, la deuda financiera estaba principalmente denominada en USD, lo cual expuso a la Sociedad a riesgos de tipo de cambio, cuyo impacto fue parcialmente mitigado por ciertos activos financieros mantenidos en USD. Sin embargo, el impacto en resultados por las variaciones en los tipos de cambio relacionado con la deuda financiera, se encuentra neutralizado por las inversiones netas en el exterior valuadas en moneda extranjera, los cuales son imputados en Otros Resultados Integrales reconocidos en el Patrimonio dentro del Estado Consolidado de Resultados Integrales. Por lo indicado, la Sociedad tiene una posición monetaria neta activa en moneda extranjera. Con las consideraciones contables indicadas, la devaluación del peso respecto al dólar determinó en el ejercicio 2013 y 2012 ganancias de Ps. 171 millones y de Ps. 138 millones, respectivamente. Inflación Históricamente, la economía argentina ha experimentado una volatilidad significativa, caracterizada por períodos con elevados niveles de inflación. La CNV, a través de la Resolución General N° 441, dispuso que a partir del 1 de marzo de 2003 los estados contables sean expresados en moneda nominal. Si se reanudara la aplicación del ajuste por inflación, los estados contables deberían expresarse en moneda homogénea. En 2013, 2012 y 2011 los índices de precios al consumidor, según las estadísticas del Instituto Nacional de Estadísticas y Censos, reflejaron una inflación en el orden del 10,9%, 10,8% y 9,5%, y los índices de precios mayoristas aumentaron 14,7%, 12,9% y 12,7% respectivamente. La inflación también podría afectar la comparabilidad entre los distintos períodos presentados en este documento.

7.1.2. Regulaciones en la Industria Energética en Argentina En el marco del crecimiento sostenido que experimentaron los precios de las commodities hasta la exteriorización de la crisis internacional que emergió en el transcurso del tercer trimestre de 2008, el Gobierno Argentino, con el propósito de morigerar las presiones inflacionarias consecuentes de tal escenario y de asegurar el abastecimiento del mercado interno, ha sancionado en los últimos años un conjunto de regulaciones, las cuales en particular se han focalizado en el sector energético. Gas Natural En 2007, el Gobierno Nacional y los productores firmaron un Acuerdo de Productores de Gas Natural, cuyos objetivos principales fueron asegurar el abastecimiento de la demanda interna de gas y la recuperación paulatina de los precios en todos los segmentos del mercado. En cuanto al primer objetivo, el acuerdo estableció compromisos de abastecimiento al mercado interno para cada productor. Fue homologado a través de la Resolución N° 599/07 de la Secretaría de Energía, que tenía vigencia escalonada según el segmento, siendo el compromiso de abastecimiento residencial el último en vencer en el año 2011. Como resultado, se distribuyó uniformemente las cuotas de mercado de cada segmento entre los productores y se mantuvieron los precios regulados bajos para los segmentos mencionados.

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PETROBRAS ARGENTINA S.A. Asimismo, la Resolución establecía que el 31 de diciembre de 2009 finalizarían los compromisos de abastecimiento por parte de los productores de gas natural a los segmentos de mercados de GNC y usinas. Sin embargo, la Secretaria de Energía resolvió extender dichos compromisos de abastecimiento. En relación al segundo objetivo, la recuperación paulatina de los precios, el incremento más importante se observó en el segmento usinas. En cambio, para el segmento residencial los precios no se incrementaron significativamente, lo cual afecta en forma negativa la comercialización de gas natural. En cuanto al segmento de GNC, en agosto de 2012, a través de la Resolución N° 1.445, la Secretaría de Energía fijó un nuevo precio al gas natural en el para los servicios de GNC, de 0.4945 pesos por metro cúbico, significando un incremento estimado del 300%, e instruyó a invertir los recursos adicionales obtenidos en desarrollo de recursos de gas convencional. Respecto a la Resolución N° 599/07 de la Secretaría de Energía, cuyo vencimiento operaba el 31 de diciembre de 2011, el Gobierno Nacional extendió, mediante la Resolución Nº 172/2011 de la Secretaría de Energía, temporalmente las reglas de asignación de gas fijados por la Resolución SE N° 599/07 hasta el dictado de las medidas que la reemplacen, significando la continuidad del mix de ventas de Petrobras Argentina. En enero de 2007, a través de la Resolución N° 1.886, la Secretaría de Energía ratificó que la exportación de hidrocarburos está sujeta a la adecuada satisfacción de las necesidades internas y que las ventas al exterior deben ser autorizadas en cada caso por el Poder Ejecutivo Nacional. En el marco de los acuerdos de provisión de gas a largo plazo entre los Gobiernos de la Argentina y Bolivia -por los que inicialmente se fijó un precio del gas en 5 USD/MMBtu, ajustable en base a una fórmula que seguirá los valores internacionales del gas y los subproductos-, la importación de gas quedó a cargo de ENARSA. Para que este incremento no impacte en los consumidores locales, el Gobierno Nacional dispuso trasladar el aumento del precio de gas de importación a las exportaciones, vía el incremento de sus retenciones. En septiembre de 2008, mediante la Resolución N° 1.070/08 de la Secretaría de Energía, el Gobierno Nacional homologó un Acuerdo de Productores de Gas Natural, con el objetivo de reducir el precio de la garrafa de 10 kg de butano. Este acuerdo significó un incremento de precios del gas natural del 15% para el segmento residencial, 8% para el GNC y 13% para la generación. La reducción del precio de venta de GLP se financia con aportes de los productores, equivalentes inicialmente al 65% del incremento de precio resultante de esta Resolución, asignación que a partir de diciembre de 2008 creció al 100%. Posteriormente, la Resolución N° 1.417/08 determinó a partir de noviembre de 2008 un aumento del 80% para el precio aplicable a un sector del segmento R3 Residencial. Para 2010, 2011, 2012 y 2013, se renovó el Acuerdo Complementario de Productores de Gas Natural homologado por Resolución N° 1070/08 de la Secretaría de Energía. A finales de 2013 se firmó la Quina Adenda de este acuerdo para el año 2014. Por otro lado, se dispuso la creación de un Fondo Fiduciario (Decreto N° 2.067/08) para cubrir la importación de gas natural que sea requerida para garantizar el abastecimiento interno. Los cargos resultantes serán pagados por los usuarios de los servicios regulados de transporte y/o distribución, por las empresas que procesen gas natural y por los consumidores de gas que reciben directamente el gas de los productores sin hacer uso de los sistemas de transporte o distribución. En agosto de 2009 se firmó un Acuerdo de Paz Social entre el Gobierno Nacional y los productores de gas natural en el que se estableció que dichas empresas mantendrían el nivel de actividad productora a cambio de una mejora en el precio de gas en boca de pozo para el segmento de usinas, lo que ocasionaría un aumento del 30% en dicho sector. En octubre de 2010, a través de la Resolución I-1.410 del ENARGAS, se establecieron modificaciones al mecanismo de despacho de gas natural, priorizando principalmente el abastecimiento de la demanda Residencial y GNC. Así, cada distribuidora pudo solicitar diariamente volúmenes por encima de lo comprometido en el Acuerdo de Productores de Gas Natural (Resolución N° 599/07 de la Secretaría de Energía). Finalmente, en noviembre de 2011, a través de la Resolución N° 1.982 del ENERGAS, se incrementó el monto a percibir por el Fondo Fiduciario creado en el Decreto 2.067/08 a partir de los consumos de diciembre de 2011, y se amplió la base de consumidores alcanzados. Posteriormente, en la Resolución N° 1.991 del ENERGAS se detallan los grandes consumidores alcanzados y se explicita el procedimiento a seguir para solicitar exclusión en caso de corresponder. Quedaron alcanzados los consumos de gas natural de la Refinería Bahía Blanca por la actividad de refinación de petróleo y las plantas de Cóndor y Barda Las Vegas, por el procesamiento de gas natural.

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En mayo de 2012, se sancionó la Ley 26.741 que declara de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos. Asimismo se declara de utilidad pública y sujeto a expropiación el cincuenta y un por ciento (51%) del patrimonio de YPF S.A. y Repsol YPF Gas S.A. En julio de 2012, mediante el Decreto Nº 1.277 se aprueba la reglamentación de la Ley 26.741 y se dicta el Reglamento de Soberanía Hidrocarburífera de la República Argentina, el cual establece un Plan de Inversiones Hidrocarburíferas que buscará la maximización de inversiones y la sustentabilidad de la industria en el corto, medio y largo plazo. Asimismo se derogan artículos de Decretos Nº 1.055/89, 1.212/89 y 1.589/89 que se referían a la libre disponibilidad de los hidrocarburos producidos en áreas de concesión otorgadas, la libre comercialización en el mercado interno y externo, y la libertad de precios. La Sociedad ha cumplido con los requerimientos de información solicitados. En febrero de 2013, la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas dicta la Resolución Nº 1/2013, donde se crea el Programa Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural. En el mismo, los productores debían presentar sus Proyectos de Aumento de la Inyección total de Gas Natural por un período máximo de 5 años, con miras a aumentos de producción, mayores niveles de actividad y empleo en el sector. Se establece un precio de 7,50 US$/MMBTU para la Inyección Excedente de gas natural, con penalidades de importación de GNL ante incumplimientos de volúmenes comprometidos. La Compañía presentó su Proyecto en tiempo y forma y actualmente está trabajando con dicha Comisión sobre el proyecto presentado. A su vez, en noviembre de 2013, mediante la Resolución N° 60/2013, la Comisión crea el Programa Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida. Los productores tienen hasta el 31 de marzo de 2014 para presentar su proyecto que contribuya al incremento de niveles de producción de gas natural. El mismo está destinado a empresas sin producción previa, o un tope de 3,5 MMm3/día, con incentivos de precios ante aumentos de producción, y penalidades de importación de GNL ante incumplimiento de volúmenes comprometidos. Asimismo, aquellas empresas que fueran beneficiarias del Programa mencionado en el párrafo precedente y reunieran las condiciones correspondientes, puedan solicitar el cese de su participación en aquel programa y su incorporación en el presente. Retenciones a las exportaciones La Ley N° 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario estableció la creación de un régimen de retenciones a las exportaciones de hidrocarburos. El efecto de tales retenciones se deduce de los respectivos precios de venta. Con el fin de garantizar el abastecimiento interno y desalentar las exportaciones, en noviembre de 2007 se modificó el esquema de retenciones a las exportaciones de hidrocarburos mediante la Resolución N°394/07 del Ministerio de Economía y Producción y se equiparó el tratamiento de ciertos productos derivados de su procesamiento con el aplicable al petróleo crudo. La modificación implica la aplicación de un derecho de exportación creciente, que determina para una calidad de crudo estándar un ingreso tope de U$S 42 el barril, cuando el precio internacional del petróleo crudo supere los U$S 60,9 por barril. Si el precio varía entre U$S 45 y U$S 60,9 por barril, la retención aplicable es del 45%. En cambio, en caso de que el precio internacional esté por debajo de los U$S 45 por barril, las autoridades deberán definir nuevas alícuotas en un plazo de 90 días. El mismo criterio se aplica a las exportaciones de los productos derivados, tales como naftas, fuel oil y aceites lubricantes, para los que se definieron distintos valores de corte y de referencia. Asimismo, en marzo de 2008 el Ministerio de Economía y Producción dictó la Resolución Nº 127/08, que en lo relativo al gas natural modificó la Resolución Nº 534/2006. Esta última establecía una alícuota del 45% sobre el precio de importación del gas de Bolivia y fijaba una retención del 100% sobre las ventas externas de gas natural, considerando como base de valoración el precio más alto establecido para esta mercadería en los contratos de importación de gas natural a la Argentina aplicables en cada momento. Dicha resolución, extendió también para el GLP la metodología de cálculo aplicable a las retenciones sobre las exportaciones de petróleo crudo. Márgenes de downstream A partir del año 2007 los precios de los combustibles en el mercado interno, se han incrementado gradualmente, hecho que permitió recuperar parcialmente los márgenes de comercialización.

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PETROBRAS ARGENTINA S.A. Por otra parte, la Ley N° 26.022/2005 eximió del impuesto sobre los combustibles líquidos y el gas natural, del impuesto sobre el gas oil y otros, a las importaciones de gas oil y diesel oil y a la venta en el mercado interno de los volúmenes importados. Durante los sucesivos años, esta exención fue incorporada dentro de la Ley de Presupuesto Nacional. Generación de electricidad Con la sanción de la Ley de Emergencia Pública, en 2002 el Gobierno Nacional implementó la pesificación de los precios en dólares en el MEM y estableció un valor máximo para los precios de gas destinado al abastecimiento de la generación de energía eléctrica. Como resultado de las medidas, los precios de la electricidad dejaron de reflejar los costos totales de generación. Este desfasaje derivó en un paulatino agotamiento del Fondo de Estabilización, lo que provocó un déficit creciente del mismo que impidió a CAMMESA saldar normalmente sus cuentas con los agentes del mercado. Para recomponer el Fondo de Estabilización, el Gobierno Nacional realizó sucesivos aportes y, adicionalmente, restableció la aplicación de los ajustes estacionales, reconociendo en la fijación de los precios mayoristas spot los mayores costos derivados de los incrementos del precio del gas natural. Posteriormente, la Secretaría de Energía creó un fondo de inversión denominado FONINVEMEM I, con el propósito de alentar a los acreedores del MEM a participar en inversiones orientadas a aumentar la oferta disponible de generación eléctrica en la Argentina. En los años sucesivos, se implementaron un conjunto de normas tendientes a la recomposición de los márgenes de los generadores, cobro de acreencias con el MEM y readaptación del sistema eléctrico en general. En noviembre de 2010, se firmó un acuerdo entre los generadores y la Secretaría de Energía para comenzar la readaptación del MEM y dar cumplimiento a la Resolución N° 1.427/2004. Con ese acuerdo, los generadores térmicos comenzaron a percibir un precio más alto por la potencia mensual puesta a disposición en función de su disponibilidad. Asimismo, se reconocieron mayores costos por operación y mantenimiento según el combustible que se utilizaba para la generación. En tanto, los generadores se habían comprometido a continuar con sus planes de inversiones en mantenimiento y a una nueva inversión con las liquidaciones de venta con fecha de vencimiento a definir que no se encontraran dentro del marco de la Resolución N° 724/08. A partir del año 2012, el Acuerdo se dio por finalizado. En marzo de 2013, la Secretaría de Energía sancionó la Resolución Nº 95/2013 que implicó la modificación en el esquema de remuneración de los Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM exceptuando a los Generadores Plus, la Generación Hidroeléctrica Binacional y Generación Nuclear entre otros. Entre las principales modificaciones de aplicación para los Generadores que han adherido a este nuevo esquema se encuentran: a) Cambios en la remuneración de los agentes generadores según su escala y tecnología. Se remuneran costos fijos y variables no combustibles y una remuneración adicional; estos últimos dos ítems se pagarán en función de la generación de cada máquina, destinándose parte de la remuneración adicional a un fideicomiso para financiar obras del sector eléctrico. b) Suspensión transitoria de las contrataciones entre privados, tanto de energía eléctrica como de combustibles e insumos asociados, que serán administrados por CAMMESA. Empresas de Servicios Públicos El escenario macroeconómico configurado a partir de la sanción de la Ley de Emergencia Pública implicó un profundo cambio en la ecuación económica – financiera de las empresas de servicios públicos. En particular, la magnitud del impacto devaluatorio, en un contexto de ingresos fijos, consecuencia de la pesificación de las tarifas, afectó la situación patrimonial y financiera de dichas sociedades, incluyendo las posibilidades de cumplimiento de determinadas cláusulas de los contratos de préstamos. La Ley de Emergencia Pública determinó la pesificación y la eliminación de cláusulas indexatorias sobre las tarifas de servicios públicos. Asimismo, se autorizó al PEN a renegociar los contratos que tengan por objeto la prestación de servicios públicos, creándose la UNIREN a los efectos de asistir en este proceso de renegociación. La UNIREN se encuentra renegociando el contrato con TGS (ver Nota 13.1.5 a los estados financieros individuales y consolidados). No es posible predecir el desarrollo futuro de los procesos de renegociación de las tarifas y del contrato de concesión de TGS, ni sus consecuencias sobre los resultados de las operaciones o la situación financiera de dicha empresa. En diciembre de 2013 se sancionó la Ley N° 26.896, la cual extendió hasta el 31 de diciembre de 2015 el plazo para renegociar los contratos de obras y servicios públicos.

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PETROBRAS ARGENTINA S.A. Reestructuración de la deuda de CIESA Con fecha 13 de julio de 2012, CIESA, el Grupo Pampa y la Sociedad llegaron a un acuerdo transaccional por el cual las partes involucradas desistieron de todos los reclamos, acciones y derechos bajo los juicios tramitados en los Tribunales de Nueva York, extinguiéndolos, por medio del cual CIESA canceló la totalidad de la Deuda Financiera. Por esta transacción, en el tercer trimestre de 2012 la Sociedad registró una ganancia neta de Ps. 291 millones por su participación accionaria en CIESA (ver Nota 13.1. a los estados financieros individuales y consolidados) En virtud de la celebración del Acuerdo mencionado en la presente nota y a lo dispuesto en la reunión de Directorio de CIESA celebrada el 23 de octubre de 2012, el 2 de enero de 2013 CIESA notificó a la CNV de la cancelación formal de sus Obligaciones Negociables, iniciando los actos necesarios para el retiro de CIESA del Régimen de Oferta Pública y Cotización.

7.1.3. Conversión de los contratos operativos en Venezuela En el marco del proceso de renegociación de contratos petroleros iniciado por el Gobierno de Venezuela, en agosto de 2006 la Sociedad firmó los respectivos contratos de conversión de los convenios operativos a la modalidad de empresas mixtas, en las que al Estado Venezolano le correspondió una participación del 60%. (ver Nota 13.2 a los estados financieros individuales y consolidados). Las nuevas condiciones operativas configuradas a partir de la conversión de los contratos impactaron adversamente en el valor recuperable de los activos en Venezuela. La recuperabilidad de tales inversiones es altamente sensible a la volatilidad del precio del petróleo crudo, a los cambios en materia económica, social y regulatoria en Venezuela, y en particular a los planes de negocio resultantes para el desarrollo de las reservas de tales compañías.

7.1.4. Precios de las Commodities Los resultados de las operaciones y el flujo de fondos de la Sociedad están expuestos a la volatilidad de los precios internacionales, principalmente del petróleo crudo y de sus productos derivados. Los precios internacionales del petróleo crudo han experimentado grandes fluctuaciones en los últimos diez años. Los cambios en los precios del petróleo crudo generalmente traen aparejados cambios en los precios de los productos derivados del petróleo. El año 2013, el petróleo Brent de Reino Unido, y referencia reciente de los crudos globales, alcanzó un promedio de USD 108,8 por barril en 2013, valor 3% inferior al del pasado año. El precio del petróleo referencia WTI alcanzó un valor promedio de USD 97,9 por barril en el ejercicio actual, 4% superior a igual período de 2012. La brecha entre ambas variedades se ubicó, así, en USD 10,9 por barril, disminuyendo sensiblemente frente al pasado año aunque todavía lejos del diferencial histórico.

7.1.5 Producción de petróleo y gas en la Argentina Las reservas de petróleo y gas en Argentina han experimentado en los últimos años una tendencia decreciente. Según datos oficiales del IAPG las reservas comprobadas de petróleo y gas han disminuido un 15% en el período 2006-2011. En el ejercicio 2013 la producción de petróleo acumuló al mes de noviembre un promedio de 540 mil barriles por día, lo cual representa una retracción del 5% respecto al 2012. En tanto que la producción de gas tuvo una retracción del 5%, alcanzando los 114,3 millones de metros cúbicos de gas por día. En este contexto, las reservas de petróleo y gas de la Sociedad en Argentina, netas de adiciones, han disminuido un 3% en 2013. La producción equivalente de la Compañía disminuyó un 3% en 2013. El plan de negocios prevé la concreción de inversiones exploratorias en Argentina. Debido a los riesgos de la actividad exploratoria, la Dirección de la Sociedad no puede asegurar la reversión de la tendencia declinante de sus reservas en Argentina.

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7.1.6. Operaciones en Ecuador A partir del año 2006 el Gobierno Ecuatoriano implementó profundas reformas tributarias y regulatorias en la actividad hidrocarburífera, modificando significativamente las condiciones establecidas en oportunidad del otorgamiento de los contratos de participación (ver Nota 28 a los estados financieros individuales y consolidados). El conjunto de estos cambios modificó significativamente las condiciones establecidas en oportunidad del otorgamiento de los contratos de participación, afectando adversamente las previsiones de rentabilidad de los proyectos, con el consecuente impacto negativo en la evaluación de su recuperabilidad. De acuerdo con lo estipulado en la cláusula novena de los Contratos Modificatorios, el Estado Ecuatoriano deberá indemnizar a las contratistas por un valor equivalente a las inversiones no amortizadas al cierre de cada ejercicio económico, actualizadas a una tasa de interés anual apropiada para este tipo de proyectos en Ecuador, estableciéndose un plazo para que la Sociedad y el Estado Ecuatoriano negocien la determinación de la liquidación del contrato. La liquidación practicada por el Estado Ecuatoriano en marzo de 2011 no se adecua al procedimiento para la determinación del valor de liquidación establecido por las propias partes en los Contratos Modificatorios, el cual no puede ser modificado unilateralmente, por lo cual la Sociedad notificó al Estado Ecuatoriano la existencia de una controversia bajo los términos del Tratado para la Promoción y Protección Recíproca de Inversiones suscrito entre la República Argentina y la República del Ecuador. Ello implica la apertura de un período de negociaciones previo al inicio de un posible arbitraje. Adicionalmente con fecha 21 de junio de 2013, no habiendo alcanzado un acuerdo con el Estado Ecuatoriano, EcuadorTLC S.A., Cayman International Exploration Company y Teikoku Oil Ecuador, miembros del Consorcio, presentaron ante el Estado Ecuatoriano, una carta de notificación de controversia en los términos de los Contratos Modificatorios manifestando su decisión de someter dicha controversia a arbitraje internacional, de conformidad con el Reglamento de Arbitraje de la Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional, Al 31 de diciembre de 2013 la Sociedad mantiene registrados Ps. 347 millones a ser recuperados del Estado Ecuatoriano de acuerdo con lo estipulado en los Contratos Modificatorios, expuestos en Otros créditos corrientes (Nota 28 a los estados financieros consolidados). Dicho monto no incluye el cálculo de la actualización prevista en dichos contratos, dado que la Sociedad considera que no es posible determinar con certeza la tasa de actualización a ser aplicada. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros, la Sociedad se encuentra realizando las gestiones necesarias con el objetivo de obtener del Estado Ecuatoriano el pago de la compensación prevista en dichos contratos.

7.1.7. Cambios en el portafolio de activos y concesiones de E&P El 31 de mayo de 2012 la Sociedad acordó la compra del 39,671% de la participación accionaria en PELSA a su sociedad controlante Petrobras Participaciones S.L., obteniendo a partir de esa fecha su control societario con una tenencia accionaria del 58,88%. En el ejercicio actual, la Provincia de Chubut aprobó la prórroga por el término de 10 años del contrato de concesión de las áreas El Tordillo y La Tapera-Puesto Quiroga. En relación al área Veta Escondida, en diciembre de 2013 la Sociedad llegó a un acuerdo extrajudicial con la Provincia del Neuquén con el objetivo de solucionar el conflicto relacionado con la concesión de explotación de dicha área.

7.1.8. Desinversión en Distrilec El 30 de enero 2013 la Sociedad vendió la totalidad de su participación directa e indirecta en PEDASA y PFB, sociedades controlantes de Edesur a través de Distrilec, generándose una pérdida de Ps. 34 millones en el ejercicio 2013. (Nota 13.1.1 a los estados financieros consolidados).

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7.2. Análisis de los Resultados Consolidados de las operaciones (Cifras expresadas en millones de pesos, excepto donde se indica e forma expresa) El siguiente cuadro expone los resultados de la Sociedad correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013 y 2012:

Utilidad neta: La utilidad neta atribuible a los accionistas de la Sociedad en el ejercicio 2013 aumentó 161 o 28,8%, a 779 de 618 del ejercicio comparativo. Ventas: Las ventas aumentaron 2.575 o 20,2% a 15.340 de 12.765 del ejercicio comparativo. Esta variación se origina principalmente por aumentos de 1.725, 1.189, 441 y 182 en los segmentos de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, de Refinación y Distribución, de Petroquímica y de Gas y Energía, respectivamente. Las ventas intersegmentos ascendieron a 6.696 en 2013 y 5.734 en 2012, la mayoría de las cuales se configuran entre Exploración y Producción de Petróleo y Gas, Refinación y Distribución y Gas y Energía. Utilidad bruta: La utilidad bruta del ejercicio 2013 aumentó 934 o 29,7%, a 4.080 de 3.146. Esta variación se origina principalmente por incrementos de 470, 297 y 221 en los segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, de Petroquímica y de Refinación y Distribución, respectivamente. Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización aumentaron 367 o 25,7%, a 1.797 de 1.430 del ejercicio comparativo, principalmente por aumentos de 143, 87 45 en los segmentos de Refinación y Distribución, de Exploración y Producción de Petróleo y Gas y de Petroquímica, respectivamente.

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Gastos de exploración: Los gastos de exploración totalizaron 82 en 2013 y 212 en 2012, y corresponden a operaciones en Argentina. En ambos ejercicios los cargos corresponden a baja de pozos on-shore. La sociedad registró en concepto de pozos no exitosos por 168 en 2013 y 136 en el ejercicio comparativo. Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos totalizaron pérdidas de 571 y 121 en los ejercicios 2013 y 2012, respectivamente. El mayor cargo del ejercicio actual se corresponde principalmente con la reestructuración de la deuda de CIESA, que representó una ganancia de 221 en el ejercicio 2012, por el reconocimiento de mayores pérdidas de 118 por parada de planta en 2013 y la pérdida de 34 por la venta de acciones de Edesur ocurrida en el primer trimestre de 2013. Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación: Los resultados de inversiones valuados bajo el método de la participación representaron mayores pérdidas por 131, a 279 de 148 del ejercicio comparativo, principalmente por mayores pérdidas de 210 en el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, parcialmente compensado por mejoras de 46 y 33 en los segmentos de Gas y Energía y de Refinación y Distribución, respectivamente”. Utilidad operativa: La utilidad operativa registró una mejora de 116, a 1.351 de 1.235 del ejercicio comparativo. Esta variación se origina principalmente por aumentos de 270, 204 y 154 en los segmentos de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, de Refinación y Distribución y de Petroquímica, respectivamente. En sentido contrario, en el segmento de Gas y Energía se observó en 2013 una disminución de 150 en la utilidad operativa. Resultados financieros: Los resultados financieros representaron ganancias de 53 en el ejercicio 2013, en contraposición a pérdidas de 70 en el ejercicio comparativo. La mejora indicada está determinada principalmente por los mejores rendimientos generados por los activos financieros, con una posición monetaria neta activa en moneda extranjera, y, en menor medida, por el menor peso de la deuda financiera como consecuencia de la política de desendeudamiento de la Sociedad. Impuesto a las ganancias: El cargo por impuesto a las ganancias representó pérdidas de 552 y 492 en los ejercicios 2013 y 2012, respectivamente, en consonancia con la mejora verificada en los resultados de las operaciones en el ejercicio actual.

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7.2.1. Análisis de la utilidad operativa 7.2.1.1. Exploración y Producción de Petróleo y Gas Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento de negocios de Exploración y Producción de Petróleo y Gas aumentó 270 o 25,2% a 1.342 de 1.072 del ejercicio comparativo. El siguiente cuadro expone la integración de la utilidad operativa del segmento de negocios: (Cifras en millones de pesos)

Ventas: Las ventas del segmento de negocios correspondientes al ejercicio 2013 aumentaron 1.725 o 28,2% a 7.838 de 6.113 del ejercicio comparativo. Argentina Las ventas de las operaciones en Argentina crecieron 1.708, o 28,7%, a 7.649 en el ejercicio 2013 de 5.941 en el ejercicio comparativo. A partir del 1° de junio de 2012 la Sociedad consolida las operaciones de PELSA, por lo cual reconoció ventas por 1.686 por el ejercicio 2013 y 869 por el período 2012. Detrayendo estos efectos, las ventas de petróleo y gas aumentaron 867, a 5.963 de 5.072, principalmente como consecuencia de una mejora en los precios medios de venta en el orden del 29,5%, efecto parcialmente compensado por una disminución del 8,9% en el volumen diario de venta conjunta de petróleo y gas, el cual promedió 73,3 miles de BOE por día. La menor producción se registró tanto en petróleo como en gas y se corresponde principalmente con la declinación natural de los yacimientos por tratarse de campos maduros, efecto parcialmente compensado por un incremento en la producción de nuevos pozos en Medanito y Jagüel de los Machos. Las ventas de petróleo crudo reflejan un aumento de 681, o 16,1%, a 4.898 de 4.217 del ejercicio comparativo, configurada principalmente por un aumento del 24% del precio promedio de venta, a Ps.392 por barril de Ps.316 por barril, derivado básicamente de la recuperación parcial de los precios locales. El volumen comercializado totalizó 34,2 mil barriles en 2013 y 36,4 mil barriles en 2012. Las ventas de gas aumentaron 209 o 25.1%, a 1.041 de 832, producto principalmente de un incremento del 41.5% en el precio de venta, a Ps.12,2 por Mpc de Ps.8,6 por Mpc debido principalmente al reconocimiento de un mayor precio de gas plus en la Cuenca Neuquina destinado a industrias y comercializadores. Los volúmenes diarios de gas comercializados totalizaron 234,1 Mpc y 264,1 Mpc, en los ejercicios 2013 y 2012, respectivamente.

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En el exterior El total de ventas de las operaciones en el exterior aumentó 17 o 9,9%, a 189 de 172, que corresponden principalmente a las operaciones en Bolivia y en México. Utilidad bruta: La utilidad bruta del segmento de negocios en 2013 aumentó 470 o 25,2%, a 2.337 de 1.867. El margen sobre ventas de los ejercicios 2013 y 2012 resultó del 29,8% y del 30,5%, respectivamente. La consolidación de las operaciones de PELSA representó una utilidad bruta de 642 en el ejercicio 2013 y de 355 en el ejercicio comparativo. Detrayendo estos efectos, la utilidad bruta en el presente ejercicio aumentó 183, a 1.695 de 1.512 y el margen sobre ventas disminuyó al 27,6% del 28,8% en el ejercicio comparativo, determinado principalmente por las operaciones en Argentina. En el ejercicio 2013 la utilidad bruta de las operaciones en Argentina aumentó 173 o 12%, a 1.610 de 1.437, y el margen sobre ventas disminuyó a 27% en 2013 de 28,3% en el ejercicio comparativo, debido principalmente al incremento en los costos de producción y la baja en los volúmenes comercializados, morigerado por la recuperación parcial de los precios de venta. La utilidad bruta de las operaciones en el exterior aumentó 17 o 9,9% a 85 de 75, con un margen bruto sobre ventas del 45% y 43,6%, respectivamente. Gastos de administración y comercialización: los gastos de administración y comercialización aumentaron 87, o 33%, a 350 en el ejercicio 2013 de 263 en el ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de la consolidación de las operaciones de PELSA, que aportó 128 y 61 en 2013 y 2012, respectivamente. Gastos de exploración: los gastos de exploración disminuyeron 130, o 61%, a 82 en el ejercicio actual de 212 en el ejercicio 2012, como consecuencia de mayores cargos en concepto de baja de pozos exploratorios on-shore en el ejercicio comparativo. La Sociedad registró cargos en concepto de pozos no exitosos por 168 en 2013 y 136 en el ejercicio comparativo. Otros resultados operativos: los otros resultados operativos totalizaron pérdida de 227 en el ejercicio 2013 y de 194 en el ejercicio comparativo. Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación: los resultados de inversiones valuados bajo el método de la participación representaron pérdidas de 336 en el ejercicio 2013 y 126 en el ejercicio comparativo, derivado principalmente de las inversiones en Empresas Mixtas de Venezuela. A partir del 1° de junio de 2012 la Sociedad adquirió el control societario de PELSA, por lo cual hasta el 31 de mayo de 2012 reconoció el resultado de su participación en dicha sociedad aplicando el método del valor patrimonial proporcional, registrando utilidades de 26 en el período de cinco meses finalizado el 31 de mayo de 2012.

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7.2.1.2. Refinación y Distribución Utilidad operativa: El resultado operativo del segmento de Refinación y Distribución aumentó 204, a 216 en el ejercicio 2013, de 12 del ejercicio comparativo. El siguiente cuadro expone la integración de la utilidad operativa del segmento de negocios: (Cifras en millones de pesos)

Ventas: Las ventas del segmento de Refinación y Distribución en el ejercicio 2013 aumentaron 1.189 o 17,1%, a 8.146 de 6.957 del ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de una recomposición parcial de los precios medios de venta, con mejoras próximas al 26% en los productos refinados, parcialmente compensados por los efectos de los menores volúmenes comercializados de petróleo crudo. En 2013, la Refinería Bahía Blanca procesó 28.730 barriles de petróleo diarios, lo que representa un 94,2% de su capacidad instalada, similar al volumen procesado en el año anterior de 28.722 barriles diarios. Las ventas provenientes de la comercialización de petróleo crudo a terceros disminuyó 25,8% o 244, a 702 en 2013 de 946 en el ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de una retracción en los volúmenes comercializados. En volumen total comercializado de productos refinados registró valores similares en ambos ejercicios, totalizando 1.962 mil m3 en 2013 y 1.992 mil m3 en el ejercicio comparativo. En el ejercicio 2013 los volúmenes comercializados de gas oil, naftas comerciales, fuel oil e IFOs y otros derivados totalizaron 782 mil m3, 554 mil m3, 480 mil m3 y 146 mil m3, respectivamente. En el ejercicio 2012 los volúmenes comercializados de gas oil, naftas comerciales, fuel oil e IFOs y otros derivados totalizaron 791 mil m3, 547 mil m3, 461 mil m3 y 194 mil m3, respectivamente. Utilidad bruta: La utilidad bruta del segmento de negocios aumentó 221 o 38,6%, a 794 de 573 del ejercicio comparativo, principalmente por la mejora en los precios de ventas, que permitió absorber los mayores costos de producción. Por lo indicado precedentemente, el margen sobre ventas aumentó a 9,7% en 2013 de 8,2% en el ejercicio comparativo. Gastos de administración y comercialización: los gastos de administración y comercialización aumentaron 143, o 24%, a 728 en el ejercicio 2013 de 585 en el ejercicio comparativo, principalmente por incrementos de gastos de comercialización, básicamente fletes e impuestos, asociados a las mayores ventas del ejercicio 2013. Otros resultados operativos: los otros resultados operativos totalizaron 106 en el ejercicio 2013 y 13 en el ejercicio comparativo. Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación: los resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación corresponden a la participación accionaria en Refinor, que representó ganancias de 44 y 11 en los ejercicios 2013 y 2012, respectivamente. En el ejercicio actual se incrementó un 12,5% en el nivel de crudo procesado, destinado principalmente al mercado externo.

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7.2.1.3. Petroquímica Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento Petroquímica aumentó 154 o 101,3%, a 306 de 152 del ejercicio comparativo El siguiente cuadro expone la integración de la utilidad operativa del segmento de negocios: (Cifras en millones de pesos)

Ventas: Las ventas del segmento de negocios correspondientes al ejercicio 2013 aumentaron 441 o 15,2%, a 3.348 de 2.907 del ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de un aumento del 26% en los precios promedios de ventas, morigerado por una reducción en los volúmenes comercializados. En estirénicos, se observó un incremento de 345, a 2.238 de 1.893 del ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de una mejora del 25% en los precios promedio de venta, parcialmente compensado por una disminución del 5,5% en el volumen comercializado, que totalizó 196,1 mil toneladas en 2013 y 207,6 mil toneladas en el ejercicio comparativo. En el ejercicio 2013, los precios promedio de venta en pesos de las líneas de estireno y poliestireno aumentaron en torno al 38%. En el caso del caucho, si bien hubo una fuerte caída en el precio internacional de butadieno, los precios medidos en pesos se contrajeron sólo un 1,5%. El comportamiento de los principales productos estirénicos fue el siguiente: a) El volumen de ventas de estireno disminuyó un 1%, totalizando 68,4 mil toneladas en el ejercicio actual. Esta disminución está asociada a la menor producción, como consecuencia del paro programado de planta en marzo y por paro no previsto en julio por polimerización de la torre de reciclo. Priorizando el mercado local, la Sociedad incrementó en un 7% las ventas en el mercado interno, con destino a EPS (Expanded PolyStyrene) y Resina poliéster, compensando parcialmente la caída del 12% en las exportaciones b) El volumen de ventas de propano, propileno y etileno totalizó 19,1mil toneladas, lo cual implica una disminución del 25%. Esta disminución está asociada a la menor producción de estireno y al consumo de propano de propia producción en reemplazo de materia prima adquirida. c) El volumen de ventas de poliestireno y Bops totalizó 58,8 mil toneladas, lo cual implica una disminución del 11,6%, asociado a la menor producción como consecuencia de conflictos gremiales en la Planta de Zárate entre los meses de marzo y junio. Las ventas en el mercado local mostraron un crecimiento del 1%, como consecuencia de la sustitución de producción propia por producto importado. Se importaron 12,5 mil toneladas y 0,4 mil toneladas de poliestireno en 2013 y 2012, respectivamente. d) El volumen de ventas de caucho totalizó 49,7 mil toneladas, reflejando un crecimiento del 7,1% con respecto al ejercicio comparativo.

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Los ingresos de la unidad de reforma catalítica se incrementaron un 96, o 9,5%, a 1.110 de 1.014 del ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de una mejora del 22,1% en los precios promedio de venta, parcialmente compensado por una disminución del 10,3% en el volumen comercializado, que totalizó 352 mil toneladas en 2013 y 392 mil toneladas en el ejercicio comparativo. Esta caída está asociada a la menor disponibilidad de materia prima. Utilidad bruta: La utilidad bruta del segmento de negocios en el presente ejercicio aumentó 297 o 132,6%, a 521 de 224 del ejercicio comparativo, con un crecimiento en el margen sobre ventas del 7,7% al 15,6% en el ejercicio actual. La mejora indicada se corresponde con un efecto combinado de la recuperación de los precios medios de venta y una mejora en los spreads internacionales del estireno y a las mejoras realizadas en Planta PGSM que permitieron incrementar su producción con mayor valor agregado, reemplazando aromáticos importados por producción propia Gastos de administración y comercialización: los gastos de administración y comercialización aumentaron 45, o 41%, a 155 en el ejercicio 2013 de 110 en el ejercicio comparativo, principalmente por incrementos de gastos de comercialización, básicamente fletes e impuestos, este último asociados a las mayores ventas del ejercicio 2013. Otros resultados operativos: los otros resultados operativos totalizaron pérdidas de 60 en el ejercicio 2013, en contraposición a una ganancia de 38 en el ejercicio comparativo, como consecuencia principalmente de cargos por parada de planta en el ejercicio actual.

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7.2.1.4. Gas y Energía Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento Gas y Energía en el ejercicio 2013 disminuyó 150 o 27,4%, a 398 de 548 del ejercicio comparativo. El siguiente cuadro expone la integración de la utilidad operativa del segmento de negocios: (Cifras en millones de pesos)

Utilidad bruta: La utilidad bruta del segmento Gas y Energía en el ejercicio 2013 aumentó 53 o 12,2%, a 486 de 433 del ejercicio comparativo, principalmente en las operaciones de Generación de Electricidad. Gastos de administración y comercialización: los gastos de administración y comercialización aumentaron 22, o 28,9%, a 98 en el ejercicio 2013 de 76 en el ejercicio comparativo, principalmente por las operaciones de comercialización y transporte de hidrocarburos, cuyos gastos de comercialización se incrementaron, básicamente por impuestos, asociados a las mayores ventas del ejercicio 2013. Otros resultados operativos: los otros resultados operativos generaron una pérdida de 3 en el ejercicio actual, en contraposición a una ganancia de 224 en el ejercicio 2012, el cual se corresponde a la ganancia de 221 derivada de la reestructuración de la deuda de CIESA. En el ejercicio 2013 se registró una pérdida de 34 por la venta de acciones de Edesur ocurrida en el primer trimestre de 2013 Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación: los resultados de inversiones valuados bajo el método de la participación totalizaron una ganancia de 13 en el ejercicio actual, en contraposición a una pérdida de 33 en el ejercicio comparativo. Las utilidades del ejercicio 2013 corresponden principalmente a la tenencia accionaria en CIESA. En el ejercicio 2012 se registraron pérdidas de 253 por la tenencia de Edesur, como consecuencia básicamente del deterioro de sus resultados operativos, que resultaron afectados negativamente por el incremento de sus costos de explotación sin su correspondiente reconocimiento y traspaso a tarifa. Estos efectos resultaron parcialmente compensados por las ganancias en CIESA, principalmente por los efectos positivos derivados de la reestructuración de su deuda, ocurrida en julio de 2012, que implicó el reconocimiento de una utilidad de 165.

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Generación de Electricidad Utilidad operativa: La utilidad operativa las operaciones de generación de electricidad en el ejercicio 2013 aumentó 42 o 16,3%, a 300 de 258 del ejercicio comparativo, A partir de mayo de 2013, retroactivo a febrero de 2013, la Resolución N° 95 de la Secretaría de Energía introdujo cambios regulatorios en el MEM, quedando alcanzadas las operaciones de las centrales de Ciclo Combinado de Genelba e Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú. Este nuevo esquema implicó cambios en la metodología de remuneración de los agentes generadores según su escala y tecnología. Estos cambios regulatorios generarón: (i) un equivalente menor nivel de ventas y costos, y (ii) una mejora en la utilidad bruta, resultante del nuevo esquema remuneratorio basado en la escala, tecnología y disponibilidad del generador. Ventas: Las ventas correspondientes a la generación de electricidad disminuyeron 252 o 15,6%, a 1.366 de 1.618 del ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de los cambios regulatorios en el MEM indicados anteriormente, retroactivos a febrero de 2013, parcialmente compensado por un mayor nivel de generación en las centrales Pichi Picún Leufú y Ecoenergía. Las ventas correspondientes a la Central Genelba disminuyeron 292 o 37%, a 495 de 787 del ejercicio comparativo. La energía comercializada en 2013 registró una disminución del 4,8% a 5.258 GWh de 5.520 GWh, principalmente como consecuencia de las tareas de mantenimiento programado realizadas en el ejercicio actual. En este contexto, la disponibilidad operativa y confiabilidad tuvieron niveles del 93% y 95% en el ejercicio actual y 99,1% y 95,7% en el ejercicio comparativo, respectivamente. Las ventas correspondientes a Genelba Plus aumentaron 61 o 13,8%, a 504 de 443 del ejercicio comparativo, por efecto de una mejora en los precios medios de venta medidos en pesos. El volumen comercializado totalizó valores similares en ambos ejercicios, próximos a los a 1.300 GWh. Las ventas correspondientes a Pichi Picún Leufú aumentaron 20 o 16,4%, a 142 de 122 del ejercicio comparativo. El volumen comercializado aumentó un 22,6%, a 1,092 GWh de 891 GWh, debido en parte a la mejor hidraulicidad registrada en la cuenca del Comahue en el ejercicio actual. Las ventas correspondientes a Ecoenergía aumentaron 28, a 39 de 11 del ejercicio comparativo, debido a que durante todo el año 2013 operó bajo el régimen del Energía Plus. El volumen comercializado aumentó a 29 GWh, a 97 GWh bde 68 GWh del ejercicio comparativo. Utilidad bruta: En el ejercicio 2013 la utilidad bruta aumentó 53 o 18,6%, a 338 de 285 en el ejercicio comparativo y el margen sobre ventas del conjunto de las centrales aumentó a 24,7% en 2013 de 17,6% del ejercicio comparativo. La mejora indicada en el ejercicio actual se corresponde principalmente con los cambios regulatorios en el MEM indicados anteriormente, y en menor medida por el mejor despacho de la Central Pichi Picún Leufú y la ventas bajo el marco de Energía Plus.

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Comercialización y Transporte de Hidrocarburos Utilidad operativa: La utilidad operativa las operaciones de comercialización y transporte de hidrocarburos en el ejercicio 2013 disminuyó 256 o 73,1%, a 94 de 350 del ejercicio comparativo, Ventas: Los ingresos por ventas aumentaron 284 o 19,5%, a 1.740 de 1.456 del ejercicio comparativo, principalmente como consecuencia de un aumento en los ingresos por la comercialización de gas, parcialmente compensado por una retracción en la comercialización de líquidos. Los servicios de brokerage de gas y GLP, totalizaron 27 millones en el ejercicio 2013 y 28 millones en el ejercicio comparativo. Los ingresos por la comercialización de gas aumentaron 314 o un 27,6%, a 1.451 de 1.137 del ejercicio comparativo, debido principalmente al aumento del 41,9% en los precios promedio de venta, parcialmente compensado por una retracción en los volúmenes comercializados, que totalizaron 260 Mpc en 2013 y 289 Mpc en 2012. La mejora en los precios medios de venta se corresponde principalmente con los mayores volúmenes de las operaciones de los yacimientos de Punta Rosada y El Mangrullo, que se realizan en condiciones de gas plus, y por la mayor participación de ventas a industrias con mejores precios medios. Los ingresos por la comercialización de líquidos disminuyeron 29 o 10%, a 262 de 291 del ejercicio comparativo, debido principalmente a una contracción del 29,9% en los volúmenes comercializados, a 96 mil toneladas en 2013 de 137 mil toneladas en 2012, por: (i) la no obtención de permisos de exportación desde la Planta El Cóndor; (ii) la utilización como insumo de parte de la producción propia de propano para sustituir compras de este insumo a terceros; (iii). la discontinuación de la venta de propano a industrias debido a falta de disponibilidad de producto y (iv) por paradas de planta por mantenimiento la en la PGSM. Estos efectos fueron parcialmente compensado por una la mejora del en los precios medios de venta. Utilidad bruta: La utilidad bruta totalizó 148 en el ejercicio actual y 149 en el ejercicio comparativo y el margen sobre ventas se redujo a 8,5% en 2013 de 10,2% en el ejercicio comparativo.

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

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

•

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

•

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

•

Realizar una gestión eficiente de los costos de endeudamiento.

La satisfacción de estos lineamientos permite a la Compañía proyectar la gestión financiera como un elemento clave en el proceso de creación de valor, destacándose los siguientes aspectos relevantes durante el ejercicio 2013: •

Estricto cumplimiento de las obligaciones financieras, habiendo cancelado a su vencimiento la obligación negociable Clase R por USD 209 millones y manteniendo en el presente ejercicio un nivel de endeudamiento del orden de los USD 300 millones.

•

Continuidad del Plan de Inversiones de Capital con una reducción significativa del nivel de deuda de la Compañía.

Los factores más significativos que pueden afectar el flujo de fondos generados por las operaciones son: las fluctuaciones en los precios del crudo y sus derivados, las fluctuaciones en los niveles de producción y la demanda de los productos propios, las fluctuaciones en los márgenes de refinación y distribución y petroquímicos, los cambios en las reglamentaciones, tales como impuestos, aranceles a las exportaciones, modificaciones en los pagos de regalías y controles de precios, las variaciones en el tipo de cambio y tasas de interés, la capacidad de reemplazo de reservas de petróleo y gas, etc. Análisis de la Liquidez y Recursos de Capital El siguiente cuadro expone el estado de flujo de efectivo de la Sociedad correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013 y 2012.

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Efectivo Al 31 de diciembre de 2013 y 2012, el efectivo y las inversiones equivalentes totalizaron 1.193 y 1.260, respectivamente. Es política de la Sociedad mantener una reserva de liquidez invertida en instrumentos de corto plazo de elevada calidad crediticia. Los instrumentos utilizados principalmente son fondos comunes de inversión de money market, colocaciones overnight y plazos fijos. El Decreto N° 1.722/2011 estableció la obligatoriedad de ingreso y negociación en el mercado de cambios de la totalidad de divisas generadas por operaciones de exportación de crudo y derivados, gas natural y gases licuados, por lo cual Petrobras Argentina está obligada a liquidar el 100% de las divisas generadas por todas sus exportaciones de bienes y servicios. Actividades operativas El efectivo generado por las operaciones se contrajo en 124 o 4,3%, a 2.778 de 2.902 en el ejercicio comparativo, derivado principalmente de mayores pagos en concepto de impuesto a las ganancias, paradas de planta y remediación ambiental, parcialmente compensado por una mejora en la utilidad bruta en el ejercicio actual. Actividades de inversión En el ejercicio 2013, el efectivo relacionado con las actividades de inversión totalizó aplicaciones netas de 1.850 y 2.579 en el ejercicio comparativo. La menor aplicación de 729 en el ejercicio actual se corresponde principalmente con las menores inversiones de capital y con el incremento en los fondos generados por las desinversiones y, según se detalla en el siguiente cuadro:

Las inversiones de capital disminuyeron 475, a 2.524 de 2.999, según se expone en el siguiente cuadro:

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Exploración y Producción de Petróleo y Gas Las inversiones de capital en el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas totalizaron 2.237 y 2.725 en los ejercicios 2013 y 2012, respectivamente. Las mayores inversiones del ejercicio 2012 se corresponden principalmente con la adquisición del 39,67% de la participación accionaria de PELSA, por la cual se abonaron USD 249 millones. Por esta transacción, se reconoció una aplicación de fondos de 1.005, la cual se expone neta de los fondos existentes en PELSA al momento de la compra. Adicionalmente, en los ejercicios 2013 y 2012 se incluyen inversiones de capital por 559 y 253, respectivamente, como consecuencia de la consolidación de las operaciones de PELSA a partir del 1 de junio de 2012. En ambos ejercicios, las inversiones de capital se focalizaron principalmente en mejorar la curva básica de producción, en la exploración y en el desarrollo de reservas no convencionales para shale oil y shale gas. Las principales inversiones incluyeron la perforación de pozos, extensión de proyectos de recuperación secundaria y ampliación de instalaciones de superficie y de sistemas de compresión. Las inversiones estuvieron focalizadas en Argentina, principalmente en registración sísmica y perforación. Durante 2013 el plan de inversiones de la Sociedad incluyó la perforación de 51 pozos productores e inyectores y la reparación de 87 pozos, principalmente en la Cuenca Neuquina, en las áreas Puesto Hernández, Medanito, El Mangrullo, Sierra Chata, Aguada de la Arena y Río Neuquén. En la Cuenca Austral las inversiones se concretaron principalmente en las áreas Estancia Agua Fresca y La Paz.

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Refinación y Distribución Las inversiones de capital efectuadas en el negocio de Refinación y Distribución totalizaron 166 y 192 en los ejercicios 2013 y 2012, respectivamente. En el ejercicio 2013 la Sociedad efectuó inversiones en la Refinería Bahía Blanca, destinadas principalmente a mejorar las instalaciones de carga y descarga de buques, planta de despacho y la aplicación de nuevas tecnologías en cuestiones de seguridad y medio ambiente. Adicionalmente, se concretaron inversiones en la Planta de Dock Sud, Caleta Paula y la Planta de Pesados, destinadas a la realización de mejoras operativas relacionadas con cuestiones de logística y adecuación de tanques.

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Petroquímica En Petroquímica, las inversiones de capital efectuadas totalizaron 101 y 60 en los ejercicios 2013 y 2012, respectivamente. Entre las mejoras más relevantes se encuentran el aumento de eficiencia energética en la Unidad de Reforming, aumento de recuperación de Gas Propelente y flexibilización de materias primas para sus crackers. Adicionalmente, se culminó con el proyecto de instalación de un nuevo tanque de almacenaje de estireno monómero y del cuarto silo en la Planta de Zárate, flexibilizando la entrega de producto a granel.

Las desinversiones representaron ingresos de fondos por 605 y 108 en los ejercicios 2013 y 2012, respectivamente. Los mayores ingresos del ejercicio 2013 se corresponden principalmente con la cobranza de la venta de Innova en octubre de 2013. En el ejercicio 2012 concluyó exitosamente el proceso de reestructuración de la deuda financiera de CIESA, hecho que representó para la Sociedad un ingreso de fondos de 195.

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Actividades de financiación El efectivo neto aplicado a las actividades de financiación totalizó 1.173 y 312, en 2013 y 2012, respectivamente, según se detalla en el siguiente cuadro:

Las mayores aplicaciones del ejercicio 2013 se corresponden principalmente con la cancelación de la obligación negociable Clase R, que requirió una erogación de 1.198. Adicionalmente, conforme las disposiciones de las Asambleas Generales de Accionistas celebradas el 29 de marzo de 2012, la Sociedad abonó en el ejercicio 2012 dividendos en efectivo por 211. Adicionalmente, se incluyen dividendos pagados a la participación no controlante por 16 y 18 en los ejercicios 2013 y 2012, respectivamente.

7.4. Endeudamiento La casi totalidad de la deuda financiera de la Sociedad y de las sociedades relacionadas están denominadas en dólares estadounidenses. Al 31 de diciembre de 2013 y 2012, la deuda total de la Sociedad totalizó 2.232 y 2.666, respectivamente, según se detalla en el siguiente cuadro:

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Al 31 de diciembre de 2013 se encontraban en circulación obligaciones negociables por un total de USD 300 millones de valor nominal, que fueron emitidas bajo el Programa Global cuyo vencimiento operó en mayo de 2008. Adicionalmente en agosto de 2013 la CNV autorizó un nuevo Programa Global de emisión de obligaciones negociables de la Sociedad por hasta un monto máximo de capital en circulación en cualquier momento de USD 500 millones o su equivalente en otras monedas, con una vigencia de 5 años o el plazo máximo que pueda ser fijado por la futura regulación que resulte aplicable.

El perfil de vencimiento de la deuda al 31 de diciembre de 2013 es el siguiente:

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

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

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7.5. Requerimientos Futuros de Capital Petrobras Argentina considera que los requerimientos de capital relacionados con su programa de inversiones, amortización de deuda financiera, necesidades de capital de trabajo y dividendos, serán cubiertos a través de la generación operativa de fondos y, en menor medida, con nuevo endeudamiento y eventuales desinversiones de activos. El monto total de las inversiones dependerá de varios factores, muchos de los cuales se encuentran fuera del control de la Sociedad, entre otros, la futura evolución de los precios de los commodities que la Sociedad comercializa, el comportamiento de la demanda de energía en la Argentina y en mercados regionales, la existencia y el impacto competitivo de proyectos alternativos, la aplicabilidad de regulaciones y cambios en los impuestos y regalías aplicables y la situación política, económica y social de los países en los que opera. - Exploración y Producción de Petróleo y Gas El plan de inversiones previsto para el año 2014 está alineado con los objetivos de reposición de reservas y producción, principalmente en la Cuenca Neuquina en Argentina, como condición vital para permitir el crecimiento sustentable de la Sociedad. La Sociedad continuará con el desarrollo de reservas de petróleo y gas a través de la perforación de pozos, delimitación de reservas, extensión de proyectos de recuperación secundaria y ampliación de las instalaciones de superficie correspondientes. En este sentido, y con el uso de tecnología innovadora en el país, se continuará trabajando con programas de estudios e inversiones en exploración, en pos de lograr descubrimientos tanto en reservorios convencionales como no convencionales de petróleo y gas. - Refinación y Distribución En 2014 las inversiones estarán principalmente orientadas a la confiabilidad operativa de las instalaciones de refinación en su conjunto y al mantenimiento de la red de estaciones de servicio Petrobras. - Petroquímica En la planta de Puerto General San Martín se continuarán realizando inversiones tendientes a proyectos de confiabilidad y mantenimiento, con la finalidad de otorgar un mayor rendimiento y seguridad de los procesos operativos. - Gas & Energía En el negocio de Gas y Energía continuaremos trabajando para atender las necesidades de consumo propio y paralelamente desarrollar alternativas rentables de comercialización.

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8. Síntesis de la Estructura Patrimonial y de Resultados

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 F° 17 Dr. Miguel A. Urus Contador Público (UBA) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 184 Fº 246 Lic. en Administración C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 28 Fº 223

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9. Datos Estadísticos

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10. Cotización de la Acción de la Sociedad

A partir del mes de setiembre de 2012, la cotización refleja los efectos del aumento de capital dispuesto por la Asamblea de Accionistas de la Sociedad (ver Nota 16 a los estados financieros individuales), por la cual se duplicó la cantidad de acciones en circulación.

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11. Propuesta del Directorio Aprobación de estados contables: En cumplimiento de los términos del artículo 234 de la LSC, informamos que los estados contables correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 serán sometidos a la aprobación de la próxima Asamblea de Accionistas. Asignación de resultados no asignados: En cumplimiento de las disposiciones legales vigentes, el Directorio de la Sociedad propone a la Asamblea General de Accionistas el siguiente destino para las utilidades acumuladas al 31 de diciembre de 2013, las cuales ascienden a 752: a Reserva legal a Reserva facultativa para futuras inversiones

38 714

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

Ronaldo Batista Assunção Director

Luis M. Sas Director

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Código de Gobierno Societario 2013 En cumplimiento del artículo 1 del Capítulo I, Título IV del Texto Ordenado 2013 (las “Normas”) de la Comisión Nacional de Valores (“CNV”), se adjunta a modo de Anexo a la presente Memoria el Código de Gobierno Societario (en adelante el “Código de Gobierno Societario”) de Petrobras Argentina S.A. (“PESA”, la “Compañía” y/o la “Sociedad”), tal como se encuentra individualizado como Anexo IV del mencionado Título, correspondiente al ejercicio cerrado el 31 de diciembre de 2013. PRINCIPIO I: TRANSPARENTAR LA RELACION ENTRE LA EMISORA, EL GRUPO ECONÓMICO QUE ENCABEZA Y/O INTEGRA Y SUS PARTES RELACIONADAS Recomendación I.1: Garantizar la divulgación por parte del Órgano de Administración de políticas aplicables a la relación de la Emisora con el grupo económico que encabeza y/o integra y con sus partes relacionadas Cumplimiento: Total La Sociedad realiza operaciones con compañías relacionadas y las mismas son expuestas en los Estados Financieros, en virtud de lo establecido por las Normas Internacionales emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad o International Accounting Standards Board (“IASB”). Asimismo, lista las compañías sobre las cuales ejerce control, control conjunto e influencia significativa en los Estados Financieros. Para dichas operaciones, la Sociedad cuenta con una “Norma Interna para la Celebración de Operaciones entre Partes Relacionadas”, la cual se encuentra alineada con lo dispuesto por los artículos 99 inc. a), 109 y 110 y 72 y 73 de la Ley Nº 26.831 de Mercado de Capitales (“LMC”) y 14 del Cap. III de las Normas de la CNV y las prácticas habituales de PESA en torno a dichas operaciones. Dicha norma interna tiene por objetivo brindar un marco de referencia que permita esquematizar los elementos a considerar así como los procedimientos a seguir cuando la Sociedad celebre operaciones con partes relacionadas. A tal efecto, define los conceptos de partes relacionadas y monto relevante conforme la normativa vigente, y establece los procedimientos a seguir en caso de realizarse: (i) operaciones recurrentes o puntuales que superen o se estime que superen el Monto Relevante; y (ii) operaciones que no superen el Monto Relevante pero puedan suponer conflictos de interés. Recomendación I.2: Asegurar la existencia de mecanismos preventivos de conflictos de interés. Cumplimiento: Total La Sociedad cuenta con un “Código de Conducta y de Ética Empresarial” (ver VIII.1) y una "Directiva de Reporte de Irregularidades y conflictos de Intereses" (ver VIII.2 y VIII.3) que permiten identificar, manejar y resolver conflictos de interés. Tanto el Código como la Directiva se encuentran disponibles en la página web de la Sociedad. Recomendación I.3: Prevenir el uso indebido de información privilegiada. Cumplimiento: Total La Sociedad cuenta con políticas internas que previenen el uso indebido de la información privilegiada por parte de todos los empleados. Estas políticas tienen el objetivo de definir y estandarizar el tratamiento de la información que agrega valor a su competitividad y que pueda causar impacto en su desempeño financiero, en su participación en el mercado, en su imagen o en sus relaciones con las partes interesadas, y crean un marco normativo tendiente a lograr una efectiva protección de la información de la Organización. Asimismo, existe una norma interna que tiene el objetivo de: i) reglamentar la clasificación de la información según criterios de criticidad, ii) definir la estructura de clasificación, orientar sobre las competencias y iii) definir responsabilidades contenidas en la Política de Seguridad de la Información. A su vez, en complemento a esta última norma, existe un conjunto de normas que orientan las diversas formas de tratamiento de la información de acuerdo con su grado de criticidad (Información Pública, Corporativa, Reservada, Confidencial y Secreta).

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

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II.1.1.5 la política de asignación de responsabilidades a los gerentes de primera línea, Cumplimiento: Total El Directorio funciona principalmente como un órgano de administración, supervisión y control y ha delegado la gestión ordinaria de los negocios de PESA a favor de ciertos Gerentes designados en los términos del artículo 270 de la LSC, estableciendo sus responsabilidades y roles conforme el cargo que ostentan. Dichos gerentes integran el Comité de Dirección, tienen dependencia directa del Directorio y responden ante la Sociedad y los terceros por el desempeño de su cargo en la misma extensión y forma que los miembros del Directorio. No es el Comité Ejecutivo previsto por el artículo 269 de la LSC y el artículo 11° del Estatuto Social. II.1.1.6 la supervisión de los planes de sucesión de los gerentes de primera línea, Cumplimiento: Parcial De acuerdo con lo mencionado en el punto anterior, la Gerencia de Recursos Humanos efectúa la supervisión mencionada. II.1.1.7 la política de responsabilidad social empresaria, Cumplimiento: Total El Órgano de Administración aprueba la Política de Responsabilidad Social Empresaria, cuyos principales lineamientos de la misma se destacan: a) la actuación corporativa, la cual procura asegurar que la gobernanza corporativa se comprometa con la ética y transparencia en la relación con los públicos de interés; b) el desarrollo e inversión sostenible, por la cual se procura conducir los negocios y actividades con responsabilidad social, implantando sus compromisos de acuerdo con los principios del Pacto Global de las Naciones Unidas, y buscar la sustentabilidad de las inversiones sociales para una inserción digna y productiva de las comunidades; c) los derechos humanos, la diversidad y el compromiso con la fuerza de trabajo, sobre los cuales se busca respetar y apoyar los derechos humanos reconocidos internacionalmente, la promoción del trabajo decente (apoyando la erradicación del trabajo infantil, esclavo y degradante) y el respeto a la diversidad humana y cultural de la fuerza de trabajo, buscando comprometerla con la responsabilidad social de la Compañía. II.1.1.8 las políticas de gestión integral de riesgos y de control interno, y de prevención de fraudes, Cumplimiento: Total El Órgano de Administración aprueba políticas referidas a riesgos, a control interno y a prevención de fraudes. Desde el ejercicio 2006, la Sociedad evalúa la eficacia de su ambiente de Control Interno haciendo foco en los reportes financieros, bajo la metodología integrada que fue emitida por el Commitee of Sponsoring of the Treadway Commission (COSO) y, basado en dicha evaluación y estos criterios, ha concluido que resulta efectivo. En lo que respecta a prevención de fraudes, la Sociedad elabora anualmente el Plan de Auditoría Interna, el cual es presentado al Comité de Auditoría. Asimismo, el Comité de Auditoría recibe, si las hubiera, información sobre cualquier deficiencia significativa y debilidades sustanciales en el diseño o la operación del sistema de control interno sobre reportes financieros, que sea razonablemente probable que afecte la capacidad de la Sociedad de registrar, procesar, sintetizar y reportar información financiera, como así también sobre cualquier fraude o posibilidad de fraude que involucre a la gerencia o a empleados que desempeñen un rol importante en el sistema de control interno sobre reportes financieros de la Sociedad.

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II.1.1.9 la política de capacitación y entrenamiento continuo para miembros del Órgano de Administración y de los gerentes de primera línea, Cumplimiento: Parcial El Directorio delegó en el Comité de Dirección su planeamiento y en la Gerencia de Recursos Humanos su ejecución. En este sentido, la Compañía ofrece varios programas e instancias de formación a sus niveles ejecutivos, los cuales pueden realizarse dentro de ella o bien en distintas instituciones educativas y Escuelas de Negocios nacionales e internacionales. Los miembros no ejecutivos participan en actividades de orientación y apoyo, a efectos de disponer de las mejores herramientas para la toma de decisiones. En particular, para los miembros del Comité de Auditoría, el Plan de Actuación Anual de dicho órgano prevé la capacitación y actualización normativa, quedando documentado en las Actas de sus reuniones. II.1.2 De considerar relevante, agregar otras políticas aplicadas por el Órgano de Administración que no han sido mencionadas y detallar los puntos significativos. No existen políticas que no hayan sido mencionadas que consideremos relevante mencionar y detallar. II.1.3 La Emisora cuenta con una política tendiente a garantizar la disponibilidad de información relevante para la toma de decisiones de su Órgano de Administración y una vía de consulta directa de las líneas gerenciales, de un modo que resulte simétrico para todos sus miembros (ejecutivos, externos e independientes) por igual y con una antelación suficiente, que permita el adecuado análisis de su contenido. Explicitar. Cumplimiento: Total La Sociedad garantiza la disponibilidad de información relevante para la toma de decisiones del Órgano de Administración. En ese sentido, el artículo 9º del Estatuto Social establece que la convocatoria a las reuniones del Directorio es efectuada mediante notificación escrita a todos sus miembros y con una anticipación mínima de cinco días respecto de la fecha de la reunión. La responsabilidad sobre la realización de las convocatorias del Órgano de Administración, así como la disponibilidad de la información relativa a las mismas, es responsabilidad de la Secretaría General que se encuentra a disposición de los miembros del Órgano de Administración para que estos puedan realizar las consultas que estimen pertinentes sobre los temas a tratarse en las reuniones de Directorio. II.1.4 Los temas sometidos a consideración del Órgano de Administración son acompañados por un análisis de los riesgos asociados a las decisiones que puedan ser adoptadas, teniendo en cuenta el nivel de riesgo empresarial definido como aceptable por la Emisora. Explicitar. Cumplimiento: Total Todos los temas sometidos a consideración del Directorio cuentan con un análisis de los riesgos asociados a las decisiones que puedan ser adoptadas. Para ello, cada área responsable emite, en caso de ser pertinente, su análisis y opinión sobre el ámbito que le compete, a los fines de contemplar todos los riesgos asociados a la decisión, considerando el nivel de riesgo aceptable por la Sociedad.

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Recomendación II.2: Asegurar un efectivo Control de la Gestión empresaria. El Órgano de Administración verifica: II.2.1 el cumplimiento del presupuesto anual y del plan de negocios, Cumplimiento: Total El Directorio ha creado un sistema para el control de los desvíos presupuestarios, en los cuales interviene directamente o por intermedio del Comité de Dirección o las diferentes Direcciones o Gerencias Ejecutivas, según la magnitud de dichos desvíos. Periódicamente o cuando existen desvíos presupuestarios que requieran del análisis del órgano de administración, la Gerencia expone en este ámbito el cumplimiento del presupuesto anual. Asimismo, la Gerencia comparte y revisa mensualmente el informe de control presupuestario y el outlook, y si de dicha revisión surgen temas que ameriten ser tratados por el Comité de Dirección, se elevan a este ámbito para su tratamiento. El Control Presupuestario tiene como foco principal el seguimiento de las más importantes variables económicofinancieras y operacionales de la Compañía, como por ejemplo: Volúmenes y Precios, Estados de Resultado y Flujo de Fondos, Inversiones, Retorno de los Capitales Empleados, Ventas, Gastos Fijos, Inversión en Capital de Trabajo, Producción y Cargas. A su vez, estos indicadores son objeto de seguimiento en las siguientes dimensiones temporales: Mes, Acumulado y Año. II.2.2 el desempeño de los gerentes de primera línea y su cumplimiento de los objetivos a ellos fijados (el nivel de utilidades previstas versus el de utilidades logradas, calificación financiera, calidad del reporte contable, cuota de mercado, etc.). Hacer una descripción de los aspectos relevantes de la política de Control de Gestión de la Emisora detallando técnicas empleadas y frecuencia del monitoreo efectuado por el Órgano de Administración. Cumplimiento: Total El seguimiento de los objetivos de desempeño de los gerentes de primera línea es revisado por la Gerencia y presentado periódicamente en el ámbito del Comité de Remuneraciones que es un comité integrado por los miembros del Directorio (ver respuesta al punto VII.1.1). Asimismo, este comité eleva semestralmente un informe al Directorio sobre la actividad realizada. Adicionalmente, en todas las reuniones de Directorio el Director Presidente realiza un Informe sobre los negocios de la Sociedad, que proporciona al Directorio información relevante para evaluar el cumplimiento de los objetivos fijados a los Gerentes de Primera línea. Recomendación II.3: Dar a conocer el proceso de evaluación del desempeño del Órgano de Administración y su impacto. II.3.1 Cada miembro del Órgano de Administración cumple con el Estatuto Social y, en su caso, con el Reglamento del funcionamiento del Órgano de Administración. Detallar las principales directrices del Reglamento. Indicar el grado de cumplimiento del Estatuto Social y Reglamento. Cumplimiento: Total Los miembros del Directorio cumplen en su totalidad con el Estatuto Social. Cabe mencionar que el Órgano de Administración de la Sociedad no cuenta con un reglamento para su funcionamiento.

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II.3.2 El Órgano de Administración expone los resultados de su gestión teniendo en cuenta los objetivos fijados al inicio del período, de modo tal que los accionistas puedan evaluar el grado de cumplimiento de tales objetivos, que contienen tanto aspectos financieros como no financieros. Adicionalmente, el Órgano de Administración presenta un diagnóstico acerca del grado de cumplimiento de las políticas mencionadas en la Recomendación II, ítems II.1.1.y II.1.2. Detallar los aspectos principales de la evaluación de la Asamblea General de Accionistas sobre el grado de cumplimiento por parte del Órgano de Administración de los objetivos fijados y de las políticas mencionadas en la Recomendación II, puntos II.1.1 y II.1.2, indicando la fecha de la Asamblea donde se presentó dicha evaluación. Cumplimiento: Parcial El Directorio expone los resultados de su gestión anualmente en la Memoria, la cual es analizada y aprobada por la Asamblea de Accionistas en oportunidad de tratar y resolver los asuntos contemplados en los incisos 1º y 2º del artículo 234 de la LSC. Considerando que la Gerencia es la encargada de velar por el cumplimiento de las políticas detalladas en los puntos II.1.1 y II.1.2, el Directorio no lleva a cabo un diagnóstico acerca del grado de cumplimiento de estas políticas. Se analizará la pertinencia de su realización en el futuro. Recomendación II.4: Que el número de miembros externos e independientes constituyan una proporción significativa en el Órgano de Administración. II.4.1 La proporción de miembros ejecutivos, externos e independientes (éstos últimos definidos según la normativa de esta Comisión) del Órgano de Administración guarda relación con la estructura de capital de la Emisora. Explicitar. Cumplimiento: Total El artículo 9 del Estatuto Social, aprobado por la Asamblea de Accionistas celebrada el 30 de enero de 2009, establece que la administración de la Sociedad está a cargo de un Directorio compuesto por nueve (9) Directores titulares, quienes son elegidos por el término de tres (3) ejercicios y se renuevan por tercios cada ejercicio. A su vez, la Asamblea puede designar suplentes en igual o menor número que los titulares, para subsanar la falta de los Directores titulares por cualquier causa, fijando el orden de su incorporación. Actualmente, el Directorio está compuesto por nueve (9) Directores titulares y ocho (8) Directores suplentes, de los cuales tres (3) Directores titulares y dos (2) suplentes revisten el carácter de independientes según los parámetros fijados por las Normas. El Directorio considera que actualmente la cantidad y composición de Directores se encuentra acorde a la complejidad de los procesos decisorios de la Sociedad y a la envergadura de sus operaciones, y en caso de variar las circunstancias, y de estimarlo conveniente, podría proponer a la Asamblea su modificación, como lo ha hecho en el pasado. Asimismo, el Directorio considera que el actual número de Directores Independientes es el adecuado a la estructura de la Organización.

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II.4.2 Durante el año en curso, los accionistas acordaron a través de una Asamblea General una política dirigida a mantener una proporción de al menos 20% de miembros independientes sobre el número total de miembros del Órgano de Administración. Hacer una descripción de los aspectos relevantes de tal política y de cualquier acuerdo de accionistas que permita comprender el modo en que miembros del Órgano de Administración son designados y por cuánto tiempo. Indicar si la independencia de los miembros del Órgano de Administración fue cuestionada durante el transcurso del año y si se han producido abstenciones por conflictos de interés. Cumplimiento: Total La Asamblea de Accionistas es quien designa y establece la proporción de Directores Independientes sobre el número total de Directores en el marco de lo previsto en la normativa aplicable. La Sociedad no tiene una política específica dirigida a mantener una proporción de Directores Independientes sobre el total de sus miembros; aunque es práctica habitual que el número de miembros Independientes que conforman el Directorio resulte suficiente para integrar el Comité de Auditoría. Por su parte, el Estatuto Social fija en nueve (9) la cantidad de miembros titulares del Directorio, los cuales duran en sus cargos tres (3) años y se renuevan por tercios. Asimismo, establece que el Comité de Auditoría se encuentre integrado por tres (3) miembros, elegidos entre los Directores Titulares, debiendo al menos la mayoría, ser independientes. Sin embargo, dado que PESA se encuentra bajo un programa de American Depositary Shares, y por lo tanto está bajo la supervisión de la SEC, la totalidad de los miembros del Comité revistan dicho carácter, a fin de cumplir con lo establecido por el mencionado organismo de control. En este sentido, actualmente tres (3) de los nueve (9) miembros del Directorio (los cuales componen el Comité de Auditoría), revisten el carácter de independientes. No existen acuerdos de accionistas relativos a la designación de miembros del Directorio. Durante el transcurso del último año no se ha cuestionado la independencia de los miembros del Directorio. Recomendación II.5: Comprometer a que existan normas y procedimientos inherentes a la selección y propuesta de miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea. II.5.1 La Emisora cuenta con un Comité de Nombramientos: Cumplimiento: Incumplimiento La Sociedad no cuenta con un Comité de Nombramientos y no considera necesaria su implementación debido a que las funciones a cargo de éste, con el alcance establecido en la normativa vigente, son desarrolladas efectivamente por el Directorio, con el soporte del Comité de Dirección, la Gerencia Ejecutiva de Legales, la Gerencia de Recursos Humanos y la Secretaría General. Por lo mencionado, los puntos II.5.1.1 a II.5.1.5 no resultan aplicables. II.5.2 En caso de contar con un Comité de Nombramientos, el mismo: Por lo mencionado en II.5.1, los puntos II.5.2.1 a II.5.2.7 no resultan aplicables.

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

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PRINCIPIO III: AVALAR UNA EFECTIVA POLÍTICA DE IDENTIFICACIÓN, ADMINISTRACIÓN Y DIVULGACIÓN DEL RIESGO EMPRESARIAL

MEDICIÓN,

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

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III.5 El Órgano de Administración comunica sobre los resultados de la supervisión de la gestión de riesgos realizada conjuntamente con la Gerencia General en los Estados Financieros y en la Memoria anual. Especificar los principales puntos de las exposiciones realizadas. Cumplimiento: Total En la nota “Gestión de riesgos financieros y del capital” de los Estados Financieros de la Sociedad se expone información relativa a: los objetivos y políticas de gestión de riesgos, riesgos de precio de commodities, riesgos asociados a tipos de cambio, a tasa de interés, riesgo de liquidez, riesgo de crédito, gestión de capital, instrumentos financieros por categorías, valor razonable de los instrumentos financieros, y valor razonable por jerarquía. PRINCIPIO IV: SALVAGUARDAR LA INTEGRIDAD DE LA INFORMACION FINANCIERA CON AUDITORÍAS INDEPENDIENTES Recomendación IV: Garantizar la independencia y transparencia de las funciones que le son encomendadas al Comité de Auditoría y al Auditor Externo. IV.1 El Órgano de Administración al elegir a los integrantes del Comité de Auditoría teniendo en cuenta que la mayoría debe revestir el carácter de independiente, evalúa la conveniencia de que sea presidido por un miembro independiente. Cumplimiento: Total De conformidad con lo previsto en la LMC, las sociedades que efectúan oferta pública de sus títulos y acciones deben constituir un Comité de Auditoría que funcione en forma colegiada con tres (3) o más miembros del Directorio, con mayoría de Directores Independientes. En virtud de esto, el Directorio de la Sociedad aprobó con fecha 21 de mayo de 2003 el proceso de implementación requerido por la Resolución General N° 400/02 de la CNV. En cumplimiento de dicha normativa, la Asamblea General Ordinaria de Accionistas celebrada el 19 de marzo de 2004 dispuso, entre otras medidas, la incorporación al Estatuto de la Sociedad de un artículo que detalla la composición y el funcionamiento del Comité de Auditoría. Asimismo, con fecha 7 de mayo de 2004, el Comité de Auditoría de la Sociedad aprobó su Reglamento Interno. Cada año, el Comité de Auditoría aprueba el Plan de Actuación correspondiente al ejercicio en curso. El Directorio en su conjunto es el que propone los integrantes del Comité de Auditoría, según lo dispuesto por el artículo 109 de la LMC, las Normas y el artículo 9 bis del Estatuto Social. Tal como fuera mencionado en la recomendación II.4.2, el Comité de Auditoría está actualmente compuesto por tres (3) miembros titulares y un miembro suplente, revistiendo todos ellos el carácter de independientes. Se destaca que el Directorio, al momento de seleccionar quien presida el Comité, prioriza como pauta de designación la figura del Experto Financiero, por la afinidad entre su calificación y las funciones del Comité. IV.2 Existe una función de auditoría interna que reporta al Comité de Auditoría o al Presidente del Órgano de Administración y que es responsable de la evaluación del sistema de control interno. Indicar si el Comité de Auditoría o el Órgano de Administración hace una evaluación anual sobre el desempeño del área de auditoría interna y el grado de independencia de su labor profesional, entendiéndose por tal que los profesionales a cargo de tal función son independientes de las restantes áreas operativas y además cumplen con requisitos de independencia respecto a los accionistas de control o entidades relacionadas que ejerzan influencia significativa en la Emisora. Especificar, asimismo, si la función de auditoría interna realiza su trabajo de acuerdo a las normas internacionales para el ejercicio profesional de la auditoría interna emitidas por el Institute of Internal Auditors (IIA). Cumplimiento: Total La Compañía cuenta con un área de Auditoría Interna que reporta al Comité de Auditoria y es responsable de la evaluación del control interno. Anualmente, el Comité de Auditoria evalúa el desempeño de ésta área y su grado de independencia. Todos los trabajos son desempeñados de acuerdo a estándares internacionales. Se destaca que durante el ejercicio 2013 se obtuvo la Certificación Internacional de Calidad de Auditoría Interna (Quality Assurance) referente al cumplimiento de las mejores prácticas internacionales de Auditoría Interna. Dicho certificado fue emitido por el Instituto Argentino de Auditores Internos de Argentina, miembro del Institute of Internal Auditors, el cual certificó el cumplimiento de la Compañía cumple con los más altos estándares internacionales sobre la materia.

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IV.3 Los integrantes del Comité de Auditoría hacen una evaluación anual de la idoneidad, independencia y desempeño de los Auditores Externos, designados por la Asamblea de Accionistas. Describir los aspectos relevantes de los procedimientos empleados para realizar la evaluación. Cumplimiento: Total El Comité de Auditoría se reúne trimestralmente con los Auditores Externos a fin de que estos les presenten los resultados de su trabajo sobre los Estados Financieros de la Sociedad. Anualmente, los miembros del Comité evalúan su desempeño, así como también la independencia de los auditores y efectúan las consultas sobre los aspectos que consideren relevantes. Se destaca que, cada vez que el Directorio efectúa una propuesta acerca de la designación de los Auditores Externos para ser elevada a la Asamblea de Accionistas, el Comité de Auditoría emite un Informe sobre la misma, de acuerdo con lo establecido en la normativa vigente. Adicionalmente, como apartado dentro de su Informe Anual de Gestión, el Comité de Auditoría informa si ha tomado conocimiento de alguna cuestión de relevancia que deba mencionar en relación con los Auditores Externos designados por la Asamblea para el ejercicio con respecto a la independencia en la actuación de los mismos, y opina acerca del planeamiento y desempeño de la auditoría externa en el ejercicio. IV.4 La Emisora cuenta con una política referida a la rotación de los miembros de la Comisión Fiscalizadora y/o del Auditor Externo; y a propósito del último, si la rotación incluye a la firma de auditoría externa o únicamente a los sujetos físicos. Cumplimiento: Parcial Con respecto a la rotación de los miembros de la Comisión Fiscalizadora, el artículo 12 del Estatuto Social establece que los mismos duran un año en sus funciones, sin perjuicio de su reelección. En relación a la rotación de los Auditores Externos, la Sociedad cumple con lo dispuesto por las Normas. Es de destacar que en la última década la Sociedad ha rotado en tres oportunidades la firma de Auditores Externos. PRINCIPIO V: RESPETAR LOS DERECHOS DE LOS ACCIONISTAS Recomendación V.1: Asegurar que los accionistas tengan acceso a la información de la Emisora. V.1.1 El Órgano de Administración promueve reuniones informativas periódicas con los accionistas coincidiendo con la presentación de los estados financieros intermedios. Explicitar indicando la cantidad y frecuencia de las reuniones realizadas en el transcurso del año. Cumplimiento: Total La Sociedad cumple con los regímenes informativos periódicos establecidos por las Normas y el Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires (“BCBA”). A través de esos medios hace pública toda la información que se considera relevante sobre la Sociedad para que sus Accionistas se encuentren informados. Independientemente de la información que debe ser hecha pública a la BCBA y la CNV en el marco de requerimientos informativos y legales, la Compañía divulga toda la información que considera relevante directamente a los Accionistas en forma transparente y precisa. Complementariamente, la Sociedad cuenta con un área especializada de atención a sus inversores (Gerencia de Relación con Inversores), la cual mantiene contactos frecuentes con los Accionistas a los efectos de informar acerca de los Estados Financieros y de la evolución de los segmentos de negocios de la Compañía, estando a disposición de los Accionistas de forma permanente ante la ocurrencia de cualquier hecho relevante.

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V.1.2 La Emisora cuenta con mecanismos de información a inversores y con un área especializada para la atención de sus consultas. Adicionalmente cuenta con un sitio web que puedan acceder los accionistas y otros inversores, y que permita un canal de acceso para que puedan establecer contacto entre sí. Detallar. Cumplimiento: Total Tal como fuera mencionado en la Recomendación V.1.1, la Sociedad cumple con los regímenes informativos periódicos establecidos por las Normas y el Reglamento de la BCBA. A través de esos medios hace pública toda la información que se considera relevante sobre la Sociedad para que sus Accionistas se encuentren informados. A su vez, la Sociedad cuenta actualmente con una Gerencia de Relación con Inversores, que se encarga de responder inquietudes y consultas de los Accionistas. Asimismo, con periodicidad trimestral, la Sociedad emite comunicados de prensa, en los cuales informa los resultados de su gestión, entre otros, para conocimiento de los Accionistas en general, órganos sociales y autoridad de control. Por otro lado, la Compañía cuenta con un sitio web (www.petrobras.com.ar) que incluye una sección, que es actualizada periódicamente (“Para Inversores”), dedicada exclusivamente a los inversores. Para más información sobre la página web ver la Recomendación VI.1. Recomendación V.2: Promover la participación activa de todos los accionistas. V.2.1 El Órgano de Administración adopta medidas para promover la participación de todos los accionistas en las Asambleas Generales de Accionistas. Explicitar, diferenciando las medidas exigidas por ley de las ofrecidas voluntariamente por la Emisora a sus accionistas. Cumplimiento: Total El Directorio realiza todas las medidas requeridas legalmente para promover la asistencia y participación de todos los Accionistas en las Asambleas Generales, a fin de asegurar el ejercicio de sus derechos. V.2.2 La Asamblea General de Accionistas cuenta con un Reglamento para su funcionamiento que asegura que la información esté disponible para los accionistas, con suficiente antelación para la toma de decisiones. Describir los principales lineamientos del mismo. Cumplimiento: Incumplimiento La Sociedad no considera necesario un reglamento que regule el funcionamiento de las Asambleas, dado que cumple íntegramente con los requisitos legales establecidos para su celebración. Asimismo, pone a disposición de los Accionistas toda la información exigida legalmente en los plazos establecidos. V.2.3 Resultan aplicables los mecanismos implementados por la Emisora a fin que los accionistas minoritarios propongan asuntos para debatir en la Asamblea General de Accionistas de conformidad con lo previsto en la normativa vigente. Explicitar los resultados. Cumplimiento: Total No existe ningún impedimento estatutario ni fáctico para que los Accionistas minoritarios propongan asuntos para debatir en Asambleas. Sin embargo, a la fecha, ningún Accionista minoritario ha propuesto temas a debatir conforme lo establece la normativa vigente. V.2.4 La Emisora cuenta con políticas de estímulo a la participación de accionistas de mayor relevancia, tales como los inversores institucionales. Especificar. Cumplimiento: Incumplimiento La Sociedad entiende que no es necesario contar con políticas adicionales de estímulo de participación de Accionistas de mayor relevancia, en razón de que cumple todas las medidas legalmente requeridas a fin de convocar a todos los accionistas por igual, conforme lo mencionado en la Recomendación V.2.1.

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PETROBRAS ARGENTINA S.A. V.2.5 En las Asambleas de Accionistas donde se proponen designaciones de miembros del Órgano de Administración se dan a conocer, con carácter previo a la votación: (i) la postura de cada uno de los candidatos respecto de la adopción o no de un Código de Gobierno Societario; y (ii) los fundamentos de dicha postura. Cumplimiento: Incumplimiento Actualmente, la Sociedad no da a conocer, con carácter previo, la postura de cada candidato con respecto a la adopción de un Código de Gobierno Societario. Se analizará la posibilidad de incorporar dicha recomendación en el futuro. Recomendación V.3: Garantizar el principio de igualdad entre acción y voto. La Emisora cuenta con una política que promueva el principio de igualdad entre acción y voto. Indicar cómo ha ido cambiando la composición de acciones en circulación por clase en los últimos tres años. Cumplimiento: Total La Sociedad promueve la igualdad entre acción y voto conforme lo dispuesto por el artículo 5º de su Estatuto Social, donde se establece que todas las acciones de la Compañía son ordinarias, pertenecientes a la clase “B” con derecho a un voto por acción y de valor nominal un peso (v/n $1) cada una. Se destaca que, si bien el Estatuto Social contempla la posibilidad de emitir acciones preferidas, con o sin derecho a voto, al día de la fecha no se ha hecho uso de esa opción. No ha habido cambios en la composición de acciones en circulación por clase durante los últimos tres años. Recomendación V.4: Establecer mecanismos de protección de todos los accionistas frente a las tomas de control. La Emisora adhiere al régimen de oferta pública de adquisición obligatoria. Caso contrario, explicitar si existen otros mecanismos alternativos, previstos estatutariamente, como el tag along u otros. Cumplimiento: Total La Sociedad, mediante la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria del 8 de julio de 2003, ha decidido no adherir al Régimen Estatutario Optativo de Oferta Pública de Adquisición Obligatoria (artículo 17 del Estatuto Social), dada la inexistencia de antecedentes, y que su falta de adhesión no inhibe su ejercicio voluntario así como tampoco su adhesión futura. Tampoco existen otros mecanismos alternativos previstos estatutariamente debido a que su no incorporación en el estatuto no impide su ejercicio en el futuro. Independientemente de lo expuesto, de acuerdo con lo establecido en el artículo 90 de la LMC, el Régimen de Oferta Pública de Adquisición Obligatoria comprende a todas las sociedades listadas, incluso aquellas que bajo el régimen anterior hubieren optado por excluir su aplicación, como es el caso de PESA de acuerdo a lo mencionado anteriormente. Recomendación V.5: Incrementar el porcentaje acciones en circulación sobre el capital. La Emisora cuenta con una dispersión accionaria de al menos 20 por ciento para sus acciones ordinarias. Caso contrario, la Emisora cuenta con una política para aumentar su dispersión accionaria en el mercado. Indicar cuál es el porcentaje de la dispersión accionaria como porcentaje del capital social de la Emisora y cómo ha variado en el transcurso de los últimos tres años. Cumplimiento: Total Actualmente, el Accionista mayoritario participa en el 67,2% del capital social, estando el porcentaje restante cotizando en la BCBA y la Bolsa de Nueva York. Se destaca que la estructura del capital social no se ha modificado sustancialmente durante los últimos tres (3) años.

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Recomendación V.6: Asegurar que haya una política de dividendos transparente. V.6.1 La Emisora cuenta con una política de distribución de dividendos prevista en el Estatuto Social y aprobada por la Asamblea de Accionistas en las que se establece las condiciones para distribuir dividendos en efectivo o acciones. De existir la misma, indicar criterios, frecuencia y condiciones que deben cumplirse para el pago de dividendos. Cumplimiento: Parcial La declaración, monto y oportunidad de pago de dividendos a los Accionistas están sujetos a la aprobación de la Asamblea General Ordinaria de Accionistas. Anualmente, el Directorio evalúa la factibilidad de realizar una propuesta de distribución sobre el destino de los resultados acumulados a la Asamblea General Ordinaria de Accionistas considerando las disposiciones estatutarias, así como también otros aspectos, entre los que se incluyen los resultados de las operaciones, los requerimientos futuros de capital, y las condiciones financieras y de disponibilidad de fondos. Adicionalmente, la Sociedad explicita su política de dividendos a modo de apartado en la Memoria Anual, del que este Código forma parte a modo de Anexo. Dicha política describe el mecanismo empleado para efectuar la propuesta. V.6.2 La Emisora cuenta con procesos documentados para la elaboración de la propuesta de destino de resultados acumulados de la Emisora que deriven en constitución de reservas legales, estatutarias, voluntarias, pase a nuevo ejercicio y/o pago de dividendos. Explicitar dichos procesos y detallar en que Acta de Asamblea General de Accionistas fue aprobada la distribución (en efectivo o acciones) o no de dividendos, de no estar previsto en el Estatuto Social. Cumplimiento: Total La Gerencia, habiendo evaluado las exigencias legales y las condiciones financieras y de negocio de la Sociedad, elabora y presenta al Directorio una propuesta de de destino de los resultados, que se explicita en la Memoria Anual aprobada por el Órgano de Administración. Con posterioridad, la Asamblea de Accionistas delibera y decide finalmente el destino de los resultados. En la Asamblea de Accionistas celebrada el 21 de marzo de 2013 (Acta N° 2499), se aprobó (a) con relación a las utilidades acumuladas al 31 de diciembre de 2012, destinar a (i) la cuenta “Reserva Legal” la suma de $30.726.641; y (ii) la cuenta “Reserva Facultativa para Futuras Inversiones” la suma de $523.845.359; y (b) con relación a los saldos acumulados a dicha fecha se resolvió (i) desafectar de la cuenta “Reserva Facultativa para Futuras Inversiones” la suma de $2.999.432.000; (ii) destinar $2.638.432.000 a integrar nuevamente el saldo de la mencionada reserva, por lo que, sumado al destino de las utilidades acumuladas al 31 de diciembre de 2012 de $523.845.359, su saldo resultó en un importe de $4.943.226.949; y (iii) destinar $361.000.000 a la “Reserva para Futuros Dividendos”, por lo que su saldo resultó en un importe de $1.050.000.000. Respecto de la “Reserva para Futuros Dividendos”, se resolvió facultar al Directorio para determinar la cuantía y oportunidad de su distribución hasta la fecha de la Asamblea Ordinaria de Accionistas que trate el ejercicio que cierre el 31 de diciembre de 2013.

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PRINCIPIO VI: MANTENER UN VÍNCULO DIRECTO Y RESPONSABLE CON LA COMUNIDAD Recomendación VI: Suministrar a la comunidad la revelación de las cuestiones relativas a la Emisora y un canal de comunicación directo con la empresa. VI.1 La Emisora cuenta con un sitio web de acceso público, actualizado, que no solo suministre información relevante de la empresa (Estatuto Social, grupo económico, composición del Órgano de Administración, estados financieros, Memoria anual, entre otros) sino que también recoja inquietudes de usuarios en general. Cumplimiento: Total La Sociedad cuenta con un sitio web (www.petrobras.com.ar) de libre acceso, que brinda información actualizada, suficiente y diferenciada para que sus públicos de interés, ya sean accionistas, potenciales inversores, clientes o público en general, puedan acceder fácilmente a la información allí dispuesta. Adicionalmente, este sitio otorga la posibilidad de que todos los usuarios expresen sus inquietudes y/o comentarios de diversa índole a través de la Central de Contactos, los que son tenidos en cuenta y analizados por la Sociedad. La Compañía garantiza que la información transmitida por medios electrónicos responde a los más altos estándares de confidencialidad e integridad y propenden a la conservación y registro de la información. VI.2 La Emisora emite un Balance de Responsabilidad Social y Ambiental con frecuencia anual, con una verificación de un Auditor Externo independiente. De existir, indicar el alcance o cobertura jurídica o geográfica del mismo y dónde está disponible. Especificar que normas o iniciativas han adoptado para llevar a cabo su política de responsabilidad social empresaria (Global Reporting Iniciative y/o el Pacto Global de Naciones Unidas, ISO 26.000, SA8000, Objetivos de Desarrollo del Milenio, SGE 21-Foretica, AA 1000, Principios de Ecuador, entre otras) Cumplimiento: Parcial La Sociedad realiza un Informe Social y Ambiental anual desde el ejercicio 2010, el cual es aprobado e impulsado por la Gerencia. El mismo se encuentra disponible en el sitio web de PESA (www.petrobras.com.ar - Responsabilidad Social y Ambiental) e incluye los resultados de la gestión del negocio y la relación con sus grupos de interés en la Argentina. El informe se basa en el Pacto Global de Naciones Unidas, al cual la Sociedad es adherente, encontrándose estructurado según sus principios. Diferentes áreas de la Compañía forman parte del grupo operativo que tiene como objetivo la identificación y análisis de información material para los grupos de interés, así como el relevamiento de los resultados cualitativos y cuantitativos del ciclo cubierto en el informe. Por el momento el mismo no se encuentra auditado externamente, cuestión que podrá ser evaluada en un futuro por la Sociedad.

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PRINCIPIO VII: REMUNERAR DE FORMA JUSTA Y RESPONSABLE Recomendación VII: Establecer claras políticas de remuneración de los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea, con especial atención a la consagración de limitaciones convencionales o estatutarias en función de la existencia o inexistencia de ganancias. VII.1 La Emisora cuenta con un Comité de Remuneraciones: Cumplimiento: Total La Sociedad cuenta con un Comité de Remuneraciones, creado por el Directorio en su reunión del 6 de octubre de 2006. VII.1.1 integrado por al menos tres miembros del Órgano de Administración, en su mayoría independientes, Cumplimiento: Parcial El Comité de Remuneraciones está integrado por tres (3) Directores titulares, quienes son designados por el Directorio de entre sus miembros. Como mínimo uno de sus integrantes debe ser independiente. Actualmente, sólo uno de sus miembros es independiente. VII.1.2 presidido por un miembro independiente del Órgano de Administración, Cumplimiento: Total Actualmente, el Comité de Remuneraciones es presidido por el miembro independiente. VII.1.3 que cuenta con miembros que acreditan suficiente idoneidad y experiencia en temas de políticas de recursos humanos, Cumplimiento: Total Los miembros del Comité de Remuneraciones cuentan con la suficiente idoneidad y experiencia en temas relativos a los Recursos Humanos para desempeñar su función. Asimismo, el Comité cuenta para un mejor desempeño de sus tareas con el asesoramiento del Gerente de Recursos Humanos de la Compañía. VII.1.4 que se reúna al menos dos veces por año. Cumplimiento: Total El Comité de Remuneraciones se reúne al menos semestralmente, ya que con esta frecuencia debe reportar al Directorio los resultados alcanzados en el desempeño de sus atribuciones.

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VII.1.5 cuyas decisiones no son necesariamente vinculantes para la Asamblea General de Accionistas ni para el Consejo de Vigilancia sino de carácter consultivo en lo que hace a la remuneración de los miembros del Órgano de Administración. Cumplimiento: Total La función básica del Comité es asistir al Directorio en el cumplimiento de sus responsabilidades de orientación y dirección superior de la Compañía, con relación a las cuestiones de remuneración. Por lo tanto, al tener una función principalmente de asistencia, sus decisiones no son vinculantes. VII.2 En caso de contar con un Comité de Remuneraciones, el mismo: VII.2.1 asegura que exista una clara relación entre el desempeño del personal clave y su remuneración fija y variable, teniendo en cuenta los riesgos asumidos y su administración, Cumplimiento: Total El Comité de Remuneraciones tiene, entre sus atribuciones, la de proponer al Directorio las metas de desempeño del Personal, incluyendo remuneración variable y otros incentivos, según corresponda. VII.2.2 supervisa que la porción variable de la remuneración de miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea se vincule con el rendimiento a mediano y/o largo plazo de la Emisora, Cumplimiento: Total Complementando lo indicado en VII.2.1, el Comité de Remuneraciones supervisa la administración de las remuneraciones variables y su relación con el rendimiento de la Compañía. VII.2.3 revisa la posición competitiva de las políticas y prácticas de la Emisora con respecto a remuneraciones y beneficios de empresas comparables, y recomienda o no cambios, Cumplimiento: Total El Comité de Remuneraciones revisa la posición competitiva de las políticas y prácticas de la Sociedad con respecto a las remuneraciones y beneficios de empresas comparables. VII.2.4 define y comunica la política de retención, promoción, despido y suspensión de personal clave, Cumplimiento: Total Entre las atribuciones asignadas al Comité de Remuneraciones se encuentra la de evaluar la eficacia del proceso de retención de talentos y despidos de personal clave.

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VII.2.5 informa las pautas para determinar los planes de retiro de los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea de la Emisora, Cumplimiento: Incumplimiento No se encuentran dentro de las funciones del Comité de Remuneraciones informar acerca de las pautas para determinar los planes de retiro de los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea. Se evaluará a futuro la posibilidad de su inclusión dentro de las funciones del Comité de Remuneraciones. VII.2.6 da cuenta regularmente al Órgano de Administración y a la Asamblea de Accionistas sobre las acciones emprendidas y los temas analizados en sus reuniones, Cumplimiento: Parcial El Comité de Remuneraciones es un órgano permanente e interno del Directorio que reporta a éste al menos en forma semestral. VII.2.7 garantiza la presencia del Presidente del Comité de Remuneraciones en la Asamblea General de Accionistas que aprueba las remuneraciones al Órgano de Administración para que explique la política de la Emisora, con respecto a la retribución de los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea. Cumplimiento: Total El Presidente del Comité de Remuneraciones, en su carácter de Director Titular, asiste a la Asamblea Anual de Accionistas, que es el ámbito donde se aprueban las retribuciones asignadas al Directorio, comprensivas de los honorarios por la gestión, sueldos y otras remuneraciones por el desempeño de funciones técnico-administrativas. En este ámbito, el Presidente del Comité de Remuneraciones se encuentra a disposición de los Accionistas para responder inquietudes sobre la marcha general de la Sociedad, incluyendo temas relativos a remuneraciones. Asimismo, asiste a la Asamblea Anual de Accionistas el Gerente de Recursos Humanos, a fin de brindar soporte en la materia. VII.3 De considerar relevante mencionar las políticas aplicadas por el Comité de Remuneraciones de la Emisora que no han sido mencionadas en el punto anterior. No existen políticas que no hayan sido mencionadas que se considere relevante mencionar. VII.4 En caso de no contar con un Comité de Remuneraciones, explicar como las funciones descriptas en VII. 2 son realizadas dentro del seno del propio Órgano de Administración. Debido a que la Sociedad cuenta con un Comité de Remuneraciones, este punto no resulta aplicable.

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PRINCIPIO VIII: FOMENTAR LA ÉTICA EMPRESARIAL Recomendación VIII: Garantizar comportamientos éticos en la Emisora. VIII.1 La Emisora cuenta con un Código de Conducta Empresaria. Indicar principales lineamientos y si es de conocimiento para todo público. Dicho Código es firmado por al menos los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea. Señalar si se fomenta su aplicación a proveedores y clientes. Cumplimiento: Total La Sociedad cuenta con un Código de Conducta y Ética Empresarial que establece los lineamientos y estándares de integridad y transparencia a los que deben ajustarse cada empleado de la Compañía, independientemente del cargo o función que ocupe, como también de quienes se encuentren desarrollando tareas con la Compañía por un tiempo determinado o trabajo específico. En este sentido, es firmado por todos los empleados de la organización, incluyendo a los gerentes de primera línea. El sustento del Código de Conducta y Ética Empresarial está en la honestidad, la dignidad, el respeto, la lealtad, la dedicación, la eficacia, la transparencia y la conciencia para orientar los comportamientos de las personas a las que se aplica. De esta manera, se busca atender niveles crecientes de competitividad, rentabilidad y responsabilidad social, comprendiendo esta última la valorización de sus empleados, la salud, la seguridad, el medio ambiente y la contribución a las regiones en donde opera sus negocios. El Código de Conducta y Ética Empresarial está disponible en el sitio web de la Sociedad. VIII.2 La Emisora cuenta con mecanismos para recibir denuncias de toda conducta ilícita o anti ética, en forma personal o por medios electrónicos garantizando que la información transmitida responda a altos estándares de confidencialidad e integridad, como de registro y conservación de la información. Indicar si el servicio de recepción y evaluación de denuncias es prestado por personal de la Emisora o por profesionales externos e independientes para una mayor protección hacia los denunciantes. Cumplimiento: Total La Sociedad dispone de la Oficina del Ombudsman para la recepción de denuncias sobre las irregularidades y conflicto de intereses en el cumplimiento de su Código de Ética y sus normas y políticas en un espacio de confidencialidad, seriedad y respeto. La Oficina del Ombudsman cuenta con un sistema denominado “Reporte de Irregularidades y Conflictos de Intereses”, que permite encauzar las denuncias a través de un canal electrónico y otros mecanismos de contacto directo y personal, como ser entrevista, correo, teléfono y correo electrónico. La oficina garantiza el manejo confidencial e integral de la información, tanto para su derivación como para el registro y conservación de la misma. El servicio de recepción y evaluación de las denuncias está circunscripto exclusivamente a la Oficina del Ombudsman que está integrada por personal de la Sociedad. La Oficina del Ombudsman depende en forma directa del Comité de Auditoría y es un área independiente de la autoridad máxima de la Sociedad.

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VIII.3 La Emisora cuenta con políticas, procesos y sistemas para la gestión y resolución de las denuncias mencionadas en el punto VIII.2. Hacer una descripción de los aspectos más relevantes de las mismas e indicar el grado de involucramiento del Comité de Auditoría en dichas resoluciones, en particular en aquellas denuncias asociadas a temas de control interno para reporte contable y sobre conductas de miembros del Órgano de Administración y gerentes de la primera línea. Cumplimiento: Total La Oficina del Ombudsman cuenta con políticas de procesos y sistemas para la gestión y resolución de las denuncias mencionadas en el punto anterior. Los mismos respetan los siguientes principios básicos: (i) Integridad: actuando en forma independiente e imparcial; (ii) Confidencialidad: preservando la privacidad y el respeto hacia las personas, la información y los documentos originados por el tema en revisión; (iii) Igualdad: promoviendo la inclusión y acceso al sistema de denuncias para todas las personas; y (iv) Cooperación: promoviendo la colaboración, empatía y participación para la solución de diferencias o puntos de vista no coincidentes. Asimismo, estas políticas persiguen la correcta derivación a los niveles con atribuciones para la investigación y la toma de decisiones, con garantías de que se hayan agotado todos los recursos para acceder a la solución más justa y adecuada. Respecto al involucramiento del Comité de Auditoría, es de resaltar que le son enviados los reportes que le dirijan en forma directa y/o anónima, los que se refieran a temas contables, de auditoría y de control interno, y los relacionados con conflictos de intereses que sean considerados relevantes, que involucren a los auditores externos, la administración de la Compañía y el accionista controlante. El Comité da tratamiento a estas denuncias, contando con el apoyo de la Oficina del Ombudsman para la realización de análisis e investigaciones, y también puede optar por requerir apoyo de asesores externos. El Experto Financiero tiene completo e ilimitado acceso para consulta al “Sistema de Reporte de Irregularidades y Conflictos de Intereses” administrado por la Oficina del Ombudsman. Asimismo, el Ombudsman se reúne con el Comité al menos una vez al año, para presentar todas las denuncias recibidas junto a diversos informes estadísticos relativos a las mismas. PRINCIPIO IX: PROFUNDIZAR EL ALCANCE DEL CÓDIGO Recomendación IX: Fomentar la inclusión de las previsiones que hacen a las buenas prácticas de buen gobierno en el Estatuto Social. Cumplimiento: Total El Estatuto Social se adecua a los requerimientos de la LSC y a las Normas y al Reglamento de Cotización de la BCBA e incluye disposiciones sobre la integración y funcionamiento del Directorio, Comité de Auditoría y Comisión Fiscalizadora. Asimismo, contiene ciertas previsiones del Código de Gobierno Societario, en particular las relacionadas a evitar conflictos de intereses en el voto de los Directores, y no incluye ninguna disposición que impida que las recomendaciones no incluidas específicamente se cumplan. No obstante esto, el Directorio podrá en el futuro considerar la conveniencia y oportunidad de la inclusión de otras previsiones que hacen al buen gobierno corporativo.

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Estados financieros consolidados e individuales al 31 de diciembre de 2013 (presentados en forma comparativa con 2012 y 2011)

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ESTADOS FINANCIEROS al 31 de Diciembre de 2013

MEMORIA ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS ESTADOS DE RESULTADOS ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS

INFORME DE LOS AUDITORES SOBRE ESTADOS FINANCIEROS

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES ESTADOS DE RESULTADOS ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS

INFORME DE LOS AUDITORES SOBRE ESTADOS FINANCIEROS

INFORME DE LA COMISIÓN FISCALIZADORA

PETROBRAS ARGENTINA S.A.

PETROBRAS ARGENTINA S.A.

Estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2013 (presentados en forma comparativa con 2012 y 2011)

PETROBRAS ARGENTINA S.A.

Estados Financieros Consolidados

1

Estados de Resultados

2

Estados de Resultados integrales

3

Estados de Situación Financiera

4

Estados de Cambios en el Patrimonio

5

Estados de Flujo de Efectivo

6

Notas a los Estados Financieros 1. Información general

7 7

2. Bases de preparación 3. Juicios contables críticos y fuentes clave para la estimación de las incertidumbres

7 24

4. Gestión de riesgos financieros y del capital 5. Información por segmentos

26 34

6. Costo de Ventas 7. Gastos de administración y comercialización

40 40

8. Gastos de exploración 9. Otros resultados operativos

41 41

10. Resultados financieros 11. Ganancia por acción

41 42

12. Efectivo y equivalentes de efectivo 13. Inversiones en sociedades relacionadas

42 43

14. Otras inversiones 15. Créditos por ventas y otros créditos

52 52

16. Inventarios 17. Propiedad, planta y equipos

53 54

18. Operaciones discontinuadas y bienes mantenidos para la venta 19. Capital social

55 56

20. Resultados no asignados 21. Otras partidas del patrimonio

56 57

22. Prestamos 23. Impuesto a las ganancias e impuesto diferido

57 59

24. Beneficios sociales y otros beneficios para el personal 25. Provisiones

61 65

26. Operaciones con partes relacionadas 27. Operaciones en consorcios hidrocarburíferos

65 69

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

72 73

30. Avales, fianzas y garantías otorgadas 31. Hechos posteriores

76 76

32. Información requerida por el Art. 64 LSC 33. Reservas petroleras y gasíferas

77 78

Informe de los Auditores sobre Estados Financieros

PETROBRAS ARGENTINA S.A.

PETROBRAS ARGENTINA S.A. Maipú 1 - Piso 22 – Ciudad Autónoma de Buenos Aires República Argentina EJERCICIO ECONÓMICO Nº 68 ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2013 Actividad principal de la Sociedad: Estudio, exploración y explotación de pozos hidrocarburíferos, el desarrollo de actividades mineras, la industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos y sus derivados, la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Fecha de inscripción en el Registro Público de Comercio: - Del estatuto: 7 de noviembre de 1947. - De la última modificación del estatuto: 28 de mayo de 2010. Fecha en que se cumple el plazo de duración de la Sociedad: 18 de junio de 2046. Sociedad controlante: Petrobras Participaciones S.L. (1) Actividad principal de la sociedad controlante: Inversora y financiera. Participación de la sociedad controlante en el capital social y en los votos: 67,2% (1) COMPOSICIÓN DEL CAPITAL (2) - Expresado en pesos -

(1) Ver Nota 1.3 (2) Ver Nota 19

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Dr. Miguel A. Urus Contador Público (UBA) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246 Lic. en Administración C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223

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

Ronaldo Batista Assunção Director

Luis M. Sas Director

1

PETROBRAS ARGENTINA S.A.

ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2013, 2012 Y 2011 (Expresados en millones de pesos)

Las notas 1 a 33 son partes integrante de y deben leerse juntamente con estos estados.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Dr. Miguel A. Urus Contador Público (UBA) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246 Lic. en Administración C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223

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

Ronaldo Batista Assunção Director

Luis M. Sas Director

2

PETROBRAS ARGENTINA S.A.

ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2013, 2012 Y 2011 (Expresados en millones de pesos)

(a) Efecto neto de las diferencias de cambio originadas por el endeudamiento designado como cobertura de la inversión neta designada en moneda extranjera (Nota 2.6.5) (b) Corresponde a la desafectación por la venta de Innova (Nota 18.2) Las notas 1 a 33 son partes integrante de y deben leerse juntamente con estos estados.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Dr. Miguel A. Urus Contador Público (UBA) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246 Lic. en Administración C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223

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

Ronaldo Batista Assunção Director

Luis M. Sas Director

3

PETROBRAS ARGENTINA S.A.

ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2013, 2012 Y 2011 (Expresados en millones de pesos)

Las notas 1 a 33 son partes integrante de y deben leerse juntamente con estos estados. Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Dr. Miguel A. Urus Contador Público (UBA) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246 Lic. en Administración C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223

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

Ronaldo Batista Assunção Director

Luis M. Sas Director

4

PETROBRAS ARGENTINA S.A.

ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO CONSOLIDADO POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2013, 2012 Y 2011 (Expresados en millones de pesos)

(1) Incluye 134 correspondientes a la desafectación por la venta de Innova S.A. (Nota 18.2) (2) Saldos por combinaciones de negocios de sociedades bajo control común (Nota 2.6.5). (3) La distribución de dividendos en efectivo representó $ 0,10 y $ 0,18 por acción en los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2012 y 2011, respectivamente. Las notas 1 a 33 son partes integrante de y deben leerse juntamente con estos estados.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Dr. Miguel A. Urus Contador Público (UBA) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246 Lic. en Administración C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223

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

Ronaldo Batista Assunção Director

Luis M. Sas Director

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PETROBRAS ARGENTINA S.A.

ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2013, 2012 Y 2011 (Expresados en millones de pesos)

Las notas 1 a 33 son partes integrante de y deben leerse juntamente con estos estados.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Dr. Miguel A. Urus Contador Público (UBA) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246 Lic. en Administración C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223

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

Ronaldo Batista Assunção Director

Luis M. Sas Director

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PETROBRAS ARGENTINA S.A.

NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS POR EL EJERCICIO TERMINADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2013 (Cifras expresadas en millones de pesos, excepto donde se indica en forma expresa) 1.

Información general

1.1 La Sociedad Petrobras Argentina es una sociedad anónima cuya sede social se encuentra localizada en Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina. Las acciones de Petrobras Argentina cotizan en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires. Las ADS, cada una representando 10 acciones ordinarias Clase B de Petrobras Argentina, cotizan en el NYSE. La Sociedad no está adherida al Régimen estatutario optativo de oferta pública de adquisición obligatoria. 1.2 Los negocios Los negocios de Petrobras Argentina se concentran principalmente en el sector energético, específicamente en la exploración y producción de petróleo y gas, refinación y distribución, petroquímica, electricidad y comercialización y transporte de hidrocarburos. Los negocios de Petrobras Argentina se extienden a la Argentina, Bolivia, Ecuador y Venezuela. A partir del 31 de marzo de 2011 Petrobras Argentina discontinuó sus negocios en Brasil (Nota 18.2). El ejercicio social de la Sociedad cierra el 31 de diciembre de cada año. Petrobras Argentina junto con sus subsidiarias son referidas en estos estados financieros como “la Sociedad” o “el Grupo”. Los presentes estados financieros consolidados (en adelante “estados financieros”), han sido aprobados para su emisión por el Directorio el 12 de febrero de 2014. 1.3 Grupo de Control Petrobras Participaciones S.L. es la sociedad controlante de Petrobras Argentina, con una participación accionaria del 67,2%. Petrobras Participaciones S.L. es una subsidiaria de Petróleo Brasileiro, una compañía brasilera cuyos negocios se concentran en exploración, producción, refinación, comercialización y transporte de petróleo y sus derivados en Brasil y en el exterior. 2. Bases de preparación 2.1. Declaración de cumplimiento Los presentes estados financieros han sido preparados de acuerdo con las NIIF, emitidas por el IASB.

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2.2. Resumen de las principales políticas contables A continuación se describen las principales políticas contables adoptadas en la preparación de los presentes estados financieros, las cuales se han aplicado de manera uniforme en estos estados financieros. Las políticas contables han sido aplicadas consistentemente para las entidades del Grupo. A los efectos de la presentación comparativa, se efectuaron las modificaciones necesarias sobre los estados financieros de ejercicios anteriores para exponerlos sobre bases uniformes, principalmente corresponde a los efectos derivados de los cambios a la NIC 19 “Beneficios a los empleados” indicados en la nota 2.2.1. Todos los cambios detallados precedentemente no afectan las decisiones tomadas en base a ella. 2.2.1. Nuevas normas contables e interpretaciones emitidas por el IASB que son de aplicación efectiva al 31 de diciembre de 2013 y han sido adoptadas por la Sociedad NIIF 7 “Instrumentos financieros – Información a revelar” La modificación de la NIIF 7 incorpora información que permita evaluar el efecto de los acuerdos de compensación. La aplicación de la misma no implicó nuevas revelaciones. NIIF 10 “Estados financieros consolidados” La NIIF 10 tiene como objetivo tener una sola base para la consolidación de todas las entidades, independiente de la naturaleza de la entidad dónde se invierte, y esa base es el control, que incluye tres elementos: a) poder sobre la entidad dónde se invierte; b) exposición o derechos a retornos variables de la entidad dónde se invierte; y c) la capacidad para usar el poder sobre la entidad dónde se invierte con el fin de afectar los retornos del inversor. La NIIF 10 reemplaza las partes de la NIC 27 que abordan cuándo y cómo el inversor debe preparar sus estados financieros consolidados y reemplaza a la SIC-12 en su totalidad. La aplicación de esta norma no tuvo impacto en los resultados de las operaciones ni en la situación financiera de la Sociedad. NIIF 11 “Acuerdos conjuntos” La NIIF 11 clasifica los acuerdos conjuntos ya sea como operaciones conjuntas (combinando los conceptos existentes de activos controlados conjuntamente y operaciones controladas conjuntas) o como negocios conjuntos (similar al concepto existente de entidad controlada conjuntamente). La aplicación de esta norma no tuvo impacto en los resultados de las operaciones ni en la situación financiera de la Sociedad. NIIF 12 “Información a revelar sobre participaciones en otras entidades” La NIIF 12 se aplica a entidades que tienen participación en subsidiaras, acuerdos conjuntos, asociadas o estructuras no consolidadas. La NIIF 12 establece objetivos de revelación que ayudan a los usuarios de los estados financieros a evaluar la naturaleza y los riesgos asociados con las participaciones en otras entidades. Las cuestiones de revelación que surgen para la Sociedad por la aplicación de esta norma, se incorporaron en nota 13 a los estados de situación financiera.

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NIIF 13 “Medición del valor razonable” La NIIF 13 establece una sola estructura para la medición del valor razonable cuando es requerido por otras normas. Esta NIIF aplica a los elementos tanto financieros como no financieros medidos a valor razonable. Valor razonable se mide como “el precio que sería recibido para vender un activo o pagado para transferir un pasivo en una transacción ordenada entre los participantes en el mercado a la fecha de medición”. Asimismo, la NIIF 13 requiere información a revelar sobre las mediciones a valor razonable. La aplicación NIIF 13 no tuvo impacto en los estados financieros ni implicó nuevas revelaciones. NIC 1 “Presentación de estados financieros” La modificación de la NIC 1 mejora la presentación de ítems que conforman el Estado de Resultados Integrales Consolidado, clasificando por naturaleza y agrupando en ítems que en períodos subsecuentes serán reclasificados al Estado de Resultados Consolidado, al verificarse las condiciones necesarias, y en partidas que no serán reclasificadas. La clasificación indicada se ha realizado con carácter retroactivo, incluyéndose en la información comparativa incluida en el Estado de Resultados Integrales Consolidado. NIC 19 “Beneficios a los empleados” En el presente ejercicio, la Sociedad adoptó las modificaciones a la NIC 19, por las cuales el IASB eliminó la opción de diferir el reconocimiento de resultados de los planes de beneficios definidos y otros. Adicionalmente, a los efectos de unificar los pasivos por beneficios al personal, fueron reclasificados otros pasivos relacionados anteriormente incluidos en el rubro Provisiones. El cambio indicado se ha realizado con carácter retroactivo, ajustándose la información comparativa incluida en los presentes estados financieros. Los rubros afectados por el ajuste son los siguientes:

2.2.2. Nuevas normas contables e interpretaciones emitidas por el IASB que no son de aplicación efectiva al 31 de diciembre de 2013 y no han sido adoptadas anticipadamente por la Sociedad NIIF 9 “Instrumentos financieros” En noviembre 2009, el IASB emitió la NIIF 9 “Instrumentos financieros” que establece nuevos requerimientos para la clasificación y medición de activos y pasivos financieros. Posteriormente, el IASB modificó la NIIF 9. La NIIF 9 no tiene una fecha de vigencia obligatoria, sin embargo, su aplicación es permitida. La Sociedad se encuentra analizando el impacto de la NIIF 9, y a la fecha de los presentes estados financieros no es posible determinar en forma razonable el impacto de la misma.

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NIC 32 “Instrumentos financieros – Presentación” En diciembre 2011, el IASB modificó la NIC 32 “Instrumentos financieros – Presentación”, que resulta aplicable para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2014, permitiendo su aplicación anticipada. La modificación de la NIC 32 altera la guía de aplicación en aspectos relativos a la compensación de activos y pasivos financieros. La Sociedad se encuentra analizando el impacto de la modificación de la NIC 32, no obstante, la aplicación de la misma no impactará en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad, sino que sólo implicará nuevas revelaciones. CINIIF 21 “Gravámenes” En mayo 2013, el IASB emitió la interpretación CINIIF 21 “Gravámenes”, que resulta aplicable para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2014, permitiendo su aplicación anticipada. La CINIIF 21 aborda la contabilización de un pasivo para pagar un gravamen impuesto por el gobierno de acuerdo con la legislación. La Sociedad se encuentra analizando el impacto de la aplicación de la CINIIF 21, no obstante, se estima que la aplicación de la misma no impactará en forma significativa en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad. IAS 36 “Deterioro del valor de los activos” En mayo 2013, el IASB modificó la NIC 36 “Deterioro del valor de los activos”, que resulta aplicable para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2014, permitiendo su aplicación anticipada. La modificación de la NIC 36 altera los requerimientos de revelación respecto a la determinación del valor del deterioro de los activos. La aplicación de la modificación de la NIC 36 no impactará en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad, sino que solo implicará nuevas revelaciones. Ciclo anual de mejoras a las NIIF En diciembre 2013, el IASB publicó dos documentos conteniendo modificaciones a las NIIF que resultan aplicables mayormente para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de julio de 2014, permitiendo su aplicación anticipada. La Sociedad se encuentra analizando el impacto de la aplicación de las modificaciones, no obstante, estima que la aplicación de las mismas no impactará en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad, sino que solo implicará nuevas revelaciones. 2.3. Consolidación y participación en sociedades 2.3.1. Inversiones en sociedades relacionadas 2.3.1.1. Subsidiarias: Las subsidiarias son todas las entidades sobre las cuales la Sociedad posee control como consecuencia de su exposición o derecho a rendimientos variables y su capacidad de influir en los mismos a través de su poder para dirigir las actividades relevantes, que generalmente se acompañan con una tenencia superior a la mitad de los derechos de voto. Las subsidiarias se consolidan a partir de la fecha en la cual la Sociedad adquiere control y se dejan de consolidar a partir de la fecha en que el control cesa. Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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La Sociedad utiliza el método de la compra para registrar las adquisiciones de subsidiarias. El costo de la adquisición es determinado como el valor razonable de los activos transferidos, instrumentos de capital emitidos y deudas asumidas a la fecha de la adquisición. Los costos directamente atribuibles a la adquisición se imputan en resultados en el momento que se incurren. La participación no controlante en la sociedad adquirida se valúa a su valor razonable a la fecha de adquisición o al valor proporcional sobre los activos netos adquiridos. El exceso del costo de adquisición y el monto de la participación no controlante de la adquirida sobre los activos netos identificables se registra como valor llave. Si este valor es menor al valor razonable de los activos adquiridos netos, la diferencia se reconoce en el Estado de Resultados Consolidado. Las adquisiciones de subsidiarias que califiquen como sociedades bajo control común se registran según los lineamientos descriptos en la nota 2.3.1.4. Dado que la moneda funcional de algunas subsidiarias es distinta a la moneda funcional de la Sociedad, se generan ganancias o pérdidas por diferencias de cambio derivadas de las operaciones entre las sociedades del grupo. Las mismas son incluidas dentro de “Otros resultados financieros” en el Estado de Resultados Consolidado. Las políticas contables de las subsidiarias fueron modificadas en la medida en que se ha considerado necesario para asegurar la consistencia con las políticas contables adoptadas por la Sociedad. Petrobras Argentina ha consolidado línea por línea sus estados financieros con los respectivos estados financieros de las sociedades en las que ejerce el control. En la consolidación de las sociedades en las que se ejerce el control, los importes de la inversión en la sociedad controlada y la participación en sus resultados y flujos de efectivo se reemplazan por la totalidad de los activos, pasivos, resultados y flujos de efectivo de la controlada, reflejando separadamente la participación no controlante en las sociedades controladas. Los créditos y deudas y las operaciones entre miembros del Grupo consolidado se eliminan en la consolidación. Los resultados originados por operaciones entre miembros del Grupo consolidado no trascendidos a terceros se eliminan totalmente. 2.3.1.2. Participaciones en acuerdos conjuntos Un acuerdo conjunto es aquel de naturaleza contractual por el cual dos o más partes mantienen control conjunto. Existe control conjunto únicamente cuando las decisiones sobre las actividades relevantes requieren el consentimiento unánime de las partes que comparten control. Una operación conjunta es el acuerdo conjunto mediante el cual las partes que tienen control conjunto del acuerdo, tienen derecho a los activos y obligaciones con respecto a los pasivos, relacionados con el acuerdo. Un negocio conjunto es el acuerdo conjunto mediante el cual las partes que tienen control conjunto del acuerdo tienen derecho a los activos netos del mismo. 2.3.1.2.1. Negocios conjuntos Las inversiones en negocios conjuntos se registran inicialmente al costo y posteriormente se valúan de acuerdo con el método de la participación. Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 la Sociedad posee control conjunto en CIESA. Al 31 de diciembre de 2012 y 2011 la Sociedad poseía control conjunto en Distrilec cuya venta se efectivizó el 30 de enero de 2013 (Nota 13.1.1). Los resultados no trascendidos generados en transacciones entre la Sociedad y las entidades controladas en forma conjunta se eliminan en proporción a la participación de la Sociedad en dichas sociedades. Las políticas contables de las entidades controladas en forma conjunta fueron modificadas en la medida en que se ha considerado necesario para asegurar la consistencia con las políticas contables adoptadas por la Sociedad. Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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La valuación de las inversiones en negocios conjuntos, cada una de los cuales se considera una UGE, se analiza por desvalorización cuando hechos o cambios en las circunstancias indican que el valor de libros podría no ser recuperable y, de corresponder, se registra una pérdida por desvalorización. 2.3.1.2.2. Operaciones conjuntas y sucursales La Sociedad reconoce en sus estados financieros los activos, pasivos, ingresos de actividades ordinarias y gastos relativos a su participación en las operaciones conjuntas en los diferentes consorcios y UTES de exploración y producción de hidrocarburos. Las sucursales han sido consolidadas línea por línea. 2.3.1.3. Asociadas Las asociadas son todas las entidades en las cuales la Sociedad posee influencia significativa, que generalmente se acompaña de una participación entre el 20% y el 50% de los derechos de voto. Las inversiones en asociadas se registran inicialmente al costo, incluyendo el valor llave reconocido a la fecha de adquisición, y posteriormente se valúan de acuerdo con el método de la participación. Los resultados no trascendidos generados en transacciones entre la Sociedad y las asociadas se eliminan en proporción a la participación de la Sociedad en dichas sociedades. Las políticas contables de las asociadas fueron modificadas en la medida en que se ha considerado necesario para asegurar la consistencia con las políticas contables adoptadas por la Sociedad. La valuación de las inversiones en compañías asociadas, cada una de las cuales se considera una UGE, se analiza por desvalorización cuando hechos o cambios en las circunstancias indican que el valor de libros podría no ser recuperable y, de corresponder, se registra una pérdida por desvalorización. 2.3.1.4. Sociedad bajo control común Al 31 de mayo de 2012, PELSA era una sociedad controlada por Petrobras Participaciones S.L., con una tenencia directa del 39,671% y una tenencia indirecta del 19,21% a través de Petrobras Argentina, por lo cual PELSA califica como una sociedad bajo control común (Nota 13.5). Las combinaciones de negocios entre sociedades bajo control común se contabilizan considerando el valor de libros de la sociedad adquirida en la sociedad controlante en última instancia, en este caso, Petrobras Participaciones S.L. La diferencia entre el precio pagado y el valor de libros mencionado se registra en una partida en el patrimonio ("Otros" Nota 2.6.5). Los gastos de la operación se imputan a resultados en el período en que se devengan. 2.3.2. Estados financieros utilizados Para la preparación de los presentes, se han utilizado los estados financieros de las sociedades subsidiarias, bajo control conjunto y asociadas al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, o bien la mejor información financiera disponible a tales fechas, adaptados a igual período de tiempo respecto de los estados financieros de la Sociedad. Asimismo, han sido considerados los ajustes para adaptar los criterios de medición a los de la Sociedad.

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2.4. Conversión de operaciones A continuación se exponen las principales consideraciones relacionadas con la conversión de operaciones de moneda funcional distinta de la moneda de presentación. 2.4.1. Moneda funcional y de presentación Las cifras incluidas en los estados financieros correspondientes a las distintas entidades componentes del Grupo fueron medidas utilizando su moneda funcional, es decir, la moneda del ambiente económico primario en el que dicha entidad opera. La moneda funcional y la de presentación de los estados financieros de Petrobras Argentina es el peso. 2.4.2. Saldos y transacciones Las transacciones en moneda extranjera se convierten a la moneda funcional usando los tipos de cambio prevalecientes a la fecha de la transacción o valuación cuando los ítems son remedidos. Las ganancias y pérdidas de cambio resultantes de la cancelación de dichas operaciones o de la medición al cierre del ejercicio de los activos y pasivos monetarios denominados en moneda extranjera se reconocen en el Estado de Resultados Consolidado, excepto por coberturas de flujo de efectivo o de inversión neta que califiquen para su exposición como Otros resultados integrales. 2.4.3. Subsidiarias y asociadas Los resultados y posición financiera de las subsidiarias y asociadas que tienen moneda funcional distinta de la moneda de presentación del Grupo se convierten a moneda de presentación de la siguiente manera al cierre de cada ejercicio: - los activos y pasivos son trasladados a los tipos de cambio de cierre; - los resultados son trasladados a los tipos de cambio transaccional. Los resultados por conversión a moneda funcional de dichas operaciones son reconocidos en el Estado de Resultados Consolidado en la cuenta Resultados financieros. Los resultados por conversión de moneda funcional a moneda de presentación de dichas operaciones son reconocidos en Otros resultados integrales. Cuando se vende o se dispone de una inversión, en todo o en parte, dichos Otros resultados integrales son reclasificados al Estado de Resultados Consolidado como parte del resultado por la venta o disposición. 2.5. Información por segmentos La Sociedad ha adoptado la NIIF 8 – Información por segmentos, que establece que son segmentos de negocios aquellos identificados sobre la base de informes internos con respecto a los componentes de la Sociedad revisados regularmente por el Directorio, principal tomador de decisiones operacionales, para asignar recursos y evaluar su desempeño. En la segmentación la Sociedad considera las transacciones realizadas con terceros y las operaciones intersegmentos, las cuales son valuadas según precios internos de transferencia definidos entre los segmentos, con metodologías de verificación basadas en parámetros de mercado.

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La Sociedad concentra sus negocios primariamente en el sector de la energía, básicamente a través de sus actividades vinculadas a la exploración y producción de petróleo y gas, refinación y distribución, petroquímica y gas y energía. En relación a ello, ha identificado los siguientes segmentos de negocios: a)

Exploración y Producción de Petróleo y Gas, integrado por las participaciones en áreas de petróleo y gas y por las inversiones en Oleoductos del Valle S.A., OCP, las participaciones directas e indirectas en las empresas mixtas en Venezuela y PELSA, sociedad consolidada a partir del 1 de junio de 2012 (Nota 13.5).

b) Refinación y Distribución, integrado por las operaciones propias en la refinería de Bahía Blanca y la red de estaciones de servicio asociada, por la participación en Refinería del Norte S.A. y por la comercialización del petróleo producido en Argentina, el cual es transferido a precios de mercado desde el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas. El ejercicio 2011 incluye las operaciones de la refinería San Lorenzo y su red de estaciones de servicio asociada hasta el 2 de mayo de 2011, fecha en la cual se concretó su venta (Nota 18.1). c)

Petroquímica, integrado por las operaciones propias de estirénicos desarrolladas en las plantas de Argentina y Brasil (en este último hasta marzo de 2011 – Ver Nota 18.2).

d) Gas y energía, integrado por las operaciones propias de comercialización del gas producido en Argentina y de los líquidos obtenidos del procesamiento del gas, por las actividades de servicios de brokerage de gas y GLP, por la participación en TGS, por las actividades de generación de electricidad de la Central Térmica Genelba y de la represa hidroeléctrica Pichi Picún Leufú y por la participación accionaria en Enecor. Los ejercicios 2012 y 2011 incluyen la participación accionaria en Edesur, a través de su sociedad controlante Distrilec, cuya venta se efectivizó el 30 de enero de 2013 (Nota 13.1.1). e)

Los activos y los resultados operativos correspondientes a la Estructura Central, los no identificables a algún segmento de negocios y las eliminaciones intersegmentos se exponen conjuntamente. En la Estructura Central se incluyen gastos comunes a los distintos segmentos de negocio, entre otros, gastos de administración, impuesto a las transacciones bancarias, intereses de pasivos financieros e impuesto a las ganancias, que son incurridos por la Sociedad en el desarrollo normal de sus operaciones y que por economía del control se administran desde la Estructura Central y no se reapropian entre los segmentos operativos.

2.6. Criterios de medición Los principales criterios de medición utilizados en la preparación de los presentes estados financieros son los siguientes: 2.6.1 Instrumentos financieros: 2.6.1.1. Clasificación de activos financieros La Sociedad clasifica sus activos financieros en las siguientes categorías: Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados Dentro de esta categoría se incluyen aquellos activos financieros adquiridos para su negociación o venta en un corto plazo o si son así designados por la Gerencia. Los beneficios y las pérdidas procedentes de las variaciones en el valor razonable se incluyen en los resultados del ejercicio. La Sociedad posee dentro de esta categoría fondos comunes de inversión, los cuales se valúan al valor de las cuotas parte al cierre de cada ejercicio. Activos financieros mantenidos hasta el vencimiento Dentro de esta categoría se incluyen los activos financieros no derivados con pagos fijos o determinables y vencimientos fijos, cuando la Sociedad tiene la intención efectiva y la capacidad de conservarlos hasta su vencimiento. Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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Estos activos se registran inicialmente a su valor razonable más los costos de transacción directamente atribuibles. Después de la medición inicial, las inversiones mantenidas hasta el vencimiento se miden al costo amortizado, reconociendo en el Estado de Resultados Consolidado los intereses devengados en función de la tasa de interés efectiva. En caso que excedan su valor recuperable, las pérdidas que resulten del deterioro del valor de estos instrumentos se reconocen como gasto en el Estado de Resultados Consolidado. La Sociedad posee dentro de esta categoría certificados de depósito y colocaciones en sociedades integrantes del grupo económico. Préstamos y créditos Los préstamos y créditos son instrumentos financieros con pagos fijos o determinables que no se cotizan en un mercado activo. Estos instrumentos inicialmente se reconocen al valor razonable más cualquier costo de transacción directamente atribuible. Posteriormente al reconocimiento inicial, los préstamos y créditos se valorizan al costo amortizado usando el método de interés efectivo, menos las pérdidas por deterioro. 2.6.1.2. Desvalorización de activos financieros La Sociedad determina a cada fecha de cierre de los estados financieros si existe evidencia objetiva de disminución de valor de un activo financiero o un grupo de activos financieros, y en caso afirmativo registra su desvalorización en Otros resultados operativos. En los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, no hubo cargo por desvalorización de activos financieros. 2.6.1.3. Efectivo y equivalentes de efectivo: El efectivo y equivalentes de efectivo incluye caja, depósitos a la vista en bancos y otras inversiones a corto plazo altamente líquidas con vencimiento original a tres meses o menos. Los adelantos en cuenta corriente se exponen dentro “Préstamos” en el pasivo corriente en el Estado de Situación Financiera Consolidado. 2.6.1.4. Créditos por ventas y deudas comerciales: Los créditos por ventas se reconocen inicialmente a su valor razonable y se valúan posteriormente a su costo amortizado, utilizando el método del interés efectivo, neto de la previsión por desvalorización, en caso de corresponder. En el caso de créditos por venta, otros créditos, otras inversiones de largo plazo, deudas comerciales y otras deudas, se estima que el costo amortizado se aproxima a su valor razonable. Asimismo, el valor razonable de las deudas bancarias y financieras corrientes no difiere significativamente de su valor de libros al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011. Se constituye una previsión por desvalorización de créditos por ventas cuando existe evidencia objetiva de que la Sociedad no podrá cobrar todos los montos adeudados de acuerdo con los vencimientos originales de los créditos. Para constituir dicha previsión, la Sociedad se basa en la evaluación de distintos factores, incluyendo el riesgo crediticio de los clientes, tendencias históricas y otra información relevante. Dicha evaluación podría requerir ajustes futuros, si las condiciones económicas difirieran sustancialmente de los supuestos considerados al realizarlas. El monto de la previsión es la diferencia entre el valor de libros del activo y el valor presente del flujo de fondos futuro estimado, descontado a la tasa de interés efectiva. El valor del activo se expone neto de la previsión registrada, de corresponder. El cargo por la previsión se reconoce en el resultado del ejercicio y se expone en Gastos de administración y comercialización. Las deudas comerciales son reconocidas inicialmente a su valor razonable y subsiguientemente valuados a costo amortizado utilizando el método del interés efectivo.

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2.6.1.5. Otros créditos y otras deudas: Los restantes créditos y deudas han sido valuados inicialmente a su valor razonable y con posterioridad a su costo amortizado utilizando el método del interés efectivo. Asimismo, en “Otros créditos” se incluyen anticipos a proveedores valuados en función a las sumas de dinero entregadas. 2.6.2. Inventarios: Bajo este rubro se incluyen stock de petróleo crudo, materias primas y materiales y productos en proceso y terminados correspondientes a los negocios de Refinación y Distribución, Petroquímica y Gas y Energía. Los inventarios se valúan al costo de adquisición o valor neto de realización, el que resulte menor. El costo se determina por el método precio promedio ponderado (PPP). El costo de los inventarios incluye los gastos incurridos en su adquisición y producción, y otros costos necesarios para llevarlos a su condición y locación actual. En el caso de los productos manufacturados y la producción en proceso, el costo incluye una porción de los costos indirectos de producción, excluyendo cualquier capacidad ociosa. El valor neto de realización es el precio de venta estimado en el giro normal de los negocios, menos los costos estimados de finalización y los costos estimados para efectuar la venta. La evaluación del valor recuperable se realiza al final del ejercicio, registrando con cargo a resultados la oportuna corrección de valor cuando los mismos se encuentran sobrevaluados. 2.6.3. Propiedad, planta y equipos: 2.6.3.1. Criterio general La propiedad, planta y equipos, con las excepciones indicadas a continuación, ha sido valuada siguiendo el modelo del costo. Las erogaciones posteriores al reconocimiento original del activo se incorporan como un componente del mismo sólo si éstas constituyen una mejora y sea probable que el activo genere ingresos netos de fondos en exceso de los originalmente previstos, o bien si corresponden a tareas de mantenimiento mayores que permitan recuperar la capacidad de servicio del activo para su uso continuo, en la medida que: (i) sean atribuidas al reemplazo de componentes del activo, (ii) que la vida útil de estos componentes haya sido calculada en función a su propio desgaste o agotamiento y (iii) que sea probable que como consecuencia de la erogación fluyan beneficios económicos futuros. El costo de las obras en curso cuya construcción se prolonga en el tiempo incluye, de corresponder, los costos financieros devengados por la financiación con capital de terceros y los costos asociados al proceso de puesta en marcha, de los cuales se ha deducido cualquier ganancia que se obtuviera en el transcurso de dicho proceso por la venta de producciones que tuvieran valor comercial. En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 no se registraron activaciones de costos financieros. La propiedad, planta y equipos correspondientes a las operaciones del exterior han sido convertidos a su moneda funcional a los tipos de cambio históricos, y luego han sido trasladados a pesos a los tipos de cambio de cierre. 2.6.3.2. Actividades de exploración y producción de petróleo y gas La Sociedad utiliza el método del esfuerzo exitoso para contabilizar las operaciones relacionadas con las actividades de exploración y producción de petróleo y gas. Bajo este método son activados: i) los costos de adquisición de propiedades en áreas de producción y exploración de petróleo y gas; ii) los costos de perforación y equipamiento de pozos exploratorios que resultan descubridores de reservas económicamente explotables; iii) los costos de perforación y equipamiento de pozos de desarrollo y iv) los costos futuros estimados de abandono y taponamiento. De acuerdo con el método del esfuerzo exitoso, los costos de exploración, excluidos los costos de los pozos exploratorios, se imputan a resultados durante el período en que se realizan los mismos. Los costos de perforación de los pozos exploratorios son activados hasta que se determine si existen reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial. Si no se encuentran tales reservas, los mencionados costos de perforación se imputan a resultados. Ocasionalmente, un pozo exploratorio puede determinar la existencia de reservas, pero las mismas Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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pueden no ser clasificadas como probadas cuando la perforación es completada. En esos casos dichos costos continúan activados en la medida en que el pozo hubiera encontrado suficiente cantidad de reservas para justificar su completamiento como pozo productor y que la compañía estuviera haciendo progresos suficientes en la evaluación económica y operativa de la viabilidad del proyecto. Los costos futuros estimados de abandono y taponamiento de pozos en las áreas de hidrocarburos, descontados a una tasa corriente, son capitalizados junto a los activos que le dieron origen, y son depreciados utilizando el método de unidades de producción. Adicionalmente, un pasivo es reconocido por dicho concepto al valor estimado de las sumas a pagar descontadas. 2.6.3.3. Depreciaciones La Sociedad deprecia los pozos productores, las maquinarias y los campamentos correspondientes a las áreas de producción de petróleo y gas, utilizando el método de unidades de producción, mediante la aplicación de la relación entre el petróleo y el gas producido, y las reservas de petróleo y gas probadas y desarrolladas estimadas. El costo de adquisición de propiedades con reservas probadas se deprecia mediante la aplicación de la relación entre el petróleo y gas producido y las reservas de petróleo y gas probadas estimadas. La propiedad minera vinculada a reservas no probadas ha sido valuada al costo, examinándose periódicamente su recuperabilidad en base a las estimaciones geológicas y de ingeniería de las reservas posibles y probables que se espera probar en el plazo de cada concesión. Para la depreciación del resto de la propiedad, planta y equipos se utiliza el método de la línea recta, en función de la vida útil estimada del mismo, según el siguiente detalle:

El método de depreciación es revisado a cada cierre de ejercicio. Si las expectativas difieren de las estimaciones previas, los ajustes se realizan prospectivamente, de corresponder. Petrobras Argentina deprecia, utilizando el método de la línea recta, cada parte significativa que compone una unidad de propiedad, planta y equipos no relacionada a áreas de producción de petróleo y gas que: (i) puede ser identificada como un componente independiente con un costo significativo en relación al valor total de la unidad, y (ii) tiene una vida útil operativa que difiere de otra parte significativa de la misma unidad de propiedad, planta y equipos. 2.6.3.4. Deterioro del valor de la propiedad, planta y equipos El valor registrado de propiedad, planta y equipos no supera el valor recuperable de los mismos. La Dirección de la Sociedad evalúa su recuperabilidad cuando hechos o cambios en las circunstancias (incluyendo disminuciones significativas en los valores de mercado de los bienes, en los precios de los principales productos que comercializa la Sociedad o en sus reservas de petróleo y gas, como así también cambios en el marco regulatorio en que se desarrollan sus operaciones, incrementos significativos en los costos operativos, o evidencias de obsolescencia o daño físico) pudieran indicar que el valor de un activo o de una UGE puede ser no recuperable. El valor contable de un activo es ajustado a su valor recuperable en caso que exceda dicho valor. Normativamente, se entiende como valor recuperable al mayor importe entre el valor razonable menos costos de venta y el valor de utilización económica, definido éste como la suma de los flujos netos de los fondos descontados esperados que deberían surgir del uso de los bienes y de su eventual disposición final. A tales efectos se consideran, entre otros elementos, las premisas que representen la mejor estimación que la Dirección hace de las condiciones económicas que existirán durante la vida útil de los activos.

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En particular, la tasa usada para el descuento de los flujos de fondos es la que mide la WACC. Para cada activo o UGE se determinó una WACC específica que considera el segmento de negocio y el país donde se desarrollan las operaciones. En períodos posteriores a la registración de la desvalorización, se analiza la pertinencia de su reversión en la medida que se verifiquen cambios en las estimaciones efectuadas para determinar los valores recuperables. En tal caso, la medición contable del activo o UGE se eleva al menor importe entre: a) la medición contable que el activo o unidad generadora de efectivo hubiera tenido si nunca se hubiese reconocido la pérdida por desvalorización; y b) su valor recuperable. Al 31 de diciembre de 2013 se registró una desvalorización de 11 de propiedad, planta y equipos (Ver Nota 17). Al 31 de diciembre de 2012 y 2011 no se registraron desvalorizaciones de propiedad, planta y equipos. 2.6.4. Contabilización de instrumentos financieros derivados Los instrumentos financieros derivados son contabilizados a su valor razonable, determinado sobre la base del valor en efectivo a cobrar o pagar necesario para cancelar el instrumento a la fecha de medición, neto de los anticipos cobrados o pagados. Los cambios en la medición contable de los instrumentos derivados designados como cobertura de riesgos de flujos de efectivo, que se hayan determinado como una cobertura eficaz, se reconocen en el Patrimonio en el rubro Otros Resultados Integrales. Los cambios en la medición contable de los instrumentos derivados que no califican para la contabilidad de cobertura se reconocen en el Estado de Resultados Consolidado, en el rubro Resultados financieros. Se considera que una cobertura es eficaz cuando en su origen, como en el resto de la vida de la misma, sus cambios compensan entre un ochenta y un ciento veinticinco por ciento los cambios en el sentido contrario del ítem o partida cubierta. En tal sentido, la Sociedad excluye el componente específico atribuido al valor tiempo de una opción en la medición de la efectividad de los instrumentos derivados que califican para la contabilidad de cobertura. La contabilidad de cobertura cesa en cualquiera de los casos siguientes: a) el instrumento de cobertura vence o ha sido cancelado; b) la operación de cobertura deja de ser efectiva; o c) la transacción proyectada no tenga alta probabilidad de ocurrencia. En tal caso, los resultados originados en el instrumento de cobertura que se hubieran imputado en el Patrimonio, permanecen individualizados allí, hasta que ocurra la transacción comprometida o prevista, en el caso de los incisos a) y b), y se imputan a resultados en el caso del inciso c). Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, la Sociedad no mantenía instrumentos financieros derivados, no existiendo en los presentes estados financieros cargos significativos a resultados por esta clase de operaciones en los ejercicios finalizados en esas fechas. 2.6.5. Cuentas de patrimonio: Las partidas de patrimonio han sido preparadas de acuerdo con las normas contables anteriores a la aplicación de IFRS, excepto por lo mencionado en Resultados no asignados. La registración de movimientos del mencionado rubro se realizó de acuerdo con las decisiones asamblearias, normas legales o reglamentarias oportunamente tomadas. Capital social Está formado por los aportes efectuados por los accionistas representados por acciones y la capitalización de resultados no asignados, y comprende a las acciones en circulación a su VN.

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Ajuste del capital Las cuentas componentes del capital social se reexpresaron en moneda homogénea según principios de contabilidad generalmente aceptados en Argentina anteriores a la aplicación de IFRS. La cuenta Capital social se ha mantenido a su valor nominal y el ajuste derivado de dicha reexpresión monetaria se expone en la cuenta Ajuste del capital. El Ajuste del capital no es distribuible en efectivo ni en bienes, pero se permite su capitalización mediante la emisión de acciones liberadas. Asimismo, esta partida es aplicable para cubrir pérdidas acumuladas, de acuerdo con el orden de absorción que se indica en el apartado “Resultados no asignados”. Prima por fusión La cuenta Prima por fusión se generó principalmente en enero de 2005, como consecuencia de la fusión por absorción de las sociedades Eg3, PAR y Petrolera Santa Fe, por la cual se incorporaron al patrimonio de la Sociedad todos los activos, pasivos, derechos y obligaciones de las sociedades incorporadas y se emitieron acciones de la Sociedad en función de la relación de canje aprobada. Prima por venta de acciones propias La cuenta Prima por venta de acciones propias se generó hasta el ejercicio 2010, como consecuencia de la venta de acciones propias de la Sociedad, con valores de venta superiores a sus costos de adquisición. Durante el tercer trimestre de 2010, y dando cumplimiento a los plazos y condiciones previstas en el artículo 220 de la LSC, la Sociedad enajenó estas acciones propias mediante el procedimiento de oferta preferente establecido en los artículos 221 y 194 de la LSC, y la posterior enajenación al Fideicomiso Optimum Petrobras del remanente de acciones de la Sociedad (Nota 24.4). Reserva legal De acuerdo con las disposiciones legales vigentes, la Sociedad debe efectuar una reserva legal no inferior al 5% del resultado positivo surgido de la sumatoria algebraica del resultado del ejercicio, los ajustes de ejercicios anteriores, las transferencias de otros resultados integrales a resultados acumulados y las pérdidas acumuladas de ejercicios anteriores, hasta alcanzar el 20% de la suma del Capital social y el saldo de la cuenta Ajuste del capital. Reserva para futuras inversiones Corresponde a la asignación hecha por la Asamblea de Accionistas de la Sociedad, por la cual se destina un monto específico para constituir una Reserva especial cuyo objetivo es desarrollar las actividades de inversión de la Sociedad, las cuales están focalizadas en el negocio exploración y producción de petróleo y gas. Reserva para futuros dividendos Corresponde a la asignación hecha por la Asamblea de Accionistas de la Sociedad, por la cual se destina un monto específico para constituir una Reserva para futuros dividendos. Adicionalmente, la Asamblea de Accionistas facultó al Directorio de la Sociedad para determinar la cuantía y oportunidad de su distribución hasta la fecha de la Asamblea Ordinaria de Accionistas que trate el cierre de ejercicio correspondiente. Otros resultados integrales En la cuenta Otros resultados integrales se incluyen los resultados generados por la conversión de las operaciones en moneda extranjera, netas de las diferencias de cambio originadas por el endeudamiento de la Sociedad denominado en moneda extranjera designado como cobertura de dichas operaciones, las ganancias y pérdidas actuariales correspondientes a los planes de beneficios definidos y sus correspondientes efectos impositivos (Nota 21.2).

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Resultados no asignados Hasta diciembre de 2012, comprende a las ganancias o pérdidas acumuladas sin asignación específica, que siendo positivas pueden ser distribuidas mediante decisión de la Asamblea de Accionistas, en tanto no estén sujetas a restricciones legales, como la mencionada en el apartado “Reserva legal”. Comprende el resultado de ejercicios anteriores que no fueron distribuidos, los importes transferidos de otros resultados integrales y los ajustes de ejercicios anteriores por efecto de aplicación de las NIIF. La Resolución General N° 593/2011 de la CNV estableció que las Asambleas de Accionistas que consideren estados contables cuya cuenta Resultados no asignados arroje resultados positivos, deberán adoptar una resolución expresa en cuanto a su destino, ya sea como distribución en forma de dividendos, capitalización, constitución de reservas o una eventual combinación de tales dispositivos. La Asamblea de Accionistas de la Sociedad dio cumplimiento a lo indicado precedentemente en su reunión del 29 de marzo de 2012 (Nota 20). Distribución de dividendos La distribución de dividendos en efectivo se reconoce como un pasivo en los estados financieros del Grupo en el ejercicio en el cual resultan aprobados por los accionistas de la Sociedad. Otras partidas de Patrimonio La cuenta “Otros” corresponde al importe generado la adquisición de PELSA (nota 13.5), operación definida como una combinación de negocios de sociedades bajo control común, que afectó los resultados acumulados en (693), determinado como la diferencia entre el valor de libros de los activos y pasivos a la fecha de la transacción y el valor pagado. El saldo de esta partida disminuye el total distribuible de los resultados acumulados. 2.6.6. Préstamos: Los préstamos han sido valuados inicialmente al valor razonable neto de los costos incurridos de la transacción. En períodos posteriores, los préstamos se valúan al costo amortizado. Las diferencias entre el producido (neto de los costos de transacción) y el valor de rescate se registran en el Estado de Resultados Consolidado durante la vigencia de los préstamos por el método de interés efectivo. Los préstamos se clasifican como pasivo corriente salvo que la Sociedad tenga derecho de diferir el pago del pasivo durante al menos 12 meses posteriores a la fecha de los estados financieros. 2.6.7. Pasivos por costos laborales: Los pasivos por costos laborales se devengan en el período de tiempo en el cual los empleados hayan prestado el servicio que le da origen a tales contraprestaciones. El costo de los planes de contribuciones definidas es reconocido periódicamente, conforme las contribuciones que realiza Petrobras Argentina. A los efectos de hacer una estimación confiable del costo estimado de los planes de beneficios definidos y otros beneficios se han utilizado supuestos actuariales, respecto a las variables demográficas y financieras que influyen en la determinación del monto de tales beneficios. El importe reconocido como pasivo por tales beneficios representa la suma del valor presente de la obligación y del valor corriente de los activos del plan, con los cuales se cancelarán directamente las obligaciones. Las ganancias y pérdidas actuariales con impacto son reconocidas en Otros resultados integrales y los costos de servicios prestados en el pasado en el resultado del ejercicio.

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2.6.8. Cargas fiscales 2.6.8.1. Impuesto a las ganancias: El cargo por impuesto a las ganancias del ejercicio comprende el impuesto corriente y el diferido. El impuesto es reconocido en el Estado de Resultados Consolidado, excepto en los casos que se relacione con partidas reconocidas en el Estado de Resultados Integrales Consolidado. En este caso, el impuesto es también reconocido en dicho estado. El cargo por impuesto a las ganancias corriente se calcula sobre la base de las leyes impositivas vigentes o en curso de promulgación a la fecha de cierre del ejercicio en los países en los que operan la Sociedad y sus subsidiarias y que generan ganancia imponible. La gerencia evalúa en forma periódica las posiciones tomadas en las declaraciones juradas de impuestos con relación a las situaciones en las cuales la legislación impositiva está sujeta a alguna interpretación y establece previsiones cuando es apropiado. Para contabilizar el cargo por impuesto diferido se utiliza el método del pasivo, que establece la determinación de activos o pasivos impositivos diferidos basados en las diferencias temporarias determinadas entre las mediciones contables e impositivas de activos y pasivos. Las diferencias temporarias determinan saldos activos o pasivos de impuestos cuando su reversión futura disminuya o aumente los impuestos determinados, sin perjuicio de las compensaciones de importes que sean pertinentes. Cuando existen quebrantos impositivos no utilizados susceptibles de deducción de ganancias impositivas futuras, se reconoce un activo por impuesto diferido, pero sólo en la medida en que su utilización sea probable. Los activos y pasivos diferidos son medidos a la tasa impositiva que se espera se le apliquen en el período en el que el activo se realice o el pasivo se cancele, basado en las alícuotas y legislaciones vigentes o en curso de promulgación a la fecha de cierre. Los activos y pasivos por impuesto diferido se compensan por sociedad cuando existe un derecho legalmente exigible de compensar los activos y pasivos impositivos corrientes y cuando el impuesto a las ganancias diferido está asociado a la misma autoridad fiscal. Los activos y pasivos por impuesto diferido han sido valuados a su valor nominal. Las tasas del impuesto a las ganancias utilizadas al cierre del ejercicio en Argentina, Venezuela, Ecuador, Bolivia y España son del 35%, 50%, 22%, 25% y 30%, respectivamente. Adicionalmente, los pagos de rentas de fuente boliviana efectuados a beneficiarios fuera de Bolivia, están sujetos a la retención y pago del impuesto a las utilidades de las empresas beneficiarias del exterior a una tasa del 12,5%. 2.6.8.2. Impuesto a la ganancia mínima presunta: En Argentina el impuesto a la ganancia mínima presunta es complementario del impuesto a las ganancias, dado que mientras este último grava la utilidad impositiva del ejercicio, el impuesto a la ganancia mínima presunta constituye una imposición mínima que grava la renta potencial de ciertos activos productivos a la tasa del uno por ciento, de modo que la obligación fiscal de la Sociedad coincidirá con el mayor de ambos impuestos. Sin embargo, si el impuesto a la ganancia mínima presunta excede en un ejercicio fiscal al impuesto a las ganancias determinado, dicho exceso podrá computarse como pago a cuenta de cualquier excedente del impuesto a las ganancias sobre el impuesto a la ganancia mínima presunta que pudiera producirse en cualquiera de los diez ejercicios siguientes. En los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, el cargo por impuesto a las ganancias resultó superior al impuesto a la ganancia mínima presunta determinado, por lo cual la Sociedad contabilizó únicamente el cargo correspondiente al impuesto a las ganancias. 2.6.8.3. Regalías hidroeléctricas: Por la explotación del Complejo Hidroeléctrico Pichi Picún Leufú la Sociedad abona a partir del año 2002 regalías hidroeléctricas del 1%, crecientes a razón de una escala del 1% anual hasta alcanzar una alícuota máxima del 12% del importe que resulte de aplicar a la energía vendida la tarifa correspondiente a la venta en bloque, en función de los términos del artículo 43 de la Ley N° 15.336, modificada por la Ley N° 23.164. Asimismo, la Sociedad paga mensualmente al Estado Nacional, en carácter de canon por el uso de la fuente, el 0,5% de la suma prevista para el cálculo de la regalía hidroeléctrica mencionada precedentemente. Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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2.6.8.4. Regímenes de retención a las exportaciones de hidrocarburos: La Ley N° 25.561 de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario estableció la creación de un régimen de retenciones a las exportaciones de hidrocarburos por cinco años, a partir del 1 de marzo de 2002, el cual fue prorrogado por cinco años más por la Ley N° 26.217. El efecto de tales retenciones se deduce de los respectivos precios de venta. Con efectos a partir de noviembre de 2007, la Resolución N° 394/07 del Ministerio de Economía y Producción estableció una nueva metodología de cálculo de las retenciones a las exportaciones de petróleo crudo y equiparó el tratamiento de ciertos productos derivados de su procesamiento con el aplicable al petróleo crudo. La modificación indicada implica la aplicación de un derecho de exportación variable según una fórmula que contempla el precio internacional del crudo y un valor de corte por producto. Conforme a esta metodología, cuando el precio internacional del petróleo crudo supere los USD 60,90 por barril, para las exportaciones de petróleo crudo se fija una alícuota de retenciones creciente que determina para una calidad de crudo estándar un ingreso tope de USD 42 por barril. Si el precio internacional varía entre USD 45 y USD 60,90 por barril, la retención aplicable es del 45%. En el caso que el precio internacional esté por debajo de los USD 45 por barril, las autoridades deberán definir nuevas alícuotas en un plazo de 90 días. El mismo criterio se aplica a las exportaciones de los productos derivados, tales como naftas, fuel oil y aceites lubricantes, para los que se definieron distintos valores de corte y de referencia. Con fecha 3 de enero de 2013 el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, mediante resolución 01/2013, procedió a modificar la metodología para el cálculo de las retenciones a las exportaciones de petróleo crudo incrementando el valor de referencia a USD 80 por barril y el valor de corte a USD 70 por barril. En marzo de 2008 el Ministerio de Economía y Producción dictó la Resolución N° 127/08, que en lo relativo al gas natural modificó la Resolución N° 534/2006, la cual establecía una alícuota del 45% sobre el precio de importación del gas de Bolivia, fijando una retención del 100% sobre las exportaciones de gas natural, considerando como base de valoración el precio más alto establecido para esta mercadería en los contratos de importación de gas natural a la Argentina aplicables en cada momento. Asimismo, dicha resolución extendió para el GLP la metodología de cálculo aplicable a las retenciones sobre las exportaciones de petróleo crudo. 2.6.8.5 Régimen cambiario – Obligatoriedad de ingreso de divisas del 100 % para exportaciones de crudo y derivados. El Decreto N° 1.722/2011 del 25 de octubre de 2011 restableció la obligatoriedad de ingreso y negociación en el mercado de cambios, de la totalidad de divisas generadas por operaciones de exportación de crudo y derivados, gas natural y gases licuados. El presente decreto obliga a Petrobras Argentina a liquidar el 100% de las divisas generadas por todas sus exportaciones de bienes y servicios en Argentina. 2.6.8.6 Nuevas regulaciones a la actividad hidrocarburífera en Argentina. En mayo de 2012, se sancionó la Ley N° 26.741 que declara de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos. Asimismo se declara de utilidad pública y sujeto a expropiación el cincuenta y un por ciento (51%) del patrimonio de YPF S.A. y Repsol YPF Gas S.A. En julio de 2012, mediante el Decreto N° 1.277 se aprueba la reglamentación de la Ley N° 26.741 y se dicta el Reglamento de Soberanía Hidrocarburífera de la República Argentina, el cual dispuso la creación de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (la “Comisión”), dependiente de la Secretaría de Política Económica y Planificación de Desarrollo del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, como así también el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (el “Registro”). El Decreto N° 1.277/12 estableció la obligación por parte de las compañías de la industria del petróleo y gas de Argentina de presentar a la Comisión un plan anual de inversiones de exploración y explotación. La Comisión a su vez está obligada a diseñar un Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, que buscará la maximización de inversiones y la sustentabilidad de la industria en el corto, medio y largo plazo. Asimismo se derogan artículos de los Decretos N° 1.055/89, N°1.212/89 y N° 1.589/89 que se referían a la libre disponibilidad de los hidrocarburos producidos en áreas de concesión otorgadas, la libre comercialización en el mercado interno y externo, y la libertad de precios. La Sociedad ha cumplido con los requerimientos de información solicitados. Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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En febrero de 2013, mediante la Resolución N° 1/2013, la Comisión creó el “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural”, en el que pueden participar las empresas inscriptas en el Registro. La participación se realizará mediante la presentación de proyectos para incrementar el volumen total de gas natural a ser inyectado en el mercado interno durante el período propuesto. Una vez que el proyecto se implemente, se establece: a) una compensación para la inyección excedente en base a un precio de 7,5 USD / MBTU y b) una multa en el caso de que la compañía, dentro de un determinado plazo, no haya logrado el aumento de los volúmenes de producción comprometido. Con el objetivo de desarrollar los yacimientos de gas en Argentina, la Sociedad formalizó las presentaciones requeridas para la calificación de la Resolución N°1/2013 y hasta el momento la Comisión no se ha expedido. A su vez, en noviembre de 2013, mediante la Resolución N° 60/2013, la Comisión crea el “Programa Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”. Los productores tienen hasta el 31 de marzo de 2014 para presentar su Proyecto que contribuya al incremento de niveles de producción de gas natural. El mismo está destinado a empresas sin producción previa, o un tope de 3,5 MMm3/día, con incentivos de precios ante aumentos de producción, y penalidades de importación de GNL ante incumplimiento de volúmenes comprometidos. Asimismo, aquellas empresas que fueran beneficiarias del Programa mencionado en el párrafo precedente y reunieran las condiciones correspondientes, puedan solicitar el cese de su participación en aquel programa y su incorporación en el presente. 2.6.9. Provisiones Las provisiones se reconocen contablemente cuando: a) la Sociedad tiene una obligación presente (ya sea legal o asumida) como resultado de un hecho pasado; b) es probable que una salida de recursos será necesaria para cancelar tal obligación, y c) puede hacerse una estimación confiable del importe de la obligación. Las provisiones se miden al valor actual de los desembolsos que se espera que sean necesarios para liquidar la obligación teniendo en cuenta la mejor información disponible en la fecha de preparación de los estados financieros y en base a premisas y métodos considerados apropiados. Las estimaciones son revisadas y ajustadas periódicamente, a medida que la Sociedad obtiene información adicional. La tasa de descuento utilizada para determinar el valor actual refleja las evaluaciones actuales del mercado, en la fecha del balance, del valor temporal del dinero, así como el riesgo específico relacionado con el pasivo en particular. 2.6.10. Resultados por acción básico y diluido: La ganancia básica por acción se ha obtenido dividiendo la cifra del resultado del ejercicio atribuible a los accionistas de la Sociedad, entre la media ponderada de acciones ordinarias en circulación durante el ejercicio. La ganancia diluida por acción coincide con la ganancia básica, dado que la Sociedad no posee acciones preferidas ni deuda convertible en acciones, que pueda diluir este resultado. 2.6.11. Reconocimiento de ingresos: Los ingresos por ventas de crudo, gas natural, productos petroquímicos y refinados se reconocen con la transferencia del dominio de acuerdo con los términos de los contratos relacionados, lo cual se sustancia cuando el cliente toma propiedad del producto, asumiendo sus riesgos y beneficios, los precios han sido determinados y la cobrabilidad ha sido razonablemente asegurada. Los ingresos por ventas correspondientes a las actividades de producción de petróleo y gas natural, en los que la Sociedad tiene participación compartida con otros productores, se reconocen sobre la base de la participación contractual que la Sociedad detenta en cada consorcio con prescindencia de la asignación real. En caso de que se produzcan desbalanceos entre la asignación real y la asignación por contrato, esto dará lugar al reconocimiento de una deuda o de un crédito, según la producción asignada a la Sociedad sea en exceso o en defecto respecto de la producción resultante de su participación contractual en el consorcio. Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 la Sociedad mantiene registrado pasivos en concepto de desbalanceos de gas por un importe de 3, 4, y 6 respectivamente, que corresponden a 47, 57 y 80 millones de metros cúbicos, respectivamente.

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La Sociedad acuerda operaciones de intercambio de gas oil y de naftas comerciales con otras compañías refinadoras en localizaciones geográficas distintas, con el objetivo de optimizar la cadena logística. Estas transacciones se exponen netas en el Estado Consolidado de Resultados. Los ingresos por ventas correspondientes a la actividad de generación de electricidad se reconocen por el método del devengado, comprendiendo la energía y la potencia efectivamente despachadas, por el valor razonable de la contrapartida recibida o a recibir. 2.6.12. Operaciones discontinuadas: Se incluyen dentro de esta categoría a aquellas operaciones que constituyen una línea separada de negocios o un área geográfica de operaciones. Por lo indicado, la Sociedad ha clasificado como discontinuadas las operaciones en Brasil (Nota 18.2). Cuando la operación se clasifica como discontinuada, los Estados de Resultados Consolidados, los Estados de Resultados Integrales Consolidados y los Estados de Flujo de Efectivo Consolidados comparativos son modificados como si la operación hubiese sido discontinuada desde el inicio del período comparativo. 3. Juicios contables críticos y fuentes clave para la estimación de las incertidumbres En la elaboración de informaciones financieras es necesario utilizar estimaciones para ciertos activos, pasivos y otras transacciones. Aunque la Dirección de la Sociedad utiliza premisas y juicios que se revisan periódicamente, los resultados reales pueden diferir en relación a las estimaciones realizadas. Las estimaciones y criterios se evalúan periódicamente y se basan en la experiencia histórica y otros factores, incluyendo expectativas de hechos futuros que se considera son razonables en las circunstancias. A continuación se detallan las estimaciones y premisas más significativas: 3.1 Reservas de hidrocarburos Por reservas se entiende a los volúmenes de petróleo y gas (expresado en m3 equivalentes de petróleo) que originan o están asociados a algún ingreso económico, en las áreas donde la Sociedad opera o tiene participación (directa o indirecta) y sobre los cuales se posee derechos para su explotación, incluyendo los volúmenes de hidrocarburos relacionados con aquellos contratos de servicios en los cuales la Sociedad no tiene propiedad sobre las reservas ni sobre los hidrocarburos extraídos y las que se estiman serán producidas para el contratante bajo los contratos de obras. Existen numerosos factores que generan incertidumbre con respecto a la estimación de las reservas probadas y con respecto a la estimación de perfiles de producción futura, costos de desarrollo y precios, incluyendo diversos factores que escapan al control del productor. El procedimiento de cálculo de las reservas es un proceso subjetivo de estimación de petróleo crudo y gas natural a ser recuperado del subsuelo, que involucra cierto grado de incertidumbre. La estimación de reservas se realiza en función a la calidad de la información de geología e ingeniería disponible a la fecha de cálculo y de su interpretación. Las estimaciones de reservas son ajustadas en la medida que cambios en los aspectos considerados para la evaluación de las mismas así lo justifiquen o, al menos, una vez al año. Dichas estimaciones de reservas han tenido en cuenta las efectuadas por firmas de consultores hidrocarburíferos. 3.2. Provisión para abandono de pozos Las obligaciones relacionadas con el abandono de pozos una vez finalizadas las operaciones implican que la Gerencia realice estimaciones respecto de los costos de abandono a largo plazo y del tiempo restante hasta el abandono. Cabe destacar que la tecnología, los costos y las consideraciones de política, ambiente y seguridad cambian continuamente, lo que puede resultar en diferencias entre los costos futuros reales y las estimaciones.

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3.3 Deterioro del valor de los activos A los efectos de evaluar la recuperabilidad de los activos no financieros, los activos se agrupan en los menores niveles para los cuales existen flujos de fondos identificables individualmente Para dichos fines, cada sociedad asociada y cada sociedad controlada en forma conjunta se ha considerado como una UGE. 3.4. Contingencias La Sociedad está sujeta a diversas demandas, juicios y otros procedimientos legales que surgen en el curso habitual de sus negocios. Los pasivos con respecto a dichas demandas, juicios y otros procedimientos legales no pueden estimarse con certeza. La Sociedad analiza el estado de cada contingencia y evalúa la potencial exposición financiera, aplicando los criterios indicados en la nota 2.6.9, para lo cual elabora las estimaciones principalmente con la asistencia de los asesores legales. Las contingencias incluyen a los procesos judiciales pendientes o reclamos por eventuales perjuicios a terceros por daños originados en el desarrollo de las actividades, así como también reclamos de terceros originados en cuestiones de interpretación legislativa. La Sociedad evalúa la existencia de gastos adicionales directamente asociados con la resolución definitiva de cada contingencia, los cuales se incluyen en su valuación en el caso de que su monto pueda ser razonablemente estimado. Si la potencial pérdida no es probable, pero sí razonablemente posible, o es probable pero su monto no puede ser estimado, la naturaleza del pasivo contingente y una estimación de la posibilidad de ocurrencia se revela en nota a los estados financieros. Las contingencias consideradas remotas no son reveladas, a menos que involucren garantías, en cuyo caso se incluye en nota a los estados financieros la naturaleza de las garantías. 3.5 Medio ambiente: Los costos incurridos para limitar, neutralizar o prevenir la contaminación ambiental se activan sólo si se cumple al menos una de las siguientes condiciones: (a) se trata de mejoras en la seguridad; (b) se previene o limita el riesgo de contaminación ambiental; o (c) los costos se incurren para preparar a los activos para su venta y no incrementan el valor registrado por encima de su valor recuperable. Los pasivos relacionados con costos futuros de remediación son registrados cuando a partir de la evaluación ambiental es probable su materialización y los costos pueden ser estimados razonablemente. La oportunidad y la magnitud de dichas provisiones están generalmente enmarcadas en un plan de acción, sea éste un plan de remediación aprobado, o bien la venta o disposición de un activo. En general, la provisión se determina en función a la probabilidad de que un futuro compromiso de remediación pueda ser requerido. La valuación de los pasivos está determinada en función a la mejor estimación de la Sociedad del valor actual de los costos futuros, usando la tecnología disponible y aplicando las leyes y regulaciones relativas a la protección del medio ambiente actualmente vigentes, como así también las propias políticas de la Sociedad en la materia. 3.6 Beneficios al personal: A los efectos de reconocer los cargos relacionados con beneficios al personal, la Sociedad utiliza los supuestos actuariales indicados en la Nota 24.

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Gestión de riesgos financieros y del capital

4.1. Objetivos y políticas de gestión de riesgos Como consecuencia de sus operaciones, la Sociedad está expuesta a una serie de riesgos asociados a los mercados donde opera. La Sociedad adopta una metodología de gestión de riesgos integrada, donde el foco no está puesto en los riesgos individuales de las operaciones de las unidades de negocio, sino en una perspectiva más amplia enfocada en el monitoreo de los riesgos que afectan a todo su portafolio. La estrategia de gestión de riesgos de la Sociedad, en línea con la estrategia de integración de sus negocios, busca lograr un balance entre los objetivos de rentabilidad y el nivel de exposición al riesgo. La Sociedad y sus subsidiarias no contratan ni negocian instrumentos financieros derivados para fines especulativos. El Directorio de la Sociedad acuerda las políticas para la gestión y administración de cada uno de los riesgos que se mencionan a continuación, las cuales han sido aplicadas consistentemente en los períodos bajo análisis presentados en los presentes estados financieros: 4.1.1. Riesgos de precio de commodities Las operaciones que realiza Petrobras Argentina están afectadas por numerosos factores que se encuentran fuera del control de la Sociedad, incluyendo variaciones en los precios de mercado de sus productos, regulaciones del gobierno referidas a precios, impuestos y otros gravámenes, regalías y otros factores. En Argentina, una serie de regulaciones de los últimos años, focalizadas principalmente en el sector de energía y orientadas a reducir el impacto de presiones inflacionarias, han acotado la posibilidad de modificar los precios de los productos. En los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, Petrobras Argentina no ha utilizado instrumentos financieros derivados para mitigar riesgos relacionados con fluctuaciones en los precios de commodities. 4.1.2. Riesgos asociados a tipos de cambio El resultado de las operaciones y la situación financiera de la Sociedad son sensibles a variaciones en los tipos de cambio entre el peso argentino y otras monedas. La divisa que genera la mayor exposición es el dólar estadounidense. La exposición de Petrobras Argentina a otras monedas diferentes al dólar estadounidense no es significativa. La Sociedad tiene una posición monetaria activa neta en moneda extranjera debido a que una parte significativa de su endeudamiento está designado como cobertura de la inversión denominada en moneda extranjera, por lo cual las diferencias de cambio generadas por este endeudamiento se imputan en Otros resultados integrales.

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Los importes en libros de los activos y pasivos monetarios denominados en moneda extranjera al final de cada ejercicio sobre el que se informa, incluyendo la deuda designada como cobertura indicada anteriormente, son los siguientes:

Durante el ejercicio cerrado el 31 de diciembre de 2013, entre los meses de julio y octubre, la Sociedad utilizó instrumentos financieros derivados, los cuales no generaron resultados significativos. En los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2012 y 2011, la Sociedad no ha utilizado instrumentos financieros derivados para mitigar riesgos relacionados con fluctuaciones en los tipos de cambio. Análisis de sensibilidad del tipo de cambio En función de la situación financiera al 31 de diciembre de 2013, la Dirección estima que por cada aumento o disminución en el tipo de cambio de un 20% frente al dólar estadounidense daría lugar a una ganancia o pérdida antes de impuestos de 160. Adicionalmente, estima que se daría un aumento o disminución de 130 en Otros resultados integrales por la conversión de las operaciones denominadas en moneda extranjera, neto del endeudamiento designado como cobertura. Este análisis de sensibilidad no representa el riesgo cambiario inherente. Al 31 de diciembre de 2012 y 2011, la Dirección estimó que por cada aumento en el tipo de cambio de $ 0.10 frente al dólar estadounidense daría lugar a una ganancia antes de impuestos de 7 y 13 y a una disminución del patrimonio de 68 y 54, respectivamente.

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4.1.3. Riesgos asociados a tasa de interés La gestión del riesgo de tasa de interés busca reducir los costos financieros y limitar la exposición de la Sociedad al aumento en las tasas de interés. Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 aproximadamente el 90%, el 93% y el 98%, respectivamente del total de la deuda financiera estaba sujeta a tasas de interés fijas, y el resto estaba sujeta a tasas de interés variable. La información referida a la financiación de la Sociedad y a las tasas de interés relacionadas se indica en Nota 22. En los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, Petrobras Argentina no ha utilizado instrumentos financieros derivados para mitigar riesgos relacionados con fluctuaciones en las tasas de interés. Análisis de sensibilidad de tasa de interés Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 la deuda de la Sociedad sujeta a tasa de interés variable ascendía a 220, 189 y 54, respectivamente. En 2013, 2012 y 2011, teniendo en cuenta su escasa materialidad, la Sociedad no está expuesta a un riesgo significativo de flujo de fondos como consecuencia de cambios en las tasas de interés. 4.1.4. Riesgo de liquidez El riesgo de liquidez representa el riesgo de que la Sociedad no tenga fondos suficientes para cumplir con todas sus obligaciones, tanto de naturaleza económica, laboral o comercial. El riesgo de liquidez está asociado a la capacidad de la Sociedad para financiar sus compromisos y llevar a cabo sus planes de negocio con fuentes de financiamiento estables, así como también al nivel de endeudamiento y al perfil de vencimientos de la deuda financiera. Petrobras Argentina mantiene una política de protección frente al riesgo de liquidez. Para ello mantiene disponibilidades de recursos en efectivo, otros instrumentos financieros líquidos y líneas de crédito no comprometidas en volumen suficiente, para hacer frente a los vencimientos de préstamos y deudas financieras, además de un balance entre deuda de corto y largo plazo. La Sociedad tiene vigente una política de captación de fondos que establece parámetros para evitar concentración en las fuentes de financiamiento y las contrapartes crediticias. La Sociedad invierte sus fondos líquidos en entidades financieras locales y del exterior con una adecuada calificación crediticia. La Sociedad gestiona su liquidez de acuerdo con una política aprobada por su Directorio. Adicionalmente utiliza una metodología para el análisis y asignación de límites de crédito a las diferentes entidades financieras y fondos comunes de inversión de manera de minimizar el riesgo de crédito asociado. Índice de liquidez: A continuación se expone la determinación del índice de liquidez de la Sociedad para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011:

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Análisis de vencimientos de pasivos financieros A continuación se expone la estimación de las futuras obligaciones por vencimientos contractuales remanentes para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011. Estas estimaciones son realizadas en base a información disponible al cierre de 31 de diciembre de 2013 y puede no reflejar los importes reales en el futuro. Por lo tanto, los montos expuestos se proporcionan al sólo efecto ilustrativo.

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

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

(c) Corresponde principalmente a plazos menores a tres meses. Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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4.1.5. Riesgo de crédito El riesgo crediticio representa la exposición a posibles pérdidas derivadas de la falta de cumplimiento de contrapartes comerciales o financieras respecto a sus obligaciones asumidas para con la Sociedad. Este riesgo deriva principalmente de factores económicos y financieros, o de la posibilidad de que la contraparte entre en default. El riesgo de crédito está asociado a la actividad comercial de la Sociedad a través de los créditos por ventas otorgados a clientes, así como también a las disponibilidades y depósitos en bancos e instituciones financieras. La Sociedad, en el curso habitual de sus negocios y de acuerdo con su política de crédito, otorga crédito a una gran base de clientes, principalmente amplios sectores de la industria, incluyendo operadores de estaciones de servicio, refinadoras, exportadoras, compañías petroquímicas, distribuidores de gas natural, grandes usuarios de electricidad y distribuidores de energía eléctrica, entre otros. La Sociedad realiza permanentemente evaluaciones crediticias sobre la capacidad financiera de sus clientes, lo cual minimiza el riesgo potencial de pérdidas por incobrabilidad. La Sociedad constituye una previsión para deudores incobrables. Esta previsión representa la mejor estimación de la Sociedad de las posibles pérdidas en relación con los créditos por ventas. Al 31 de diciembre de 2012 los créditos por ventas de la Sociedad totalizan 2.592, de los cuales el 97% son a corto plazo y el 3% restante se clasifica como no corriente y corresponden principalmente a CAMMESA (empresa nacional encargada de comprar energía eléctrica a los generadores y venderla a los distribuidores). Exceptuando CAMMESA, que representa aproximadamente el 33% del total de los créditos por ventas, la Sociedad no tiene una concentración significativa de riesgo de crédito, estando dicha exposición atomizada entre un gran número de clientes y otras contrapartes. Ningún otro cliente concentra un porcentaje significativo del importe total de estas cuentas por cobrar. El riesgo de crédito de los fondos líquidos y otras inversiones financieras es acotado dado que las contrapartes son entidades bancarias con calificaciones crediticias consideradas adecuadas. La Sociedad también tiene vigente una política de liquidez. 4.1.6. Gestión del capital El objetivo principal de la gestión del capital de la Sociedad es mantener la calidad crediticia y ratios de capital que permitan sustentar su negocio y maximizar el valor para sus accionistas. Asimismo, Petrobras Argentina busca mantener un nivel de generación de fondos de sus actividades operativas que le permitan atender su plan de inversiones y cumplir con todos sus compromisos. En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, los fondos generados por las operaciones totalizaron 2.778, 2.902 y 1.695, respectivamente. El Directorio de las compañías donde Petrobras Argentina posee influencia significativa o ejerce control conjunto formulan sus propias políticas de gestión de riesgo.

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Índice de endeudamiento: A continuación se expone la determinación del índice de endeudamiento de la Sociedad para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011:

4.2. Instrumentos financieros por categorías Al 31 de diciembre de 2013, 2012, 2011, la clasificación de los instrumentos financieros por categoría es la siguiente:

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4.3. Valor razonable de los instrumentos financieros Para estimar los valores razonables de cada clase de instrumento financiero se han utilizado los siguientes métodos y supuestos:


Los valores contables de efectivo, equivalentes de efectivo, cuentas a cobrar y obligaciones a corto plazo se aproximan a su valor razonable, debido a los vencimientos a corto plazo de estos instrumentos.




El valor razonable de las participaciones en fondos comunes de inversión se reconoció sobre la base de precios cotizados en el mercado a la fecha de cierre del ejercicio para activos idénticos en mercados activos y, en consecuencia, se clasificó como Nivel 1.




El valor razonable de los títulos de deuda a largo plazo que cotizan en el mercado de valores se basa en precios de mercado cotizados a la fecha de cierre de ejercicio, y en relación con los títulos de deuda a largo plazo restantes, el valor razonable se estimó en base a las tasas corrientes a disposición de la Sociedad para títulos de deuda con vencimientos restantes similares.

A continuación se exponen los valores razonables estimados de los instrumentos financieros al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 valuados a costo amortizado, excepto de los instrumentos financieros mencionados anteriormente cuyos valores contables se aproximan a los valores razonables:

4.4. Valor razonable por jerarquía El valor razonable es una medición basada en el mercado que debe determinarse en base a supuestos que utilizarían los participantes del mercado en la determinación del precio de un activo o un pasivo. La Sociedad utiliza la siguiente jerarquía de tres niveles para la medición del valor razonable, que prioriza los datos observables utilizados en la valuación del valor razonable:


Nivel 1: Datos observables tales como precios cotizados en mercados activos para activos o pasivos idénticos;




Nivel 2: Datos diferentes a los precios cotizados en mercados activos, y que son observables ya sea directa o indirectamente; y




Nivel 3: Datos no observables con poca o ninguna información de mercado, en cuyo caso se requiere que la entidad informante desarrolle sus propios supuestos.

Si una o más de las informaciones significativas no estuvieran basadas en información de mercado observable, los instrumentos financieros relacionados son incluidos en el Nivel 3.

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5. Información por segmentos La Sociedad prepara esta información en base a criterios de segmentación por negocios y adicionalmente prepara información relevante por área geográfica. 5.1.Segmentación por negocios: Los segmentos de negocios fueron definidos en función a la forma regular por la que la gerencia analiza la información en la toma de decisiones. Las operaciones entre segmentos de negocios se llevan a cabo en el curso ordinario de los negocios en condiciones y a precios de mercado. Los términos de estas operaciones son comparables con los ofrecidos por u obtenidos de partes no vinculadas.

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

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Otras informaciones relevantes

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

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

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

6.1 Gastos imputables al costo de ventas

7. Gastos de administración y comercialización

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8. Gastos de exploración

9. Otros resultados operativos

(1) Corresponde a cargos relacionados con cuestiones medioambientales llevadas a cabo por la Sociedad, derivados del incremento de los niveles de exigencia de las políticas internas en materia medioambiental, alineados con estándares internacionales de excelencia. 10. Resultados financieros

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11. Ganancia por acción La Asamblea de Accionistas de la Sociedad celebrada el 29 de marzo de 2012 dispuso la capitalización de resultados no asignados por 1.009, a través de la emisión de 1.009.618.410 acciones ordinarias con valor nominal de $ 1 por acción. Conforme NIC 33, el promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación utilizado para el cálculo del resultado por acción se ajustó retroactivamente para todos los períodos presentados. El cálculo del resultado por acción, en sus versiones básica y diluida, se determina de acuerdo con lo expuesto a continuación:

No se han producido operaciones con acciones ordinarias o con acciones ordinarias potenciales entre la fecha de cierre del ejercicio y la fecha de presentación de los estados financieros. 12. Efectivo y equivalentes de efectivo

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13. Inversiones en sociedades relacionadas 13.1. Inversiones en negocios conjuntos

13.1.1. Distrilec: En el primer trimestre de 2013 la Sociedad vendió a Hidroeléctrica Piedra del Águila S.A. y a La Plata Cogeneración S.A. la totalidad de su participación directa e indirecta en PEDASA y PFB por un monto de USD 35 millones, reconociendo una pérdida de 34 imputados en Otros resultados operativos (Nota 9). Al 31 de diciembre de 2012, a través de PEDASA y PFB, la Sociedad mantenía una participación indirecta en Distrilec del 48,50%, sociedad controlante de EDESUR. 13.1.2. CIESA: Los accionistas de CIESA, sociedad controlante de TGS, sólo pueden vender las acciones Clase “A”, representativas del 51% del capital social de TGS, si contaran con la previa autorización de la autoridad regulatoria y la aprobación unánime de los accionistas de CIESA. 13.1.3. Valuación de las participaciones en CIESA y Distrilec: Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, la valuación de la participación directa e indirecta en CIESA es de 497 487 y 269, respectivamente. Al 31 de diciembre de 2011, la valuación de CIESA incluye (185) correspondiente a ajustes incorporados para homogeneizar los criterios de valuación a los de la Sociedad y 110 por la transferencia a Enron de las acciones de TGS. Al 31 de diciembre de 2012 y 2011, la valuación de la participación indirecta en Distrilec es de 202 y 455, respectivamente, que incluye 19 y 25 correspondientes al mayor valor de adquisición registrado por la Sociedad respecto al valor patrimonial de Distrilec al momento de su compra. La valuación contable de dichas participaciones no excede su valor recuperable. 13.1.4. Endeudamiento de CIESA: Como consecuencia del escenario macroeconómico configurado en la Argentina a partir de la sanción de la Ley de Emergencia Pública, CIESA no pagó a su vencimiento, en abril de 2002, el capital y la última cuota de intereses de sus obligaciones negociables emitidas en 1997 por un valor nominal de USD 200 millones, así como tampoco acuerdos de cap y collar de tasa de interés.

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A partir de abril de 2004, los accionistas y acreedores financieros de CIESA celebraron una serie de acuerdos, por los cuales, entre otras acciones, se previó la realización de ciertas transferencias accionarias a fin de proveer la flexibilidad necesaria para avanzar en la reestructuración de la deuda financiera de CIESA antes mencionada. En este sentido, el 1 de setiembre de 2005 celebraron un Acuerdo de Reestructuración de la Deuda Financiera (Acuerdo de Reestructuración), el cual estaba sujeto a las aprobaciones del ENARGAS y la CNDC, sucediéndose a partir de enero de 2009 una serie de reclamos judiciales ante los Tribunales de Nueva York. El 10 de mayo de 2011 CIESA suscribió un Acuerdo de Entendimiento con Pampa Energía S.A., Pampa Inversiones S.A. e Inversiones Argentina I Ltd. (“Grupo Pampa”), el cual pasó a ser, asimismo, titular de las obligaciones negociables, y el 18 de mayo de 2011 se suscribió una modificación al Acuerdo de Reestructuración por la cual el Grupo Pampa ingresó en dicho acuerdo. El 5 de octubre de 2011, mediante nota N° 11.362, el ENARGAS expresó no tener objeciones regulatorias al Acuerdo de Reestructuración y expresó que el mismo podrá hacerse efectivo una vez que se obtenga la aprobación por parte de la CNDC. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros, la autorización de la CNDC aún no fue obtenida. Con fecha 13 de julio de 2012, CIESA, el Grupo Pampa y la Sociedad llegaron a un acuerdo transaccional por el cual las partes involucradas desistieron de todos los reclamos, acciones y derechos bajo los juicios tramitados en los Tribunales de Nueva York, extinguiéndolos. Como resultado de este acuerdo, CIESA canceló la totalidad de la Deuda Financiera mediante: (i) la transferencia al Grupo Pampa del 4,3% de acciones de TGS; (ii) el pago de aproximadamente USD 130 millones; (iii) la condonación de la Deuda Financiera remanente; y (iv) la suscripción de una quinta modificación al Acuerdo de Reestructuración, mediante la cual, una vez obtenida la aprobación gubernamental pendiente, el Grupo Pampa recibirá acciones representativas del 40% del capital social de CIESA que se encuentran bajo el dominio fiduciario de The Royal Bank of Scotland, Sucursal Argentina. Como resultado de la cancelación total de la Deuda Financiera de CIESA, en el tercer trimestre de 2012 la Sociedad registró una ganancia de 291 por su participación accionaria en CIESA, de los cuales 221 y 165 están imputados en Otros resultados operativos y Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación, respectivamente, con un cargo de 95 en Impuesto a las ganancias. En virtud de la celebración del Acuerdo mencionado en la presente nota y a lo dispuesto en la reunión de Directorio de CIESA celebrada el 23 de octubre de 2012, el 2 de enero de 2013 CIESA notificó a la CNV de la cancelación formal de las Obligaciones Negociables iniciando los actos necesarios para el retiro de la Sociedad del Régimen de Oferta Pública y Cotización. 12.1.5.

Situación tarifaria de las empresas de servicios públicos

13.1.5.1. Marco general El escenario configurado a partir de la sanción de la Ley de Emergencia Pública implicó un profundo cambio en la ecuación económica – financiera de las empresas de servicios públicos, que resultaron afectadas, entre otros, por la devaluación de la moneda, la pesificación y la eliminación de las cláusulas indexatorias sobre las tarifas. La Ley de Emergencia Pública determinó la pesificación y la eliminación de cláusulas indexatorias sobre las tarifas de servicios públicos, quedando las tarifas establecidas en pesos a la relación de cambio 1 peso igual a 1 dólar. Asimismo, se autorizó al PEN a renegociar los contratos que tengan por objeto la prestación de servicios públicos, teniendo en cuenta los siguientes criterios: i) el impacto de las tarifas en la competitividad de la economía y en la distribución de ingresos, ii) la calidad de los servicios y los planes de inversión, cuando ellos estuviesen previstos contractualmente, iii) el interés de los usuarios y la accesibilidad de los servicios, iv) la seguridad de los sistemas comprendidos, y v) la rentabilidad de las empresas. Con fecha 12 de febrero de 2002 el PEN emitió el Decreto N° 293/02 a través del cual se encomendó al Ministerio de Economía y Producción la renegociación de los contratos con empresas de servicios públicos. En julio 2003, se creó la UNIREN con la misión de asistir en el proceso de renegociación de contratos de obras y servicios públicos, suscribir acuerdos integrales o parciales y elevar proyectos normativos concernientes a adecuaciones transitorias de precios y tarifas, entre otras cosas. Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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En diciembre de 2013 se sancionó la Ley N° 26.896, la cual extendió hasta el 31 de diciembre de 2015 el plazo para renegociar los contratos de obras y servicios públicos. 13.1.5.2. TGS Luego de que la UNIREN le remitiera distintas propuestas en vista a lograr la readecuación tarifaria de su contrato de concesión, las cuales oportunamente habían sido evaluadas como insuficientes, en octubre de 2008 TGS suscribió con la UNIREN un acuerdo transitorio que establece un aumento tarifario del 20% con efecto retroactivo a partir del 1 de setiembre de 2008, y la aplicación de los fondos originados por dicho aumento a un plan de inversiones en el sistema de transporte de gas previsto en el mismo acuerdo. Con fecha 3 de diciembre de 2009, el PEN emitió el Decreto N° 1.918/09 mediante el cual ratifica dicho acuerdo transitorio, por lo que TGS estará en condiciones de facturar a sus clientes el aumento tarifario luego que el ENARGAS publique el nuevo cuadro tarifario y defina la metodología de facturación del efecto retroactivo. Sin embargo, dicho acto administrativo no se efectivizó y ante la excesiva demora, en agosto de 2010, TGS solicitó por carta al ENARGAS la autorización para publicar el cuadro tarifario que contiene el incremento tarifario transitorio del 20% y la metodología de cobro del retroactivo de dicho aumento, solicitando la aplicación de una tasa de interés conforme la modalidad de pago que se establezca. El ENARGAS respondió a TGS que había remitido los antecedentes y el proyecto tarifario a la SCyCG, dependiente del MPFIPyS, con fundamento en la Resolución N° 2000/2005 del MPFIPyS. El 30 de setiembre de 2010, TGS interpuso una acción de amparo en los términos del artículo 43 de la Constitución Nacional y de la Ley N° 16.986, contra el ENARGAS y contra la SCyCG, a fin de obtener la implementación del nuevo cuadro tarifario. El 8 de noviembre de 2010, TGS fue notificada de la sentencia que hizo lugar al amparo solicitado, ordenando a la SCyCG a que en el término de 2 días devuelva al ENARGAS la documentación referida al nuevo cuadro tarifario aplicable a TGS en cumplimiento del Decreto N° 1.918/09, y al ENARGAS a que dentro de los 2 días de recibida la documentación citada fije el cuadro tarifario y la metodología de cobro del retroactivo. El ENARGAS y la SCyCG recurrieron la sentencia dictada. Asimismo, el 16 de noviembre de 2010, TGS recibió una invitación de la UNIREN a fin de avanzar en la renegociación del contrato de Licencia con el alcance y en los términos de la Ley de Emergencia Económica, para lo cual requiere la suspensión de la acción de amparo mencionada anteriormente. El 18 de noviembre de 2010, TGS resolvió autorizar la suspensión de la acción mencionada en el párrafo anterior por el plazo de 20 días hábiles renovables automáticamente a su vencimiento (excepto que el Directorio de TGS antes o al término de cada período decida no renovarlo), a fin de avanzar en la renegociación del contrato de Licencia. El 28 de diciembre de 2010, TGS solicitó por carta al ENARGAS y al MPFIPyS la suscripción del escrito de suspensión, la cual a la fecha de emisión de los presentes estados contables no ha tenido respuesta favorable. El 5 de abril de 2011, la Sala II de la Cámara de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal fijó el plazo de 60 días hábiles a la SCyCG para que tome la intervención que dispone la Resolución N° 2000/2005 y devuelva las actuaciones al ENARGAS, y al ENARGAS a que dentro de los 60 días hábiles administrativos de recibida las actuaciones citadas de la SCyCG para que verificado el cumplimiento de los recaudos establecidos en el acuerdo transitorio del 9 de octubre de 2008 se pronunciara acerca de la adecuación de tarifas y Régimen Tarifario de Transición allí previsto. TGS y el ENARGAS interpusieron sendos recursos extraordinarios, los cuales fueron rechazados por la Cámara de Apelaciones el 27 de mayo de 2011. El 14 de junio de 2011 el ENARGAS interpuso recurso de queja ante la CSJN. Por su parte, el 25 de agosto de 2011 la SCyCG devolvió las actuaciones administrativas citadas al ENARGAS dando cuenta que tomó la intervención que dispone la Resolución N° 2000/2005. El 11 de junio de 2012 la Corte Suprema de Justicia de la Nación requirió las actuaciones principales a los fines de resolver el recurso de queja interpuesto por el ENARGAS, habiendo la Sociedad dejado constancia del cumplimiento por parte de la SCyCG de la demanda judicial dispuesta a su respecto la CSJN el 28 de noviembre de 2013 rechazó el recurso de queja interpuesto por el ENARGAS contra la resolución que rechazó el Recurso Extraordinario interpuesto contra la sentencia que confirmó en lo sustancial la sentencia dictada por el Juez de Primera Instancia que hizo lugar a la acción de amparo interpuesta por la Sociedad. Ello así, y habiendo tomado intervención la Subsecretaría de Coordinación y Control de Gestión del MPFIPyS, solo resta que el ENARGAS, verificado el cumplimiento de los recaudos del Acuerdo Transitorio, se pronuncie, según corresponda, acerca de la adecuación de las tarifas y el régimen de transición allí previsto.

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En virtud del transcurso de más de un año desde la publicación del Decreto N° 1.918/09 y la concesión del mencionado recurso de apelación con efecto suspensivo, lo que denota un cambio sustancial en las condiciones que determinaron la registración original del ajuste tarifario, la Dirección de TGS resolvió: (i) discontinuar en adelante la registración de los ingresos correspondientes al aumento tarifario, y (ii) revertir la provisión del crédito registrada en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 y en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2010. Esta decisión de la Dirección de TGS no implica renuncia al derecho que le asiste en virtud del Decreto N° 1.918/09. La vigencia del acuerdo transitorio se extenderá hasta la fecha de entrada en vigencia del acuerdo de renegociación integral de la licencia a suscribir con el Gobierno Nacional. Según establece el acuerdo transitorio, TGS debería llegar a un consenso con la UNIREN sobre las modalidades, plazos y oportunidades de la suscripción del acuerdo integral antes de la fecha en que vence la Ley de Emergencia Económica. En el caso que no se llegue a dicho consenso, la UNIREN elevará un informe al PEN con las recomendaciones de los pasos a seguir. A principios de octubre de 2008, TGS recibió de la UNIREN una propuesta de acuerdo de renegociación integral (que incluye el aumento inicial de tarifas del 20%). En octubre de 2011 se recibió una nueva propuesta, similar a la anterior, y que aceptada por TGS permite a la UNIREN iniciar el procedimiento administrativo previsto para su firma cuando este en su caso concluya favorablemente luego de la intervención de los distintos organismos competentes. Inversión en CIESA/TGS Al 31 de diciembre de 2013 el valor de libros de la inversión en CIESA (accionista controlante de TGS) asciende a 497 y representa aproximadamente un 2% de los activos totales de Petrobras Argentina. La Sociedad ha efectuado la prueba de recuperabilidad del valor de dicha inversión en base a premisas de incrementos de tarifas del negocio de TGS, determinando que no deben registrarse pérdidas por desvalorización. La materialización de ciertas premisas utilizadas en la evaluación es altamente sensible al contexto económico y es contingente de hechos y acciones futuras, algunas de las cuales están fuera del alcance de la Dirección de la Sociedad y podrían afectar el valor contable de los activos.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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13.2. Inversiones en compañías asociadas

(1) Incluye Petrokariña S.A., Petroritupano S.A., Petroven-Bras S.A. y Petrowayú S.A (2) El movimiento de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, incluye (580), (189) y (65) imputados en “Otros resultados integrales” y (520), (285) y (281), imputados en “Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación”, respectivamente (Ver nota 13.3). Inversiones en las empresas mixtas en Venezuela En abril de 2005, el MEP instruyó a PDVSA a revisar los 32 convenios operativos celebrados por filiales de PDVSA con empresas petroleras entre 1992 y 1997. Dicha instrucción estableció que PDVSA debería tomar todas las medidas necesarias para convertir los convenios operativos a la modalidad de empresas mixtas. En agosto de 2006, se firmaron los contratos de conversión de los convenios operativos, a través de los cuales se estableció que la participación de los privados en las nuevas empresas fuera del 40%, correspondiéndole al estado venezolano la participación del 60%. Petroritupano S.A., Petrowayú S.A., Petroven-Bras S.A. y Petrokariña S.A. (en conjunto “empresas mixtas”) son empresas constituidas como resultado del proceso de migración de los convenios operativos que regulaban la explotación en Venezuela de las áreas de Oritupano Leona, La Concepción, Acema y Mata, respectivamente. Las empresas mixtas deben vender a PDVSA todos los hidrocarburos líquidos que produzcan en el área delimitada y el gas natural asociado (cuando así lo contemple el contrato), de acuerdo con una fórmula de precios asociada a marcadores internacionales como el WTS y WTI. Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, el valor contable de las participaciones directas e indirectas en las compañías mixtas neto de previsiones es de 3.078, 2.634 y 2.450, respectivamente. La recuperabilidad de estas inversiones es altamente sensible a la volatilidad del precio del petróleo crudo, a los cambios en materia económica, social y regulatoria en Venezuela, y en particular a los planes de negocio resultantes para el desarrollo de las reservas de tales compañías. En la determinación del valor recuperable, la Sociedad consideró: precios basados en los planes de negocios, curvas de producción, costos de las operaciones a valores de mercado y necesidades de inversión para el desarrollo de las reservas de dichas compañías. Las tasas de descuento utilizadas para la medición a valor razonable consideran el tipo de activo en cuestión, el segmento de negocio y el país donde se desarrollan las operaciones. Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 la Sociedad mantiene previsiones por desvalorización por 2.854, 1.803 y 1.329, respectivamente.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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En oportunidad de la firma de los respectivos contratos de conversión de los convenios operativos, en el año 2006 el Estado Venezolano reconoció a favor de la Sociedad un crédito divisible y transferible por un monto de USD 88,5 millones, que no devenga intereses y que podría ser utilizado para el pago de bonos de adquisición en el marco de cualquier nuevo proyecto de empresa mixta para el desarrollo de actividades de exploración y producción de petróleo, o de licencia para el desarrollo de operaciones de exploración y producción de gas en Venezuela. En virtud de que no se han concretado proyectos para su utilización, así como tampoco han resultado exitosas las gestiones para su transferencia a terceros y no se vislumbran otras alternativas de aplicación, la Sociedad mantiene previsionado íntegramente el valor del mismo. Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 la Sociedad mantiene previsiones por desvalorización por 574, 434 y 380, respectivamente. 13.3 Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación:

(1) Incluye una previsión por desvalorización de 520, 285 y 281 por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011. (2) En el ejercicio 2012, incluye 165 como resultado de la reestructuración de su deuda (Nota 13.1.4) 13.4 Dividendos cobrados:

13.5 Compra de PELSA El 31 de mayo de 2012 la Sociedad acordó la compra del 39,671% de la participación accionaria en PELSA a su sociedad controlante Petrobras Participaciones S.L. por USD 249,4 millones. A partir de la fecha indicada, Petrobras Argentina tiene el control societario de PELSA con una tenencia accionaria del 58,88%. El precio pactado entre las partes incluye adicionalmente una compensación contingente a favor del vendedor por el término de 10 años a partir de la adquisición que refleje el valor de cualquier identificación de recursos no convencionales comercialmente explotables en las áreas Entre Lomas, Bajada del Palo, Agua Amarga y Charco del Palenque. Dicha compensación se realizará considerando el valor de mercado de dichos recursos a la fecha de la valuación, y será realizada por una evaluadora independiente de prestigio internacional contratada de común acuerdo entre las partes. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros, no se han identificado recursos no convencionales comercialmente explotables, por lo cual la Sociedad no ha reconocido pasivos relacionados con esta transacción. A los efectos de la consolidación de dicha participación accionaria, la Sociedad incorporó los activos y pasivos de la subsidiaria a sus valores de libros a la fecha de la transacción. Teniendo en cuenta que el precio pagado resultó superior al valor de libros, la Sociedad reconoció 693 en el Patrimonio (Nota 2.6.5).

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Efectos de la consolidación de PELSA en los estados financieros de la Sociedad: Los activos y pasivos incorporados al 31 de mayo de 2012 fueron los siguientes:

Los resultados incorporados desde el 1° de junio de 2012 son los siguientes:

Si se hubieran consolidado desde el 1° de enero de 2012 los resultados incorporados hubieran sido los siguientes:

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13.6 Información sobre participación en sociedades relacionadas al 31 de diciembre de 2013

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13.7 Información relevante A continuación se expone la información mas relevante de los estados financieros de la subsidiaria con participación no controlante, aplicable a partir de la compra de la participación adicional en PELSA en mayo de 2012 (Nota 13.5):

Resultado de Negocios conjuntos y asociadas, por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011:

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14. Otras inversiones

15. Créditos por ventas y otros créditos

(1) El movimiento de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, incluye (9) (16) y (21) imputados en “Gastos de administración y comercialización” y al 31 de diciembre de 2011 incluye 35 por utilización. (2) Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 los créditos por ventas corrientes incluyen en promedio 4% de créditos vencidos no previsionados, los cuales no superan el plazo de 3 meses.

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(1) El movimiento de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, incluye (140) (54) y (28) imputados en “Otros resultados integrales”, respectivamente. El ejercicio 2012 incluye 143 de utilización. (2) Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 los créditos corrientes incluyen en promedio 4% de créditos vencidos no previsionados, los cuales no superan el plazo de 3 meses.

16. Inventarios

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17. Propiedad, planta y equipos Evolución del rubro

(1) Las disminuciones del rubro “Pozos productores, exploratorios y propiedad minera” del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 incluye 11 por desvalorización del área de Santa Cruz II, imputado en “Otros resultados operativos” (Nota 9).

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18. Operaciones discontinuadas y bienes mantenidos para la venta 18.1 Refinería San Lorenzo y otros activos del negocio de Refinación y Distribución El 4 de mayo de 2010 el Directorio de la Sociedad aprobó los términos y condiciones del acuerdo de venta a Oil Combustibles S.A. de la Refinería San Lorenzo, su planta fluvial y la red de comercialización de combustibles asociada. La operación se realizó por un total de USD 102 millones, valor que incluye los activos mencionados anteriormente y las existencias de petróleo y sus diferentes productos. La transferencia se efectivizó el 2 de mayo de 2011 y está sujeta a la aprobación de la CNDC. 18.2 Innova En marzo de 2011, la Sociedad, a través de su subsidiaria Petrobras Energía Internacional S.A., vendió en USD 332 millones a Petróleo Brasileiro S.A. su participación accionaria en Innova S.A., lo cual implicó la discontinuación de las operaciones en Brasil y la desafectación correspondiente de Otros resultados integrales por 134, reconociendo una utilidad antes de la consideración del impuesto a las ganancias de 723, incluido en Resultado por operaciones discontinuadas. A continuación se expone la apertura de las operaciones discontinuadas incluidas en los resultados e información relevante de los estados de flujo de efectivo por el período de tres meses terminado el 31 de diciembre de 2011: Estado de resultados

Estado de flujo de efectivo

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19. Capital social Al 31 de diciembre de 2013 el capital de la Sociedad asciende a 2.019, se encuentra totalmente suscripto, integrado y autorizado a oferta pública. Evolución del capital social en los últimos tres ejercicios sociales: 2013 Acciones ordi narias de V/N $ 1 y con derech o a 1 voto

2012

2.019

2.019

2011 1.010

La Asamblea de Accionistas de la Sociedad celebrada el 29 de marzo de 2012 dispuso la capitalización de resultados no asignados por 1.009, a través de la emisión de 1.009.618.410 acciones ordinarias de VN $ 1 y con derecho a 1 voto por acción. Con fecha 4 de setiembre de 2012 la CNV y la BCBA autorizaron la inscripción registral de dicha emisión.

20. Resultados no asignados

(1) La Asamblea de Accionistas de la Sociedad celebrada el 29 de marzo de 2012 dispuso la distribución de la totalidad de los resultados no asignados al 31 de diciembre de 2011 según normas locales vigentes a esa fecha, cuyo total ascendía a 6.725. Como consecuencia de la implementación de las NIIF, la Sociedad reconoció una diferencia negativa en los Resultados no asignados, por lo cual no le resultan de aplicación los términos de la Resolución General N° 609 de la CNV.

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21. Otras partidas del patrimonio

22. Préstamos 22.1. Programas globales de obligaciones negociables Programa global de USD 2.500 millones: Al 31 de diciembre de 2013, bajo este programa, se encuentra en circulación la Clase S, por un valor de USD 300 millones, con vencimiento en mayo de 2017, a una tasa de interés del 5,875% anual. La Clase S cuenta con el respaldo de un contrato de compra Standby Purchase Agreement provisto por Petróleo Brasileiro, según el cual, en caso de falta de pago del capital, intereses y cualquier otro monto adeudado por la Sociedad respecto de la Clase S, Petróleo Brasileiro estará obligada a comprar los derechos de los tenedores de las Obligaciones Negociables de recibir dichos pagos. El destino de los fondos ingresados por la emisión de obligaciones negociables ha sido la refinanciación de pasivos, la recomposición del capital de trabajo, inversiones en activos físicos situados en Argentina, o aportes de capital en sociedades, con aplicación de los fondos a los fines descriptos anteriormente. Las deudas originadas por las emisiones vigentes se exponen netas de la porción a devengar de los descuentos de emisión y de los costos incurridos por dichas emisiones. Programa global de USD 500 millones: La Asamblea General Extraordinaria de Accionistas de Petrobras Argentina S.A. celebrada el 21 de marzo de 2013 aprobó la constitución de un nuevo programa global de emisión de obligaciones negociables por hasta un monto máximo de capital en circulación en cualquier momento de USD 500 millones o su equivalente en otras monedas, con una vigencia de 5 años, o el plazo máximo que pueda ser fijado por la futura regulación que resulte aplicable. La creación del programa fue autorizada por la Resolución N° 17.162 de la CNV de fecha 15 de agosto de 2013. No se han emitido obligaciones negociables bajo este Programa.

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22.2. Cláusulas de cross default Las obligaciones negociables y otros endeudamientos financieros vigentes contienen cláusulas de cross default, según las cuales el Trustee, conforme a instrucciones recibidas de tenedores que representen al menos el 25% del capital en circulación correspondiente, en el caso de las obligaciones negociables o el acreedor financiero, según corresponda, puede declarar vencido la totalidad de los importes adeudados, en caso que cualquier endeudamiento de la Sociedad o de sus subsidiarias significativas fuese acelerado ó no fuese cancelado al vencimiento, siempre que dichos importes vencidos y no pagados excedan el mayor de USD 25 millones o el 1% del patrimonio de Petrobras Argentina al momento de dichos vencimientos, y siempre que el incumplimiento no haya sido anulado o subsanado dentro de los plazos legales y/o contractuales que fuesen aplicables. A la fecha de emisión de los presentes estados contables Petrobras Argentina ha cumplido con todas las cláusulas, compromisos y requisitos relacionados con su endeudamiento financiero. 22.3. Composición y evolución del rubro: El detalle de los préstamos al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 es el siguiente:

Movimientos de Préstamos El movimiento de los préstamos y financiamientos al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 se expone a continuación:

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

Los vencimientos de los préstamos al 31 de diciembre de 2013 son los siguientes:

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

(1) Corresponde al efecto impositivo de las diferencias de cambio originadas por: (i) la revaluación de la inversión neta denominada en moneda extranjera (imputada en el impuesto diferido), y (ii) por la revaluación del endeudamiento nominado en moneda extranjera designado como cobertura de dicha inversión (imputada en el impuesto estimado).

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

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

Los quebrantos pueden ser utilizados hasta las fechas indicadas a continuación:

24. Beneficios sociales y otros beneficios para el personal

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24.1. Plan de contribuciones definidas: Plan complementario de pensión para el personal En noviembre de 2005 el Directorio de Petrobras Argentina aprobó la implementación de un plan de contribuciones definidas de adhesión voluntaria para aquellos empleados que cumplan con determinadas condiciones. A través de este plan, Petrobras Argentina realiza aportes a un fideicomiso en una cuantía equivalente a las contribuciones de ley que efectúan los empleados adheridos al plan, de acuerdo con un esquema de contribución definido para cada nivel salarial. Los empleados adherentes pueden efectuar aportes voluntarios que excedan a los establecidos en el esquema de contribución, los que no son considerados a efectos de las contribuciones que debe efectuar la Sociedad. En los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, Petrobras Argentina bajo tal plan contabilizó pérdidas de 17, 15 y 12, respectivamente. 24.2. Planes de beneficios definidos: Plan “Indemnity” Es un plan de beneficios por el cual los empleados de la Sociedad que cumplan con determinadas condiciones son elegibles para recibir al momento de su egreso por jubilación un mes de sueldo por año de servicio en la empresa, con un mínimo de seis sueldos, de acuerdo con una escala decreciente conforme a los años de vigencia del Plan complementario de pensión para el personal. Fondo Compensador Es un plan de pensión al que tienen derecho aquellos empleados de Petrobras Argentina que hayan ingresado con anterioridad al 31 de mayo de 1995 y adheridos a los planes de contribuciones definidas vigentes en cada oportunidad y cuenten con la cantidad de años de servicio requerida. El beneficio es calculado en base al último salario computable de los trabajadores comprendidos en el fondo y a la cantidad de años de servicio. El plan es de naturaleza complementaria; esto significa que el beneficio recibido por el empleado consiste en el monto determinado de conformidad con las disposiciones del plan, después de deducir los beneficios otorgados en virtud del plan de contribuciones definidas mencionado en el apartado anterior, y del sistema de jubilaciones, de modo tal que la suma de los beneficios totales recibidos por cada empleado sea equivalente a lo definido en el plan. El plan requiere la realización de un aporte a un fondo por parte de la Sociedad, sin que resulte necesario aporte alguno por parte de los empleados. Los activos del fondo son aportados a un fideicomiso, y son invertidos en instrumentos de mercado de dinero denominados en dólares estadounidenses con el objetivo de preservar el capital acumulado y lograr un rendimiento acorde un perfil de riesgo moderado. Además, aunque no existe una asignación de destino de los activos para los años siguientes, los fondos son invertidos principalmente en bonos del Gobierno de los Estados Unidos, papeles comerciales con calificación A1 o P1, fondos mutuos con calificación AAAm- y certificados de depósito en bancos de Estados Unidos con calificación A + o superior, de conformidad con el Contrato de Fideicomiso firmado con el Bank of New York Mellon, de fecha 27 de marzo de 2002, debidamente enmendada por la Carta de Inversiones Autorizadas, de fecha el 14 de setiembre de 2006. El Bank of New York Mellon es el agente fiduciario, siendo Towers Watson el agente administrador. En caso de producirse un excedente, debidamente certificado por un actuario independiente, de los fondos fideicomitidos destinados a cancelar los beneficios definidos otorgados por el plan, Petrobras Argentina podrá optar por disponer del mismo, para lo cual deberá efectuar la comunicación correspondiente al agente fiduciario. El retorno esperado de los activos del plan se calcula en base al retorno promedio de inversiones de corto plazo comparables, más algunos ajustes en caso que sea necesario reflejar expectativas de retornos futuros.

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Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 la información actuarial más relevante relacionada con los planes de pensión de beneficios definidos descriptos es la siguiente:

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

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24.3. Otros beneficios al personal: Aquellos empleados de la Sociedad que resulten encuadrados bajo ciertos convenios de trabajo y que cumplan con las condiciones establecidas son elegibles para recibir al momento de su egreso, ya sea por jubilación o incapacidad, una determinada cantidad de sueldos. Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 la información actuarial más relevante relacionada con los beneficios por convenio descripto es la siguiente:

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

24.4. Financiamiento de los planes de pensión – Fideicomiso Optimum Petrobras La Sociedad, en su carácter de fiduciante, firmó un contrato de fideicomiso con el BNP Paribas Argentina Investment Partners S.A., en su carácter de fiduciario, cuyo activo fideicomitido está constituido por acciones de la Sociedad (Nota 2.6.5). Al 31 de diciembre de 2013, el activo fideicomitido está constituido por 5.808.428 acciones de la Sociedad. El fideicomiso tiene como único y exclusivo objeto el de realizar periódicamente el aporte de acciones y/o de los fondos que se obtengan producto de la venta de las acciones, con el objeto de que la Sociedad cumpla con las obligaciones de pago a los que se encuentra obligada en los términos del Fondo Compensador (Nota 24.2) y del Plan complementario de pensión para el personal (Nota 24.1).

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25. Provisiones

(1) El movimiento de los ejercicios 2013, 2012 y 2011 incluye (148) (21), y (37) correspondientes a pagos netos de nuevos cargos. Los ejercicios 2013 y 2011 incluyen 27 y 260 imputados en Otros resultados operativos (Nota 9). (2) El movimiento de los ejercicios 2013, 2012 y 2011 incluye 103, 30 y 112 imputados en Otros resultados operativos (Nota 9) y (44) (33) y (11) correspondiente a utilizaciones del ejercicio. El ejercicio 2011 incluye 28 imputado en Resultados financieros. (3) El saldo de pasivos por beneficios al personal que se encontraba incluido en Diversos al 31 de diciembre de 2012 y 2011 por 23 y 14 fue reclasificado al rubro Beneficios al personal según los indicado en la nota 2.2.1. Medio ambiente Las actividades de la Sociedad están sujetas a numerosas normas ambientales tanto en Argentina como en los demás países en los que opera. A juicio de la Dirección de la Sociedad, sus operaciones en curso cumplen en todos los aspectos relevantes con los requisitos ambientales pertinentes, según se interpretan y aplican a la fecha, incluyendo los compromisos regulatorios de saneamiento asumidos. La Sociedad no ha incurrido en responsabilidad significativa por contaminación resultante de sus operaciones. La Sociedad realiza evaluaciones de impacto ambiental respecto de sus nuevos proyectos e inversiones y, a la fecha, los requisitos y restricciones ambientales aplicables a esos nuevos proyectos no han producido un efecto adverso significativo en los negocios. Otras cuestiones La Sociedad mantiene divergencias interpretativas con la AFIP, con fiscos provinciales argentinos y con fiscos extranjeros sobre tributos aplicables a la actividad hidrocarburífera. La Dirección de la Sociedad y sus asesores legales estiman que la resolución de las cuestiones referidas no tendrá un efecto adverso significativo sobre la posición financiera ni sobre los resultados de las operaciones de la Sociedad. 26. Operaciones con partes relacionadas 26.1. Condiciones generales: Las operaciones con partes relacionadas se llevan a cabo en el curso ordinario de los negocios en condiciones y a precios de mercado. Los términos de estas operaciones son comparables con los ofrecidos por u obtenidos de partes no vinculadas. Compra de sociedades: El 31 de mayo de 2012 La sociedad acordó la compra del 39,671% de la participación accionaria de PELSA a su sociedad controlante Petrobras Participaciones S.L. (Nota 13.5)

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Ventas de sociedades: En diciembre de 2007 y en abril de 2009, Petrobras Argentina vendió a PIB BV (una subsidiaria de su sociedad controlante) el 40% inicial y el 60% remanente de su participación accionaria en PVIE por un valor de USD 423,3 millones y USD 619,4 millones, respectivamente. El precio pactado incluye adicionalmente una compensación contingente a favor de la Sociedad que refleje el valor del “Prospecto Kinteroni” en condiciones de mercado o, alternativamente, la no participación del comprador y su respectiva compensación. Dicha compensación a ser definida entre las partes se deriva del descubrimiento de gas y condensado en el prospecto Kinteroni del Lote 57, efectuado en enero de 2008. La Sociedad continúa negociando con el comprador con vistas a acordar dicha compensación. En marzo de 2011, la Sociedad vendió en USD 332 millones a Petróleo Brasileiro S.A. su participación accionaria en Innova S.A. (Nota 18.2) Operaciones financieras: En 2005, la Sociedad celebró un contrato de préstamo por USD 200 millones con PIB BV (acreedor), por un plazo de diez años, y a una tasa de interés del 7,22% anual, más impuestos. Dicho préstamo fue precancelado en abril de 2011. En febrero de 2008, la Sociedad aprobó la colocación de excedentes financieros de corto plazo en PIB BV, por hasta la suma de USD 300 millones, a una tasa de interés nominal anual pagadera mensualmente, equivalente a Libor de 30 días más 0,15%, con vencimiento en julio de 2008, disponiendo la Sociedad de la cláusula de repago anticipado. En diciembre de 2008, el préstamo fue renovado a través de dos nuevos préstamos que totalizaron USD 120 millones, uno por USD 107 millones entre PIB BV y Petrobras Argentina y otro por USD 13 millones entre PIB BV y una subsidiaria de Petrobras Argentina, Petrobras Holding Austria GMBH, ambos con vencimiento en diciembre de 2009, disponiendo la Sociedad de la cláusula de repago anticipado. De estos dos préstamos, USD 30 millones fueron cancelados antes de la fecha de vencimiento y USD 90 millones fueron cancelados al vencimiento. Garantías financieras: En 2007, Petrobras Argentina emitió obligaciones negociables Clase S por un valor de USD 300 millones, la cual cuenta con el respaldo de un contrato de compra Standby Purchase Agreement provisto por Petróleo Brasileiro (Nota 22). En diciembre de 2009, la Sociedad tomó dos préstamos por un monto total de USD 150 millones, los cuales están garantizados por Petróleo Brasileiro: uno de ellos con el Banco Itaú Europa, por un monto de USD 100 millones, a ser cancelado en 7 cuotas semestrales con vencimiento final en diciembre de 2013, y el otro préstamo, con el banco HSBC de Estados Unidos, por un monto total de USD 50 millones, con vencimiento en junio de 2012. Dichos préstamos fueron precancelados durante 2011. Operaciones comerciales: En el giro ordinario de sus negocios, la Sociedad realiza operaciones de compra y venta de petróleo crudo y derivados con PELSA, Refinor y EG3 Red, y operaciones de transporte de petróleo y gas con Oldelval y TGS. Adicionalmente, la Sociedad realiza importaciones y exportaciones de petróleo crudo y derivados con subsidiarias de Petróleo Brasileiro, especialmente con Braskem S.A. y Petrobras Global Trading BV.

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26.2. Saldos y operaciones con sociedades pertenecientes al mismo grupo económico Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, los saldos por operaciones con dichas sociedades son los siguientes:

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Las principales operaciones por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 con dichas sociedades son las siguientes:

En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, la Sociedad pagó a sus directores y principales ejecutivos un total aproximado de 18, 17 y 15 en concepto de remuneraciones, no existiendo pagos significativos de otros beneficios. Los miembros del Directorio y los principales ejecutivos no reciben pagos o compensaciones en acciones de la Sociedad.

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27. Operaciones en consorcios hidrocarburíferos 27.1. Consideraciones generales La Sociedad asume en forma conjunta y solidaria con los otros consorcistas el cumplimiento de las obligaciones de los contratos. Las áreas de producción en Argentina son contratos de producción bajo la forma de concesión, con libre disponibilidad del crudo. Por la producción computable de petróleo crudo y de gas natural en Argentina, de acuerdo con la Ley N° 17.319, se abonan regalías equivalentes al 12% sobre el valor en boca de pozo de dichos productos. Dicho valor se determina restando al precio de venta, el flete y otros gastos para disponer del hidrocarburo en condiciones de comercialización. En Bolivia, la sucursal de la Sociedad ejecuta, a nombre y representación de YPFB, con sus propios medios y por su exclusiva cuenta y riesgo, las actividades de exploración y producción dentro del área de Colpa Caranda. El contrato establece que YPFB es el titular de los hidrocarburos, que pagará las regalías, y el impuesto directo a los hidrocarburos, los que en conjunto ascienden al 50% de la producción valorizada en función a los precios de venta, y que aplicará el 80% del valor remanente en primera instancia al pago de los costos y las depreciaciones de las inversiones y el saldo será compartido entre YPFB y la sucursal de la Sociedad en base a un índice que surgirá de considerar, entre otros elementos, los volúmenes de producción, el ritmo de depreciación, precios e impuestos pagos. 27.2 Costos de abandono y taponamiento de pozos De acuerdo con las regulaciones vigentes en los países donde desarrolla sus operaciones de exploración y producción de petróleo y gas, la Sociedad (directa o indirectamente a través de subsidiarias) tiene la obligación de incurrir en costos relacionados con el abandono y taponamiento de pozos. La Sociedad no posee activos legalmente restringidos para la cancelación de dichas obligaciones. A continuación se expone la evolución de los pasivos por costos de abandono y taponamiento de pozos por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011:

27.3 Pozos exploratorios La evolución del costo de los pozos exploratorios durante los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 es la siguiente:

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27.4 Participación en áreas de petróleo y gas Al 31 de diciembre de 2013, Petrobras Argentina y sus sociedades relacionadas integran las áreas, uniones transitorias de empresas y consorcios de petróleo y gas que se indican a continuación:

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27.5 Concesión de explotación del área Veta Escondida Con fecha 4 de abril de 2012, mediante la sanción del Decreto Provincial N° 563/12, Petrobras Argentina fue notificada de la decisión del gobierno de la Provincia del Neuquén de decretar la caducidad de la concesión de explotación del área Veta Escondida. Al respecto, la Sociedad no ha incurrido en ningún incumplimiento que de lugar a esa decisión gubernamental, habiendo cumplido con todas las obligaciones como concesionarios. El 19 de diciembre de 2013, Petrobras Argentina, operador, y Total Austral con una participación del 55% y 45% de la concesión de explotación de Veta Escondida respectivamente, llegaron a un acuerdo extrajudicial con la Provincia del Neuquén y GyP, para solucionar el conflicto derivado de la sanción de dicho decreto, que llevó a Petrobras Argentina a iniciar acciones legales contra la Provincia del Neuquén. Se aguarda la sanción del Decreto del Poder Ejecutivo Provincial que apruebe este acuerdo. 27.6 Compromisos de inversión En Argentina, por su participación en los consorcios que tienen a su cargo la exploración de las áreas petroleras Río Colorado, Río Atuel, Borde del Limay y Chirete, al 31 de diciembre de 2013 la Sociedad mantiene compromisos de inversión por aproximadamente USD 8 millones, los cuales incluyen la perforación de pozos exploratorios. 27.7 Información relevante A continuación se expone cierta información relevante relacionada con los activos, pasivos y resultados derivados de las participaciones de la Sociedad en operaciones conjuntas al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011:

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

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28. Operaciones en Ecuador A partir del año 2006 el Gobierno Ecuatoriano implementó profundas reformas tributarias y regulatorias en la actividad hidrocarburífera, modificando significativamente las condiciones establecidas en oportunidad del otorgamiento de los contratos de participación. Contratos Modificatorios y Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos El 31 de octubre de 2008, EcuadorTLC S.A., Teikoku Oil Ecuador y Petroecuador, entre otros, suscribieron los Contratos Modificatorios que regularon la explotación del Bloque 18 y Palo Azul hasta que las partes negocien la migración a una nueva modalidad contractual. Con fecha 26 de julio de 2010, se aprobó por ministerio de ley la reforma a la Ley de Hidrocarburos vigente que estableció, entre otras cosas, la obligatoriedad de migrar a una nueva modalidad contractual antes del 24 de noviembre de 2010. Como resultado del proceso de negociación antes mencionado, la Sociedad decidió no aceptar la propuesta final recibida del Estado Ecuatoriano para migrar a contratos de servicios en el Bloque 18 y en el Campo Unificado Palo Azul. En consecuencia, mediante Resolución de fecha 25 de noviembre del 2010, la Secretaría de Hidrocarburos notificó a EcuadorTLC S.A. la terminación de dichos Contratos de Participación y encargó a Petroamazonas EP el desarrollo del proceso de transición operacional. De acuerdo con lo estipulado en la cláusula novena de los Contratos Modificatorios, el Estado Ecuatoriano deberá indemnizar a las contratistas por un valor equivalente a las inversiones no amortizadas al cierre de cada ejercicio económico, actualizadas a una tasa de interés anual apropiada para este tipo de proyectos en Ecuador, estableciéndose un plazo para que la Sociedad y el Estado Ecuatoriano negocien la determinación de la liquidación del contrato. El 18 de marzo de 2011, la Secretaría de Hidrocarburos, mediante el Oficio N° 626, informó a la Sociedad que se encontraba analizando y estructurando un marco normativo para determinar la liquidación de los contratos. Con fecha 11 de abril de 2011 la Sociedad respondió este Oficio rechazando sus términos por no adecuarse al procedimiento para la determinación del valor de liquidación establecido por las propias partes en los Contratos Modificatorios, el cual no puede ser modificado unilateralmente. En este sentido, la Sociedad comunicó a la Secretaría de Hidrocarburos que continuará dando curso al procedimiento contractual. Con fecha 9 de diciembre de 2011, la Sociedad notificó al Estado Ecuatoriano la existencia de una controversia bajo los términos del Tratado para la Promoción y Protección Recíproca de Inversiones suscrito entre la República Argentina y la República del Ecuador. Ello implica la apertura de un período de negociaciones previo al inicio de un posible arbitraje. Adicionalmente con fecha 21 de junio de 2013, no habiendo alcanzado un acuerdo con el Estado Ecuatoriano, EcuadorTLC S.A., Cayman International Exploration Company y Teikoku Oil Ecuador, miembros del Consorcio, presentaron ante el Estado Ecuatoriano, una carta de notificación de controversia en los términos de los Contratos Modificatorios manifestando su decisión de someter dicha controversia a arbitraje internacional, de conformidad con el Reglamento de Arbitraje de la Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional, Al 31 de diciembre de 2013 la Sociedad mantiene registrados 347 a ser recuperados del Estado Ecuatoriano de acuerdo con lo estipulado en los Contratos Modificatorios, expuestos en Otros créditos corrientes (Nota 15). Dicho monto no incluye el cálculo de la actualización prevista en dichos contratos, dado que la Sociedad considera que no es posible determinar con certeza la tasa de actualización a ser aplicada. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros, la Sociedad se encuentra realizando las gestiones necesarias con el objetivo de obtener del Estado Ecuatoriano el pago de la compensación prevista en dichos contratos. Contrato de transporte de crudo con OCP La Sociedad mantiene un contrato con OCP, en virtud del cual asumió un compromiso por capacidad de transporte de petróleo de 80.000 barriles diarios por el término de 15 años a partir del 10 de noviembre de 2003. Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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El contrato de transporte es del tipo “Ship or Pay”, por lo cual la Sociedad debe cumplir con sus obligaciones contractuales por la totalidad del volumen contratado, con prescindencia del volumen real transportado, abonando, al igual que los restantes productores, una tarifa que cubre, entre otros, los costos operativos y servicios financieros de OCP. Durante la vigencia de los Contratos Modificatorios, los costos por capacidad de transporte facturados por OCP fueron cargados a gastos mensualmente. Los costos correspondientes al volumen de crudo efectivamente transportado se imputaron en la línea “Gastos de administración y comercialización”, mientras que la porción correspondiente a la capacidad de transporte contratada y no utilizada, se expuso en la línea “Otros resultados operativos” (Nota 9). La Sociedad tiene el derecho de vender la capacidad de transporte en el OCP para mitigar el impacto negativo derivado de su no utilización. En este sentido, la Sociedad negocia periódicamente la venta de capacidad de transporte contratada. Con fecha 31 de diciembre de 2008, la Sociedad suscribió un convenio con Petroecuador por el cual el Estado Ecuatoriano asumió el compromiso de que el crudo disponible de su propiedad que transporta por el OCP, a partir del 1 de enero de 2009 se efectúe con cargo a la capacidad de transporte de petróleo contratada por la Sociedad, hasta un volumen máximo de 70.000 barriles por día. Adicionalmente, la Sociedad ha vendido capacidad de transporte de aproximadamente 8.000 barriles diarios de petróleo para el período julio de 2004 a enero 2012. Como consecuencia de los incumplimientos contractuales por parte de los compradores, la Sociedad se encuentra realizando los reclamos pertinentes. Finalmente, el 40% del compromiso contractual neto, resultante de lo descripto, ha sido asumido por Teikoku Oil Ecuador, como contraprestación por la cesión a esta sociedad de la participación del 40% en el Bloque 18 y Palo Azul en Octubre 2008. En relación con los compromisos indicados, al 31 de diciembre de 2013 la Sociedad mantiene registrado un pasivo por la capacidad de transporte neta contratada con OCP, expuesto en Provisiones corrientes y no corrientes por 92 y 288, respectivamente (Nota 26.2). Las premisas utilizadas para el cálculo de la provisión incluyen principalmente la estimación de la tarifa aplicable y la capacidad de transporte utilizada por terceros. Las tasas de descuento utilizadas para la medición consideran el tipo de pasivo en cuestión, el segmento de negocio y el país donde se desarrollan las operaciones. La Sociedad debe mantener cartas de crédito a los efectos de asegurar el cumplimiento de sus compromisos financieros relacionados al contrato de transporte “Ship or Pay” con OCP y los correspondientes a las obligaciones comerciales de OCP. Dichas cartas de crédito, con vencimiento final en diciembre de 2018, se liberarán gradualmente en la misma proporción en que se extingan los compromisos indicados. Al 31 de diciembre de 2013, la Sociedad mantiene cartas de crédito por un total aproximado de USD 74 millones. A medida que las cartas de crédito venzan, la Sociedad deberá renovarlas, reemplazarlas o en su defecto dichos montos deberán ser integrados en efectivo. Inversión en OCP OCP mantiene divergencias interpretativas con el fisco ecuatoriano. Durante el ejercicio 2013 se han emitido diversos pronunciamientos judiciales encontrados. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros, la Dirección de OCP se encuentra analizando los pasos administrativos o judiciales a seguir. La Dirección de la Sociedad estima que la resolución de estas cuestiones no tendrá un efecto adverso significativo sobre la posición financiera de la Sociedad.

29. Aportes para financiar obras en el sector energético en la Argentina 29.1.

FONINVEMEM, acuerdo 2008/2011 y resolución SE N° 95/2013:

A través de la Resolución N° 712/04, la Secretaría de Energía creó un fondo de inversión denominado FONINVEMEM I con el propósito de alentar a los acreedores del MEM a participar en inversiones orientadas a aumentar la oferta disponible de generación eléctrica en Argentina. En 2007, a través de la Resolución N° 564/07, la Secretaría de Energía convocó a los agentes del MEM para participar en el llamado del FONINVEMEM II cuyo objetivo ha sido complementar el financiamiento del FONINVEMEM I.

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Adicionalmente, en noviembre de 2010 la Secretaría de Energía y los generadores del MEM (entre los cuales se incluye la Sociedad) firmaron un Acuerdo que, entre otros, tiene como objetivos: (i) viabilizar el ingreso de nueva generación para cubrir el aumento de la demanda de Energía y Potencia en el MEM; (ii) mejorar la disponibilidad del equipamiento de generación existente; (iii) determinar un mecanismo para la cancelación de las acreencias que se configuren entre el período 2008 / 2011 y (iv) el reconocimiento de un mayor precio por potencia e incremento en los costos reconocidos de operación y mantenimiento. El 24 de Enero de 2012 Secretaría Energía mediante Nota N° 495/12 suspendió el mayor reconocimiento de costos de operación y mantenimiento y mayor precio de Potencia afectando la remuneración que perciben los generadores. El 26 de marzo de 2013, la Secretaría de Energía emitió la Resolución N° 95 que implicó la modificación en la remuneración de los Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM exceptuando a los Generadores Plus, la Generación Hidroeléctrica Binacional y Generación Nuclear entre otros. Entre sus principales cambios, se encuentra la modificación de la remuneración que perciben los Generadores Comprendidos, que para el caso de Petrobras comprende al Ciclo Combinado de Genelba y la Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú. La nueva Resolución, estableció que los Generadores tenían la opción de adherir o no a las condiciones establecidas. El 31 de Mayo de 2013, la compañía adhirió a la nueva normativa quedando las centrales anteriormente mencionadas encuadradas bajo la nueva Resolución. FONINVEMEM El financiamiento del FONINVEMEM I y II se realizó a través de los aportes del 65% y del 50% de las acreencias que se configuraron en los períodos 2004-2006 y en el año 2007, respectivamente, respecto del margen entre el precio de venta de la energía y el costo variable de su generación. Los fondos aportados al FONINVEMEM I por todos los generadores privados del MEM totalizaron aproximadamente USD 470 millones, de los cuales Petrobras Argentina aportó USD 42 millones. Adicionalmente, la Sociedad recuperó las acreencias del año 2007 por USD 16 millones bajo los términos de la Resolución SE N° 564/07. El 17 de octubre de 2005 y bajo los términos de la Resolución N° 1.193 de la Secretaría de Energía, Petrobras Argentina conjuntamente con otros acreedores del MEM manifestaron formalmente su decisión de gestionar la construcción, operación y mantenimiento de dos centrales de ciclo combinado de 820 MW cada una. El costo de la construcción de ambas centrales fue de aproximadamente USD 1.300 millones, financiado parcialmente con los aportes de los generadores al FONINVEMEM I y II. Para la compra de equipos y la construcción, operación y mantenimiento de las centrales se crearon dos fideicomisos. La gestión de compra del equipamiento, la construcción, operación y mantenimiento de cada una de las centrales está a cargo de las sociedades Termoeléctrica José de San Martín S.A. y Termoeléctrica Manuel Belgrano S.A., las cuales a su vez poseen un contrato de suministro de energía eléctrica por 10 años con CAMMESA por el 80% de la energía generada a un precio que le permite cubrir todos sus costos. Asimismo, el contrato también contempla el pago de las acreencias del FONINVEMEM I y II y las deudas contraídas para el financiamiento de la inversión inicial. El 20% restante de la energía es comercializada en el mercado spot. Al finalizar el contrato de suministro, se transferirá a las sociedades generadoras la titularidad de los activos fideicomitidos respetando la proporción aportada para el financiamiento de la inversión. A fines de diciembre de 2009 ya se encontraban habilitadas y operando a ciclo abierto las turbinas de gas de las dos centrales, en tanto que comenzaron a operar a ciclo combinado en el primer trimestre de 2010. La Sociedad está actualmente recuperando los fondos aportados en el FONINVEMEM I, convertidos a dólares estadounidenses y ajustados con una tasa de interés libo + 1% anual, en 120 cuotas mensuales desde marzo de 2010, cuando ambas centrales ingresaron en operación bajo la configuración a ciclo combinado. Al 31 de diciembre de 2009 los fondos aportados por la Sociedad al FONINVEMEM II fueron recuperados en su totalidad mediante la inversión en proyectos de generación de energía adicional bajo los términos de la Resolución N° 564/2007 de la Secretaría de Energía, por el cual la Sociedad construyó la central termoeléctrica Genelba Plus de 165 MW que se erige actualmente en el mismo predio que la Central Térmica Genelba.

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Acuerdo 2008/2011 Con fecha 25 de noviembre de 2010, la Secretaría de Energía y los Generadores firmaron el Acuerdo 2008/2011, el cual se materializan a través de proyectos de nueva generación, que deberán ser presentados por los Generadores ante la Secretaría de Energía para su selección y posterior aprobación. Con respecto a la remuneración a los generadores que adhirieron al Acuerdo, se prevía ciertos mecanismos que les permitieron preservar sus márgenes de contribución principalmente en lo que respecta a remuneración por Potencia, reconocimientos de mayores costos variables de mantenimiento y otros no combustibles. El mecanismo indicado estuvo vigente hasta el 31 de diciembre de 2011, con la aplicación de la Nota N° 495/12 indicada precedentemente. En octubre de 2011, la Sociedad junto con la Secretaría de Energía firmaron un Acuerdo Complementario, en el marco del Acuerdo 2008/2011, por el cual la Secretaría de Energía aprobó los términos generales de un proyecto de inversión presentado por la Sociedad para el cierre del ciclo combinado en la unidad actual de Genelba Plus. Dicho Acuerdo Complementario estableció un plazo de un año para su instrumentación y ejecución, transcurrido ese plazo el Acuerdo podrá quedar sin efecto en caso que algunas de las partes así lo desee, no generando responsabilidad futura para ninguno de los involucrados. Actualmente continúan las negociaciones con el Gobierno Nacional para avanzar con el proyecto. Resolución SE N° 95/2013 En marzo de 2013, la Secretaría de Energía sancionó la Resolución N° 95/2013 que implicó la modificación en el esquema de remuneración de los Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM exceptuando a los Generadores Plus, la Generación Hidroeléctrica Binacional y Generación Nuclear entre otros. Entre las principales modificaciones de aplicación para los Generadores que han adherido a este nuevo esquema son: a)

Cambios en la remuneración de los agentes generadores según su escala y tecnología. Se remuneran costos fijos y variables no combustibles como así también una remuneración adicional (estos últimos dos ítems se pagarán en función de la generación de cada máquina). Una parte de la remuneración adicional se destinará a un fideicomiso que financiará obras del sector eléctrico. b) Suspensión transitoria de las contrataciones entre privados, tanto de energía eléctrica como de combustibles e insumos asociados, que serán administrados por CAMMESA

29.2.

Fideicomiso Financiero de Obra Gasoducto Sur

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

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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30. Avales, fianzas y garantías otorgadas Los avales, fianzas y garantías al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 no expuestos en las restantes notas ascienden a 120, 45 y 18, respectivamente. Adicionalmente, en ciertas operaciones comerciales en las cuales la Sociedad y la contraparte actúan como clientes y proveedores, ambas partes emiten avales sobre dichas operaciones por valores equivalentes, los cuales al 31 de diciembre de 2013 ascienden a 241. Asimismo, al 31 de diciembre de 2013, la Sociedad mantenía los siguientes compromisos contractuales:

(1) Precio estimado de $ 0,32 por MMm3. (2) Los precios son determinados generalmente por fórmulas basadas en precios de mercados de futuro. Los precios estimados en esta tabla, utilizados para calcular el equivalente monetario de estas obligaciones de compra, se basan en precios corrientes de mercado al 31 de de diciembre de 2013 y pueden no reflejar los precios reales en el futuro. En consecuencia, los montos en pesos expuestos en esta tabla con respecto a estas obligaciones se proporcionan al sólo efecto ilustrativo. 31. Hechos posteriores Con fecha 31 de enero de 2014 el Directorio de la Sociedad aprobó la venta a YPF de su participación en la UTE Puesto Hernández por un monto de 40,7 millones de USD, estimándose una utilidad antes de impuestos a las ganancias de aproximadamente 170. Esta operación representa para la Sociedad la terminación anticipada de dicho contrato de UTE, cuyos activos representan aproximadamente el 1% del total de los activos de la Sociedad.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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32. INFORMACIÓN REQUERIDA POR EL ART. 64, APARTADO I, INC. B) DE LA LEY 19.550 POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2013, 2012 Y 2011 (Expresados en millones de pesos)

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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33. Reservas petroleras y gasíferas (INFORMACIÓN NO CUBIERTA POR EL INFORME DE LOS AUDITORES) El siguiente cuadro refleja, segregado por área geográfica y según se trate de sociedades controladas y bajo control conjunto o sociedades vinculadas, las reservas probadas estimadas de petróleo (incluye petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural) y gas natural al 31 de diciembre de 2013:

(1) En miles de barriles (2) En millones de pies cúbicos La Sociedad efectúa una reestimación de sus reservas con una frecuencia de por lo menos una vez al año. Las estimaciones de reservas al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 fueron auditadas por DeGolyer and MacNaughton. Las revisiones técnicas efectuadas por los mencionados consultores técnicos internacionales cubrieron aproximadamente el 73%, 76% y 73% de las reservas estimadas por la Sociedad al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, respectivamente.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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Luis M. Sas Director

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INFORME DE LOS AUDITORES A los señores Accionistas, Presidente y Directores de Petrobras Argentina S.A. Domicilio legal: Maipú 1, piso 22 Ciudad Autónoma de Buenos Aires C.U.I.T. 30-50407707-8 1. Hemos auditado los estados financieros consolidados adjuntos de Petrobras Argentina S.A. y sus sociedades controladas que comprenden el estado de situación financiera consolidado al 31 de diciembre de 2013, los estados consolidados de resultados, del resultado integral, de cambios en el patrimonio y de flujos de efectivo por el ejercicio finalizado en esa fecha, y un resumen de las políticas contables significativas y otra información explicativa. 2. El Directorio de la Sociedad es responsable por la preparación y presentación razonable de estos estados financieros consolidados de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) adoptadas como normas contables profesionales argentinas por la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (FACPCE) e incorporadas por la Comisión Nacional de Valores (CNV) a su normativa, tal y como fueron aprobadas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB por sus siglas en inglés). Asimismo, el Directorio es responsable de la existencia del control interno que considere necesario para posibilitar la preparación de estados financieros consolidados libres de distorsiones significativas originadas en errores o en irregularidades. Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión sobre los estados financieros consolidados, en base a la auditoría que efectuamos con el alcance detallado en el párrafo 3. 3. Excepto por lo indicado en el párrafo 4, nuestro examen fue practicado de acuerdo con normas de auditoría vigentes en la República Argentina. Tales normas requieren que planifiquemos y realicemos nuestro trabajo con el objeto de obtener un razonable grado de seguridad que los estados financieros consolidados estén exentos de errores significativos y formarnos una opinión acerca de la razonabilidad de la información relevante que contienen los estados financieros consolidados. Una auditoría comprende el examen, en base a pruebas selectivas, de evidencias que respaldan los importes y las informaciones expuestas en los estados financieros consolidados. Una auditoría también comprende una evaluación de las normas contables aplicadas y de las estimaciones significativas hechas por la Sociedad, así como una evaluación de la presentación general de los estados financieros consolidados. Consideramos que la auditoría efectuada constituye una base razonable para fundamentar nuestra opinión. 4. No hemos podido realizar procedimientos de auditoría sobre la información financiera al 31 de diciembre de 2013 que sustenta el valor registrado por las inversiones directas e indirectas en las empresas mixtas en Venezuela cuyo monto registrado asciende a $ 3.078 millones al 31 de diciembre de 2013.

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5. La Sociedad ha estimado el valor recuperable de su inversión directa e indirecta en Compañía de Inversiones de Energía S.A. (CIESA), cuyo valor registrado asciende a $ 497 millones y $ 487 millones al 31 de diciembre de 2013 y 2012 respectivamente. Tal como se menciona en la Nota 13, la materialización de ciertas estimaciones significativas realizadas por la Sociedad a los efectos de determinar el valor recuperable de esta inversión, depende de hechos y acciones futuros, algunos de los cuales están fuera de su control directo y podrían, eventualmente, afectar el valor registrado de este activo. 6. En nuestra opinión, excepto por el efecto que sobre los estados financieros consolidados podrían tener los eventuales ajustes y/o reclasificaciones, si los hubiere, que pudieran resultar de no haber mediado la limitación en el alcance de nuestro trabajo indicada en el párrafo 4, y sujeto al efecto que sobre los estados financieros consolidados podrían tener los eventuales ajustes y/o reclasificaciones, si los hubiere, que pudieran requerirse de la resolución de la incertidumbre descripta en el párrafo 5, los estados financieros consolidados mencionados en el párrafo 1. presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera consolidada de Petrobras Argentina S.A. y sus sociedades controladas al 31 de diciembre de 2013 y su resultado integral consolidado y los flujos de efectivo consolidados por el ejercicio finalizado en esa fecha, de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera. 7. Las cifras incluidas en los presentes estados financieros consolidados correspondientes al 31 de diciembre de 2011, surgen de los estados financieros emitidos por la Sociedad de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera, los cuales fueron examinados por otro auditor, quien emitió su informe de auditoría el día 25 de julio de 2012, con salvedades relacionadas con incertidumbres acerca de (i) las premisas utilizadas por la Sociedad para determinar el valor recuperable de las empresas mixtas de Venezuela y de CIESA y (ii) el desarrollo futuro del negocio de Edesur S.A. y consecuentemente sobre los flujos de fondos, los resultados futuros y la recuperabilidad del valor registrado de los activos no corrientes de Distrilec al 31 de diciembre de 2011.

8. En cumplimiento de disposiciones vigentes informamos, respecto de Petrobras Argentina S.A., que: a) los estados financieros consolidados de Petrobras Argentina S.A. se encuentran asentados en el libro "Inventarios y Balances" y cumplen, en lo que es materia de nuestra competencia, con lo dispuesto en la Ley de Sociedades Comerciales y en las resoluciones pertinentes de la Comisión Nacional de Valores; b) los estados financieros individuales de Petrobras Argentina S.A. surgen de registros contables llevados en sus aspectos formales de conformidad con normas legales, que mantienen las condiciones de seguridad e integridad en base las cuales fueron autorizados por la Comisión Nacional de Valores;

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c) hemos leído la sección “Síntesis de la Estructura Patrimonial y de Resultados” de la Memoria, sobre la cual, en lo que es materia de nuestra competencia, no tenemos otras observaciones que formular que las indicadas en los párrafos 4 y 5. Respecto de la información referida al 31 de diciembre de 2011, deberá tenerse en consideración lo indicado en el párrafo 7; d) al 31 de diciembre de 2013 la deuda devengada a favor del Sistema Integrado Previsional Argentino de Petrobras Argentina S.A. que surge de los registros contables y de las liquidaciones de la Sociedad ascendía a $ 32.007.826, no siendo exigible a dicha fecha; e) de acuerdo con lo requerido por el artículo 21°, inciso e), Capítulo III, Sección IV, Título II de la normativa la Comisión Nacional de Valores, informamos que el total de honorarios en concepto de servicios de auditoría y relacionados facturados a la Sociedad en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 representan: e.1) el 100% sobre el total de honorarios por servicios facturados a la Sociedad por todo concepto en dicho ejercicio; e.2) el 57,6% sobre el total de honorarios por servicios de auditoría y relacionados facturados a la Sociedad, sus sociedades controlantes, controladas y vinculadas en dicho ejercicio; e.3) el 57,6% sobre el total de honorarios por servicios facturados a la Sociedad, sus sociedades controlantes, controladas y vinculadas por todo concepto en dicho ejercicio;

f) hemos aplicado los procedimientos sobre prevención de lavado de activos y financiación del terrorismo para Petrobras Argentina S.A. previstos en las correspondientes normas profesionales emitidas por el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 12 de febrero de 2014

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Estados financieros individuales al 31 de diciembre de 2013 (presentados en forma comparativa con 2012 y 2011)

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Estados Financieros Individuales

1

Estados de Resultados

2

Estados de Resultados integrales

3

Estados de Situación Financiera

4

Estados de Cambios en el Patrimonio

5

Estados de Flujo de Efectivo

6

Notas a los Estados Financieros

7

1. Información general 2. Bases de preparación

7 7

3. Juicios contables críticos y fuentes clave para la estimación de las incertidumbres 4. Gestión de riesgos financieros y del capital

24 26

5. Costo de Ventas 6. Gastos de administración y comercialización

36 37

7. Gastos de exploración 8. Otros resultados operativos

37 38

9. Resultados financieros 10. Ganancia por acción

38 39

11. Efectivo y equivalentes de efectivo 12. Inversiones en sociedades relacionadas

40 40

13. Otras inversiones 14. Créditos por ventas y otros créditos

50 50

15. Inventarios 16. Propiedad, planta y equipos

51 52

17. Operaciones discontinuadas y bienes mantenidos para la venta 18. Capital social

53 53

19. Resultados no asignados 20. Otras partidas componentes del patrimonio

54 54

21. Prestamos 22. Impuesto a las ganancias e impuesto diferido

55 57

23. Beneficios sociales y otros beneficios para el personal 24. Provisiones

59 62

25. Operaciones con partes relacionadas 26. Operaciones en consorcios hidrocarburíferos

62 66

27. Aportes para financiar obras en el sector energético en la Argentina 28. Avales, fianzas y garantías otorgadas

69 71

29. Hechos posteriores 30. Información requerida por el Art. 64 LSC

71 72

31. Reservas petroleras y gasíferas Información adicional a las notas a los estados financieros Art. N° 68 del reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y Art. N° 12 – Título IV – Capítulo III del régimen informativo periódico de la Comisión Nacional de Valores. Informe de los Auditores sobre Estados Financieros Informe de la Comisión Fiscalizadora

73 74

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PETROBRAS ARGENTINA S.A. Maipú 1 - Piso 22 – Ciudad Autónoma de Buenos Aires República Argentina EJERCICIO ECONÓMICO Nº 68 ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2013

Actividad principal de la Sociedad: Estudio, exploración y explotación de pozos hidrocarburíferos, el desarrollo de actividades mineras, la industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos y sus derivados, la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Fecha de inscripción en el Registro Público de Comercio: - Del estatuto: 7 de noviembre de 1947. - De la última modificación del estatuto: 28 de mayo de 2010. Fecha en que se cumple el plazo de duración de la Sociedad: 18 de junio de 2046. Sociedad controlante: Petrobras Participaciones S.L. (1) Actividad principal de la sociedad controlante: Inversora y financiera. Participación de la sociedad controlante en el capital social y en los votos: 67,2% (1) COMPOSICIÓN DEL CAPITAL (2) - Expresado en pesos -

(3) Ver Nota 1.3 (4) Ver Nota 18

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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ESTADOS DE RESULTADOS INDIVIDUALES POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2013, 2012 Y 2011 (Expresados en millones de pesos)

(1) En el ejercicio 2011 se incluyen ganancias por operaciones discontinuadas por 706 (Nota 17.2) Las notas 1 a 31, son partes integrante de y deben leerse juntamente con estos estados.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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2

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ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES INDIVIDUALES POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2013, 2012 Y 2011 (Expresados en millones de pesos)

(c) Efecto neto de las diferencias de cambio originadas por el endeudamiento designado como cobertura de la inversión neta designada en moneda extranjera (Nota 2.6.5) (d) Corresponde a la desafectación por la ventas de Innova (Nota 12.3.2) (e) En el ejercicio 2011 se incluyen ganancias por operaciones discontinuadas por 572 (Nota 17.2) Las notas 1 a 31, son partes integrante de y deben leerse juntamente con estos estados.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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3

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ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2013, 2012 Y 2011 (Expresados en millones de pesos)

Las notas 1 a 31, son partes integrante de y deben leerse juntamente con estos estados.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Dr. Miguel A. Urus Contador Público (UBA) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246 Lic. en Administración C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223

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ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO INDIVIDUAL POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2013, 2012 Y 2011 (Expresados en millones de pesos)

(1) Incluye 134 correspondientes a la desafectación por la venta de Innova S.A. (Nota 12.3.2) (2) Saldos por combinaciones de negocios de sociedades bajo control común (Nota 2.6.5). (3) La distribución de dividendos en efectivo representó $ 0,10 y $ 0,18 por acción en los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2012 y 2011, respectivamente.

Las notas 1 a 31, son partes integrante de y deben leerse juntamente con estos estados.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO INDIVIDUALES POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2013, 2012 Y 2011 (Expresados en millones de pesos)

Las notas 1 a 31, son partes integrante de y deben leerse juntamente con estos estados.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES POR EL EJERCICIO TERMINADO EL 31 DE DICIEMBRE DE 2013 (Cifras expresadas en millones de pesos, excepto donde se indica en forma expresa) 1.

Información general 1.1 La Sociedad Petrobras Argentina es una sociedad anónima cuya sede social se encuentra localizada en Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina. Las acciones de Petrobras Argentina cotizan en la BCBA. Las ADS, cada una representando 10 acciones ordinarias Clase B de Petrobras Argentina, cotizan en el NYSE. La Sociedad no está adherida al Régimen estatutario optativo de oferta pública de adquisición obligatoria. 1.2 Los negocios Los negocios de Petrobras Argentina se concentran principalmente en el sector energético, específicamente en la exploración y producción de petróleo y gas, refinación y distribución, petroquímica, electricidad y comercialización y transporte de hidrocarburos. Los negocios de Petrobras Argentina se extienden a la Argentina, Bolivia, Ecuador y Venezuela. A partir del 31 de marzo de 2011 Petrobras Argentina discontinuó sus negocios en Brasil (Nota 17.2). El ejercicio social de la Sociedad cierra el 31 de diciembre de cada año. Petrobras Argentina junto con sus subsidiarias son referidas en estos estados financieros como “la Sociedad” o “el Grupo”. Los presentes estados financieros individuales (en adelante “estados financieros”), han sido aprobados para su emisión por el Directorio el 12 de febrero de 2014. 1.3 Grupo de Control Petrobras Participaciones S.L. es la sociedad controlante de Petrobras Argentina, con una participación accionaria del 67,2%. Petrobras Participaciones S.L. es una subsidiaria de Petróleo Brasileiro, una compañía brasilera cuyos negocios se concentran en exploración, producción, refinación, comercialización y transporte de petróleo y sus derivados en Brasil y en el exterior.

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

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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2.2. Resumen de las principales políticas contables A continuación se describen las principales políticas contables adoptadas en la preparación de los presentes estados financieros, las cuales se han aplicado de manera uniforme en estos estados financieros. Las políticas contables han sido aplicadas consistentemente para las entidades del Grupo. A los efectos de la presentación comparativa, se efectuaron las modificaciones necesarias sobre los estados financieros de ejercicios anteriores para exponerlos sobre bases uniformes, principalmente corresponde a los efectos derivados de los cambios a la NIC 19 “Beneficios a los empleados” indicados en la nota 2.2.1. Todos los cambios detallados precedentemente no afectan las decisiones tomadas en base a ella. 2.2.1. Nuevas normas contables e interpretaciones emitidas por el IASB que no son de aplicación efectiva al 31 de diciembre de 2013 y han sido adoptadas anticipadamente por la Sociedad NIIF 7 “Instrumentos financieros – Información a revelar” La modificación de la NIIF 7 incorpora información que permita evaluar el efecto de los acuerdos de compensación. La aplicación de la misma no implicó nuevas revelaciones. NIIF 10 “Estados financieros consolidados” La NIIF 10 tiene como objetivo tener una sola base para la consolidación de todas las entidades, independiente de la naturaleza de la entidad dónde se invierte, y esa base es el control, que incluye tres elementos: a) poder sobre la entidad dónde se invierte; b) exposición o derechos a retornos variables de la entidad dónde se invierte; y c) la capacidad para usar el poder sobre la entidad dónde se invierte con el fin de afectar los retornos del inversor. La NIIF 10 reemplaza las partes de la NIC 27 que abordan cuándo y cómo el inversor debe preparar sus estados financieros consolidados y reemplaza a la SIC-12 en su totalidad. La aplicación de esta norma no tuvo impacto en los resultados de las operaciones ni en la situación financiera de la Sociedad. NIIF 11 “Acuerdos conjuntos” La NIIF 11 clasifica los acuerdos conjuntos ya sea como operaciones conjuntas (combinando los conceptos existentes de activos controlados conjuntamente y operaciones controladas conjuntas) o como negocios conjuntos (similar al concepto existente de entidad controlada conjuntamente). La aplicación de esta norma no tuvo impacto en los resultados de las operaciones ni en la situación financiera de la Sociedad. NIIF 12 “Información a revelar sobre participaciones en otras entidades” La NIIF 12 se aplica a entidades que tienen participación en subsidiaras, acuerdos conjuntos, asociadas o estructuras no consolidadas. La NIIF 12 establece objetivos de revelación que ayudan a los usuarios de los estados financieros a evaluar la naturaleza y los riesgos asociados con las participaciones en otras entidades. Las cuestiones de revelación que surgen para la Sociedad por la aplicación de esta norma, se incorporaron en nota 13 a los estados de situación financiera.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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NIIF 13 “Medición del valor razonable” La NIIF 13 establece una sola estructura para la medición del valor razonable cuando es requerido por otras normas. Esta NIIF aplica a los elementos tanto financieros como no financieros medidos a valor razonable. Valor razonable se mide como “el precio que sería recibido para vender un activo o pagado para transferir un pasivo en una transacción ordenada entre los participantes en el mercado a la fecha de medición”. Asimismo, la NIIF 13 requiere información a revelar sobre las mediciones a valor razonable. La aplicación NIIF 13 no tuvo impacto en los estados financieros ni implicó nuevas revelaciones. NIC 1 “Presentación de estados financieros” La modificación de la NIC 1 mejora la presentación de ítems que conforman el Estado de Resultados Integrales Consolidado, clasificando por naturaleza y agrupando en ítems que en períodos subsecuentes serán reclasificados al Estado de Resultados Consolidado, al verificarse las condiciones necesarias, y en partidas que no serán reclasificadas. La clasificación indicada se ha realizado con carácter retroactivo, incluyéndose en la información comparativa incluida en el Estado de Resultados Integrales Consolidado. NIC 19 “Beneficios a los empleados” En el presente ejercicio, la Sociedad adoptó las modificaciones a la NIC 19, por las cuales el IASB eliminó la opción de diferir el reconocimiento de resultados de los planes de beneficios definidos y otros. Adicionalmente, a los efectos de unificar los pasivos por beneficios al personal, fueron reclasificados otros pasivos relacionados anteriormente incluidos en el rubro Provisiones. El cambio indicado se ha realizado con carácter retroactivo, ajustándose la información comparativa incluida en los presentes estados financieros. Los rubros afectados por el ajuste son los siguientes:

2.2.2. Nuevas normas contables e interpretaciones emitidas por el IASB que no son de aplicación efectiva al 31 de diciembre de 2013 y no han sido adoptadas anticipadamente por la Sociedad NIIF 9 “Instrumentos financieros” En noviembre 2009, el IASB emitió la NIIF 9 “Instrumentos financieros” que establece nuevos requerimientos para la clasificación y medición de activos y pasivos financieros. Posteriormente, el IASB modificó la NIIF 9. La NIIF 9 no tiene una fecha de vigencia obligatoria, sin embargo, su aplicación es permitida. La Sociedad se encuentra analizando el impacto de la NIIF 9, y a la fecha de los presentes estados financieros no es posible determinar en forma razonable el impacto de la misma.

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NIC 32 “Instrumentos financieros – Presentación” En diciembre 2011, el IASB modificó la NIC 32 “Instrumentos financieros – Presentación”, que resulta aplicable para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2014, permitiendo su aplicación anticipada. La modificación de la NIC 32 altera la guía de aplicación en aspectos relativos a la compensación de activos y pasivos financieros. La Sociedad se encuentra analizando el impacto de la modificación de la NIC 32, no obstante, la aplicación de la misma no impactará en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad, sino que sólo implicará nuevas revelaciones. CINIIF 21 “Gravámenes” En mayo 2013, el IASB emitió la interpretación CINIIF 21 “Gravámenes”, que resulta aplicable para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2014, permitiendo su aplicación anticipada. La CINIIF 21 aborda la contabilización de un pasivo para pagar un gravamen impuesto por el gobierno de acuerdo con la legislación. La Sociedad se encuentra analizando el impacto de la aplicación de la CINIIF 21, no obstante, se estima que la aplicación de la misma no impactará en forma significativa en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad. IAS 36 “Deterioro del valor de los activos” En mayo 2013, el IASB modificó la NIC 36 “Deterioro del valor de los activos”, que resulta aplicable para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de enero de 2014, permitiendo su aplicación anticipada. La modificación de la NIC 36 altera los requerimientos de revelación respecto a la determinación del valor del deterioro de los activos. La aplicación de la modificación de la NIC 36 no impactará en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad, sino que solo implicará nuevas revelaciones. Ciclo anual de mejoras a las NIIF En diciembre 2013, el IASB publicó dos documentos conteniendo modificaciones a las NIIF que resultan aplicables mayormente para los ejercicios iniciados en o a partir del 1 de julio de 2014, permitiendo su aplicación anticipada. La Sociedad se encuentra analizando el impacto de la aplicación de las modificaciones, no obstante, estima que la aplicación de las mismas no impactará en los resultados de las operaciones o en la situación financiera de la Sociedad, sino que solo implicará nuevas revelaciones. 2.3. Participación en sociedades 2.3.1. Inversiones en sociedades relacionadas 2.3.1.1. Subsidiarias: Las subsidiarias son todas las entidades sobre las cuales la Sociedad posee control como consecuencia de su exposición o derecho a rendimientos variables y su capacidad de influir en los mismos a través de su poder para dirigir las actividades relevantes,, que generalmente se acompañan con una tenencia superior a la mitad de los derechos de voto. Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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La Sociedad utiliza el método de la compra para registrar las adquisiciones de subsidiarias. El costo de la adquisición es determinado como el valor razonable de los activos transferidos, instrumentos de capital emitidos y deudas asumidas a la fecha de la adquisición. Los costos directamente atribuibles a la adquisición se imputan en resultados en el momento que se incurren. Las adquisiciones de subsidiarias que califiquen como sociedades bajo control común se registran según los lineamientos descriptos en la nota 2.4.3. Posteriormente, las inversiones en estas compañías se contabilizan según el método del valor patrimonial proporcional, incrementando o disminuyendo su valor inicial para reconocer la porción que corresponda a la Sociedad en el resultado obtenido por la entidad participada. Las políticas contables de las subsidiarias fueron modificadas en la medida en que se ha considerado necesario para asegurar la consistencia con las políticas contables adoptadas por la Sociedad. 2.3.1.2. Participaciones en acuerdos conjuntos Un acuerdo conjunto es aquel de naturaleza contractual por el cual dos o más partes mantienen control conjunto. Existe control conjunto únicamente cuando las decisiones sobre las actividades relevantes requieren el consentimiento unánime de las partes que comparten control. Una operación conjunta es el acuerdo conjunto mediante el cual las partes que tienen control conjunto del acuerdo, tienen derecho a los activos y obligaciones con respecto a los pasivos, relacionados con el acuerdo. Un negocio conjunto es el acuerdo conjunto mediante el cual las partes que tienen control conjunto del acuerdo tienen derecho a los activos netos del mismo. 2.3.1.2.1. Negocios conjuntos Las inversiones en negocios conjuntos se registran inicialmente al costo y posteriormente se valúan de acuerdo con el método de la participación. Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 la Sociedad posee control conjunto en CIESA. Al 31 de diciembre de 2012 y 2011 la Sociedad poseía control conjunto en Distrilec cuya venta se efectivizó el 30 de enero de 2013 (Nota 12.1.1). Los resultados no trascendidos generados en transacciones entre la Sociedad y las entidades controladas en forma conjunta se eliminan en proporción a la participación de la Sociedad en dichas sociedades. Las políticas contables de las entidades controladas en forma conjunta fueron modificadas en la medida en que se ha considerado necesario para asegurar la consistencia con las políticas contables adoptadas por la Sociedad. La valuación de las inversiones en negocios conjuntos, cada una de los cuales se considera una UGE, se analiza por desvalorización cuando hechos o cambios en las circunstancias indican que el valor de libros podría no ser recuperable y, de corresponder, se registra una pérdida por desvalorización. 2.3.1.2.2. Operaciones conjuntas y sucursales La Sociedad reconoce en sus estados financieros los activos, pasivos, ingresos de actividades ordinarias y gastos relativos a su participación en las operaciones conjuntas en los diferentes consorcios y UTES de exploración y producción de hidrocarburos. Las sucursales han sido consolidadas línea por línea.

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2.3.1.3. Asociadas Las asociadas son todas las entidades en las cuales la Sociedad posee influencia significativa, que generalmente se acompaña de una participación entre el 20% y el 50% de los derechos de voto. Las inversiones en asociadas se registran inicialmente al costo, incluyendo el valor llave reconocido a la fecha de adquisición, y posteriormente se valúan de acuerdo con el método de la participación. Los resultados no trascendidos generados en transacciones entre la Sociedad y las asociadas se eliminan en proporción a la participación de la Sociedad en dichas sociedades. Las políticas contables de las asociadas fueron modificadas en la medida en que se ha considerado necesario para asegurar la consistencia con las políticas contables adoptadas por la Sociedad. La valuación de las inversiones en compañías asociadas, cada una de las cuales se considera una UGE, se analiza por desvalorización cuando hechos o cambios en las circunstancias indican que el valor de libros podría no ser recuperable y, de corresponder, se registra una pérdida por desvalorización. 2.3.1.4. Sociedad bajo control común Al 31 de mayo de 2012, PELSA era una sociedad controlada por Petrobras Participaciones S.L., con una tenencia directa del 39,671% y una tenencia indirecta del 19,21% a través de Petrobras Argentina, por lo cual PELSA califica como una sociedad bajo control común (Nota 12.6). Las combinaciones de negocios entre sociedades bajo control común se contabilizan considerando el valor de libros de la sociedad adquirida en la sociedad controlante en última instancia, en este caso, Petrobras Participaciones S.L. La diferencia entre el precio pagado y el valor de libros mencionado se registra en una partida en el patrimonio ("Otros" Nota 2.6.5). Los gastos de la operación se imputan a resultados en el período en que se devengan. 2.3.2. Estados financieros utilizados Para la preparación de los presentes, se han utilizado los estados financieros de las sociedades subsidiarias, bajo control conjunto y asociadas al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, o bien la mejor información financiera disponible a tales fechas, adaptados a igual período de tiempo respecto de los estados financieros de la Sociedad. Asimismo, han sido considerados los ajustes para adaptar los criterios de medición a los de la Sociedad. 2.4. Conversión de operaciones A continuación se exponen las principales consideraciones relacionadas con la conversión de operaciones de moneda funcional distinta de la moneda de presentación. 2.4.1. Moneda funcional y de presentación Las cifras incluidas en los estados financieros correspondientes a las distintas entidades componentes del Grupo fueron medidas utilizando su moneda funcional, es decir, la moneda del ambiente económico primario en el que dicha entidad opera. La moneda funcional y la de presentación de los estados financieros de Petrobras Argentina es el peso.

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2.4.2. Saldos y transacciones Las transacciones en moneda extranjera se convierten a la moneda funcional usando los tipos de cambio prevalecientes a la fecha de la transacción o valuación cuando los ítems son remedidos. Las ganancias y pérdidas de cambio resultantes de la cancelación de dichas operaciones o de la medición al cierre del ejercicio de los activos y pasivos monetarios denominados en moneda extranjera se reconocen en el Estado de Resultados Individual, excepto por coberturas de flujo de efectivo o de inversión neta que califiquen para su exposición como Otros resultados integrales. 2.4.3. Subsidiarias y asociadas Los resultados y posición financiera de las subsidiarias y asociadas que tienen moneda funcional distinta de la moneda de presentación del Grupo se convierten a moneda de presentación de la siguiente manera al cierre de cada ejercicio: -

los activos y pasivos son trasladados a los tipos de cambio de cierre; los resultados son trasladados a los tipos de cambio transaccional.

Los resultados por conversión a moneda funcional de dichas operaciones son reconocidos en el Estado de Resultados Consolidado en la cuenta Resultados financieros. Los resultados por conversión de moneda funcional a moneda de presentación de dichas operaciones son reconocidos en Otros resultados integrales. Cuando se vende o se dispone de una inversión, en todo o en parte, dichos Otros resultados integrales son reclasificados al Estado de Resultados Consolidado como parte del resultado por la venta o disposición. 2.5. Información por segmentos La Sociedad ha adoptado la NIIF 8 – Información por segmentos, que establece que son segmentos de negocios aquellos identificados sobre la base de informes internos con respecto a los componentes de la Sociedad revisados regularmente por el Directorio, principal tomador de decisiones operacionales, para asignar recursos y evaluar su desempeño. En la segmentación la Sociedad considera las transacciones realizadas con terceros y las operaciones intersegmentos, las cuales son valuadas según precios internos de transferencia definidos entre los segmentos, con metodologías de verificación basadas en parámetros de mercado. La Sociedad concentra sus negocios primariamente en el sector de la energía, básicamente a través de sus actividades vinculadas a la exploración y producción de petróleo y gas, refinación y distribución, petroquímica y gas y energía. En relación a ello, ha identificado los siguientes segmentos de negocios: f)

Exploración y Producción de Petróleo y Gas, integrado por las participaciones en áreas de petróleo y gas y por las inversiones en Oleoductos del Valle S.A., OCP, las participaciones directas e indirectas en las empresas mixtas en Venezuela y PELSA, sociedad consolidada a partir del 1 de junio de 2012 (Nota 12.6).

g)

Refinación y Distribución, integrado por las operaciones propias en la refinería de Bahía Blanca y la red de estaciones de servicio asociada, por la participación en Refinería del Norte S.A. y por la comercialización del petróleo producido en Argentina, el cual es transferido a precios de mercado desde el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas. El ejercicio 2011 incluye las operaciones de la refinería San Lorenzo y su red de estaciones de servicio asociada hasta el 2 de mayo de 2011, fecha en la cual se concretó su venta (Nota 17.1).

h) Petroquímica, integrado por las operaciones propias de estirénicos desarrolladas en las plantas de Argentina y Brasil (en este último hasta marzo de 2011 – Ver Nota 12.3.2). Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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i)

Gas y energía, integrado por las operaciones propias de comercialización del gas producido en Argentina y de los líquidos obtenidos del procesamiento del gas, por las actividades de servicios de brokerage de gas y GLP, por la participación en TGS, por las actividades de generación de electricidad de la Central Térmica Genelba y de la represa hidroeléctrica Pichi Picún Leufú y por la participación accionaria en Enecor. Los ejercicios 2012 y 2011 incluyen la participación accionaria en Edesur, a traves de su sociedad controlante Distrilec, cuya venta se efectivizó el 30 de enero de 2013 (Nota 12.1.1)

j)

Los activos y los resultados operativos correspondientes a la Estructura Central, los no identificables a algún segmento de negocios y las eliminaciones intersegmentos se exponen conjuntamente. En la Estructura Central se incluyen gastos comunes a los distintos segmentos de negocio, entre otros, gastos de administración, impuesto a las transacciones bancarias, intereses de pasivos financieros e impuesto a las ganancias, que son incurridos por la Sociedad en el desarrollo normal de sus operaciones y que por economía del control se administran desde la Estructura Central y no se reapropian entre los segmentos operativos.

2.6. Criterios de medición Los principales criterios de medición utilizados en la preparación de los presentes estados financieros son los siguientes: 2.6.1 Instrumentos financieros: 2.6.1.1. Clasificación de activos financieros La Sociedad clasifica sus activos financieros en las siguientes categorías: Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados Dentro de esta categoría se incluyen aquellos activos financieros adquiridos para su negociación o venta en un corto plazo o si son así designados por la Gerencia. Los beneficios y las pérdidas procedentes de las variaciones en el valor razonable se incluyen en los resultados del ejercicio. La Sociedad posee dentro de esta categoría fondos comunes de inversión, los cuales se valúan al valor de las cuotas parte al cierre de cada ejercicio. Activos financieros mantenidos hasta el vencimiento Dentro de esta categoría se incluyen los activos financieros no derivados con pagos fijos o determinables y vencimientos fijos, cuando la Sociedad tiene la intención efectiva y la capacidad de conservarlos hasta su vencimiento. Estos activos se registran inicialmente a su valor razonable más los costos de transacción directamente atribuibles. Después de la medición inicial, las inversiones mantenidas hasta el vencimiento se miden al costo amortizado, reconociendo en el Estado de Resultados Individual los intereses devengados en función de la tasa de interés efectiva. En caso que excedan su valor recuperable, las pérdidas que resulten del deterioro del valor de estos instrumentos se reconocen como gasto en el Estado de Resultados Individual. La Sociedad posee dentro de esta categoría certificados de depósito y colocaciones en sociedades integrantes del grupo económico. Préstamos y créditos Los préstamos y créditos son instrumentos financieros con pagos fijos o determinables que no se cotizan en un mercado activo. Estos instrumentos inicialmente se reconocen al valor razonable más cualquier costo de transacción directamente atribuible. Posteriormente al reconocimiento inicial, los préstamos y créditos se valorizan al costo amortizado usando el método de interés efectivo, menos las pérdidas por deterioro. Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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2.6.1.2. Desvalorización de activos financieros La Sociedad determina a cada fecha de cierre de los estados financieros si existe evidencia objetiva de disminución de valor de un activo financiero o un grupo de activos financieros, y en caso afirmativo registra su desvalorización en Otros resultados operativos. En los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, no hubo cargo por desvalorización de activos financieros. 2.6.1.3. Efectivo y equivalentes de efectivo: El efectivo y equivalentes de efectivo incluye caja, depósitos a la vista en bancos y otras inversiones a corto plazo altamente líquidas con vencimiento original a tres meses o menos. Los adelantos en cuenta corriente se exponen dentro de “Préstamos” en el pasivo corriente en el Estado de Situación Financiera Individual. 2.6.1.4. Créditos por ventas y deudas comerciales: Los créditos por ventas se reconocen inicialmente a su valor razonable y se valúan posteriormente a su costo amortizado, utilizando el método del interés efectivo, neto de la previsión por desvalorización, en caso de corresponder. En el caso de créditos por venta, otros créditos, otras inversiones de largo plazo, deudas comerciales y otras deudas, se estima que el costo amortizado se aproxima a su valor razonable. Asimismo, el valor razonable de las deudas bancarias y financieras corrientes no difiere significativamente de su valor de libros al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011. Se constituye una previsión por desvalorización de créditos por ventas cuando existe evidencia objetiva de que la Sociedad no podrá cobrar todos los montos adeudados de acuerdo con los vencimientos originales de los créditos. Para constituir dicha previsión, la Sociedad se basa en la evaluación de distintos factores, incluyendo el riesgo crediticio de los clientes, tendencias históricas y otra información relevante. Dicha evaluación podría requerir ajustes futuros, si las condiciones económicas difirieran sustancialmente de los supuestos considerados al realizarlas. El monto de la previsión es la diferencia entre el valor de libros del activo y el valor presente del flujo de fondos futuro estimado, descontado a la tasa de interés efectiva. El valor del activo se expone neto de la previsión registrada, de corresponder. El cargo por la previsión se reconoce en el resultado del ejercicio y se expone en Gastos de administración y comercialización. Las deudas comerciales son reconocidas inicialmente a su valor razonable y subsiguientemente valuados a costo amortizado utilizando el método del interés efectivo. 2.6.1.5. Otros créditos y otras deudas: Los restantes créditos y deudas han sido valuados inicialmente a su valor razonable y con posterioridad a su costo amortizado utilizando el método del interés efectivo. Asimismo, en “Otros créditos” se incluyen anticipos a proveedores valuados en función a las sumas de dinero entregadas. 2.6.2. Inventarios: Bajo este rubro se incluyen stock de petróleo crudo, materias primas y materiales y productos en proceso y terminados correspondientes a los negocios de Refinación y Distribución, Petroquímica y Gas y Energía. Los inventarios se valúan al costo de adquisición o valor neto de realización, el que resulte menor. El costo se determina por el método precio promedio ponderado (PPP). El costo de los inventarios incluye los gastos incurridos en su adquisición y producción, y otros costos necesarios para llevarlos a su condición y locación actual. En el caso Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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de los productos manufacturados y la producción en proceso, el costo incluye una porción de los costos indirectos de producción, excluyendo cualquier capacidad ociosa. El valor neto de realización es el precio de venta estimado en el giro normal de los negocios, menos los costos estimados de finalización y los costos estimados para efectuar la venta. La evaluación del valor recuperable se realiza al final del ejercicio, registrando con cargo a resultados la oportuna corrección de valor cuando los mismos se encuentran sobrevaluados. 2.6.3. Propiedad, planta y equipos: 2.6.3.1. Criterio general La propiedad, planta y equipos, con las excepciones indicadas a continuación, ha sido valuada siguiendo el modelo del costo. Las erogaciones posteriores al reconocimiento original del activo se incorporan como un componente del mismo sólo si éstas constituyen una mejora y sea probable que el activo genere ingresos netos de fondos en exceso de los originalmente previstos, o bien si corresponden a tareas de mantenimiento mayores que permitan recuperar la capacidad de servicio del activo para su uso continuo, en la medida que: (i) sean atribuidas al reemplazo de componentes del activo, (ii) que la vida útil de estos componentes haya sido calculada en función a su propio desgaste o agotamiento y (iii) que sea probable que como consecuencia de la erogación fluyan beneficios económicos futuros. El costo de las obras en curso cuya construcción se prolonga en el tiempo incluye, de corresponder, los costos financieros devengados por la financiación con capital de terceros y los costos asociados al proceso de puesta en marcha, de los cuales se ha deducido cualquier ganancia que se obtuviera en el transcurso de dicho proceso por la venta de producciones que tuvieran valor comercial. En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 no se registraron activaciones de costos financieros. La propiedad, planta y equipos correspondiente a las operaciones del exterior han sido convertidos a su moneda funcional a los tipos de cambio históricos, y luego han sido trasladados a pesos a los tipos de cambio de cierre. 2.6.3.2. Actividades de exploración y producción de petróleo y gas La Sociedad utiliza el método del esfuerzo exitoso para contabilizar las operaciones relacionadas con las actividades de exploración y producción de petróleo y gas. Bajo este método son activados: i) los costos de adquisición de propiedades en áreas de producción y exploración de petróleo y gas; ii) los costos de perforación y equipamiento de pozos exploratorios que resultan descubridores de reservas económicamente explotables; iii) los costos de perforación y equipamiento de pozos de desarrollo y iv) los costos futuros estimados de abandono y taponamiento. De acuerdo con el método del esfuerzo exitoso, los costos de exploración, excluidos los costos de los pozos exploratorios, se imputan a resultados durante el período en que se realizan los mismos. Los costos de perforación de los pozos exploratorios son activados hasta que se determine si existen reservas probadas que justifiquen su desarrollo comercial. Si no se encuentran tales reservas, los mencionados costos de perforación se imputan a resultados. Ocasionalmente, un pozo exploratorio puede determinar la existencia de reservas, pero las mismas pueden no ser clasificadas como probadas cuando la perforación es completada. En esos casos dichos costos continúan activados en la medida en que el pozo hubiera encontrado suficiente cantidad de reservas para justificar su completamiento como pozo productor y que la compañía estuviera haciendo progresos suficientes en la evaluación económica y operativa de la viabilidad del proyecto. Los costos futuros estimados de abandono y taponamiento de pozos en las áreas de hidrocarburos, descontados a una tasa corriente, son capitalizados junto a los activos que le dieron origen, y son depreciados utilizando el método de unidades de producción. Adicionalmente, un pasivo es reconocido por dicho concepto al valor estimado de las sumas a pagar descontadas.

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2.6.3.3. Depreciaciones La Sociedad deprecia los pozos productores, las maquinarias y los campamentos correspondientes a las áreas de producción de petróleo y gas, utilizando el método de unidades de producción, mediante la aplicación de la relación entre el petróleo y el gas producido, y las reservas de petróleo y gas probadas y desarrolladas estimadas. El costo de adquisición de propiedades con reservas probadas se deprecia mediante la aplicación de la relación entre el petróleo y gas producido y las reservas de petróleo y gas probadas estimadas. La propiedad minera vinculada a reservas no probadas ha sido valuada al costo, examinándose periódicamente su recuperabilidad en base a las estimaciones geológicas y de ingeniería de las reservas posibles y probables que se espera probar en el plazo de cada concesión. Para la depreciación del resto de la propiedad, planta y equipos se utiliza el método de la línea recta, en función de la vida útil estimada del mismo, según el siguiente detalle:

El método de depreciación es revisado a cada cierre de ejercicio. Si las expectativas difieren de las estimaciones previas, los ajustes se realizan prospectivamente, de corresponder. Petrobras Argentina deprecia, utilizando el método de la línea recta, cada parte significativa que compone una unidad de propiedad, planta y equipos no relacionada a áreas de producción de petróleo y gas que: (i) puede ser identificada como un componente independiente con un costo significativo en relación al valor total de la unidad, y (ii) tiene una vida útil operativa que difiere de otra parte significativa de la misma unidad de propiedad, planta y equipos. 2.6.3.4. Deterioro del valor de la propiedad, planta y equipos El valor registrado de propiedad, planta y equipos no supera el valor recuperable de los mismos. La Dirección de la Sociedad evalúa su recuperabilidad cuando hechos o cambios en las circunstancias (incluyendo disminuciones significativas en los valores de mercado de los bienes, en los precios de los principales productos que comercializa la Sociedad o en sus reservas de petróleo y gas, como así también cambios en el marco regulatorio en que se desarrollan sus operaciones, incrementos significativos en los costos operativos, o evidencias de obsolescencia o daño físico) pudieran indicar que el valor de un activo o de una UGE puede ser no recuperable. El valor contable de un activo es ajustado a su valor recuperable en caso que exceda dicho valor. Normativamente, se entiende como valor recuperable al mayor importe entre el valor razonable menos costos de venta y el valor de utilización económica, definido éste como la suma de los flujos netos de los fondos descontados esperados que deberían surgir del uso de los bienes y de su eventual disposición final. A tales efectos se consideran, entre otros elementos, las premisas que representen la mejor estimación que la Dirección hace de las condiciones económicas que existirán durante la vida útil de los activos. En particular, la tasa usada para el descuento de los flujos de fondos es la que mide la WACC. Para cada activo o UGE se determinó una WACC específica que considera el segmento de negocio y el país donde se desarrollan las operaciones. En períodos posteriores a la registración de la desvalorización, se analiza la pertinencia de su reversión en la medida que se verifiquen cambios en las estimaciones efectuadas para determinar los valores recuperables. En tal caso, la medición contable del activo o UGE se eleva al menor importe entre: a) la medición contable que el activo o unidad generadora de efectivo hubiera tenido si nunca se hubiese reconocido la pérdida por desvalorización; y b) su valor recuperable. Al 31 de diciembre de 2013 se registró una desvalorización de 11 de propiedad, planta y equipos (Ver Nota 16). Al 31 de diciembre de 2012 y 2011 no se registraron desvalorizaciones de propiedad, planta y equipos. Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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2.6.4. Contabilización de instrumentos financieros derivados Los instrumentos financieros derivados son contabilizados a su valor razonable, determinado sobre la base del valor en efectivo a cobrar o pagar necesario para cancelar el instrumento a la fecha de medición, neto de los anticipos cobrados o pagados. Los cambios en la medición contable de los instrumentos derivados designados como cobertura de riesgos de flujos de efectivo, que se hayan determinado como una cobertura eficaz, se reconocen en el Patrimonio en el rubro Otros Resultados Integrales. Los cambios en la medición contable de los instrumentos derivados que no califican para la contabilidad de cobertura se reconocen en el Estado de Resultados Individual, en el rubro Resultados financieros. Se considera que una cobertura es eficaz cuando en su origen, como en el resto de la vida de la misma, sus cambios compensan entre un ochenta y un ciento veinticinco por ciento los cambios en el sentido contrario del ítem o partida cubierta. En tal sentido, la Sociedad excluye el componente específico atribuido al valor tiempo de una opción en la medición de la efectividad de los instrumentos derivados que califican para la contabilidad de cobertura. La contabilidad de cobertura cesa en cualquiera de los casos siguientes: a) el instrumento de cobertura vence o ha sido cancelado; b) la operación de cobertura deja de ser efectiva; o c) la transacción proyectada no tenga alta probabilidad de ocurrencia. En tal caso, los resultados originados en el instrumento de cobertura que se hubieran imputado en el Patrimonio, permanecen individualizados allí, hasta que ocurra la transacción comprometida o prevista, en el caso de los incisos a) y b), y se imputan a resultados en el caso del inciso c). Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 la Sociedad no mantenía instrumentos financieros derivados, no existiendo en los presentes estados financieros cargos significativos a resultados por esta clase de operaciones en los ejercicios finalizados en esas fechas. 2.6.5. Cuentas de patrimonio: Las partidas de patrimonio han sido preparadas de acuerdo con las normas contables anteriores a la aplicación de IFRS, excepto por lo mencionado en Resultados no asignados. La registración de movimientos del mencionado rubro se realizó de acuerdo con las decisiones asamblearias, normas legales o reglamentarias oportunamente tomadas. Capital social Está formado por los aportes efectuados por los accionistas representados por acciones y la capitalización de resultados no asignados, y comprende a las acciones en circulación a su VN. Ajuste del capital Las cuentas componentes del capital social se reexpresaron en moneda homogénea según principios de contabilidad generalmente aceptados anteriores a la aplicación de IFRS. La cuenta Capital social se ha mantenido a su valor nominal y el ajuste derivado de dicha reexpresión monetaria se expone en la cuenta Ajuste del capital. El Ajuste del capital no es distribuible en efectivo ni en bienes, pero se permite su capitalización mediante la emisión de acciones liberadas. Asimismo, esta partida es aplicable para cubrir pérdidas acumuladas, de acuerdo con el orden de absorción que se indica en el apartado “Resultados no asignados”.

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Prima por fusión La cuenta Prima por fusión se generó principalmente en enero de 2005, como consecuencia de la fusión por absorción de las sociedades Eg3, PAR y Petrolera Santa Fe, por la cual se incorporaron al patrimonio de la Sociedad todos los activos, pasivos, derechos y obligaciones de las sociedades incorporadas y se emitieron acciones de la Sociedad en función de la relación de canje aprobada. Prima por venta de acciones propias La cuenta Prima por venta de acciones propias se generó hasta el ejercicio 2010, como consecuencia de la venta de acciones propias de la Sociedad, con valores venta superiores a sus costos de adquisición. Durante el tercer trimestre de 2010, y dando cumplimiento a los plazos y condiciones previstas en el artículo 220 de la LSC, la Sociedad enajenó estas acciones propias mediante el procedimiento de oferta preferente establecido en los artículos 221 y 194 de la LSC, y la posterior enajenación al Fideicomiso Optimum Petrobras del remanente de acciones de la Sociedad (Nota 23.4). Reserva legal De acuerdo con las disposiciones legales vigentes, la Sociedad debe efectuar una reserva legal no inferior al 5% del resultado positivo surgido de la sumatoria algebraica del resultado del ejercicio, los ajustes de ejercicios anteriores, las transferencias de otros resultados integrales a resultados acumulados y las pérdidas acumuladas de ejercicios anteriores, hasta alcanzar el 20% de la suma del Capital social y el saldo de la cuenta Ajuste del capital. Reserva para futuras inversiones Corresponde a la asignación hecha por la Asamblea de Accionistas de la Sociedad, por la cual se destina un monto específico para constituir una Reserva especial cuyo objetivo es desarrollar las actividades de inversión de la Sociedad, las cuales están focalizadas en el negocio exploración y producción de petróleo y gas. Reserva para futuros dividendos Corresponde a la asignación hecha por la Asamblea de Accionistas de la Sociedad, por la cual se destina un monto específico para constituir una Reserva para futuros dividendos. Adicionalmente, la Asamblea de Accionistas facultó al Directorio de la Sociedad para determinar la cuantía y oportunidad de su distribución hasta la fecha de la Asamblea Ordinaria de Accionistas que trate el cierre de ejercicio correspondiente. Otros resultados integrales En la cuenta Otros resultados integrales se incluyen los resultados generados por la conversión de las operaciones en el moneda extranjera, netas de las diferencias de cambio originadas por el endeudamiento de la Sociedad denominado en moneda extranjera designado como cobertura de dichas operaciones, las ganancias y pérdidas actuariales correspondientes a los planes de beneficios definidos y sus correspondientes efectos impositivos.(Nota 20.2). Resultados no asignados Hasta diciembre de 2012, comprende a las ganancias o pérdidas acumuladas sin asignación específica, que siendo positivas pueden ser distribuidas mediante decisión de la Asamblea de Accionistas, en tanto no estén sujetas a restricciones legales, como la mencionada en el apartado “Reserva legal”. Comprende el resultado de ejercicios anteriores que no fueron distribuidos, los importes transferidos de otros resultados integrales y los ajustes de ejercicios anteriores por efecto de aplicación de las NIIF.

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La Resolución General N° 593/2011 de la CNV estableció que las Asambleas de Accionistas que consideren estados contables cuya cuenta Resultados no asignados arroje resultados positivos, deberán adoptar una resolución expresa en cuanto a su destino, ya sea como distribución en forma de dividendos, capitalización, constitución de reservas o una eventual combinación de tales dispositivos. La Asamblea de Accionistas de la Sociedad dio cumplimiento a lo indicado precedentemente en su reunión del 29 de marzo de 2012 (Nota 19). Distribución de dividendos La distribución de dividendos en efectivo se reconoce como un pasivo en los estados financieros del Grupo en el ejercicio en el cual resultan aprobados por los accionistas de la Sociedad. Otras partidas de Patrimonio La cuenta “Otros” corresponde al importe generado la adquisición de PELSA (nota 12.6), operación definida como una combinación de negocios de sociedades bajo control común, que afectó los resultados acumulados en (693), determinado como la diferencia entre el valor de libros de los activos y pasivos a la fecha de la transacción y el valor pagado. El saldo de esta partida disminuye el total distribuible de los resultados acumulados. 2.6.6. Préstamos: Los préstamos han sido valuados inicialmente al valor razonable neto de los costos incurridos de la transacción. En períodos posteriores, los préstamos se valúan al costo amortizado. Las diferencias entre el producido (neto de los costos de transacción) y el valor de rescate se registran en el Estado de Resultados Individual durante la vigencia de los préstamos por el método de interés efectivo. Los préstamos se clasifican como pasivo corriente salvo que la Sociedad tenga derecho de diferir el pago del pasivo durante al menos 12 meses posteriores a la fecha de los estados financieros. 2.6.7. Pasivos por costos laborales: Los pasivos por costos laborales se devengan en el período de tiempo en el cual los empleados hayan prestado el servicio que le da origen a tales contraprestaciones. El costo de los planes de contribuciones definidas es reconocido periódicamente, conforme las contribuciones que realiza Petrobras Argentina. A los efectos de hacer una estimación confiable del costo estimado de los planes de beneficios definidos se han utilizado supuestos actuariales, respecto a las variables demográficas y financieras que influyen en la determinación del monto de tales beneficios. El importe reconocido como pasivo por tales beneficios representa la suma del valor presente de la obligación, neto de cualquier resultado actuarial no reconocido y del valor corriente de los activos del plan, con los cuales se cancelarán directamente las obligaciones. Las ganancias y pérdidas actuariales con impacto son reconocidas en Otros resultados integrales y los costos de servicios prestados en el pasado en resultados del período. 2.6.8. Cargas fiscales 2.6.8.1. Impuesto a las ganancias: El cargo por impuesto a las ganancias del ejercicio comprende el impuesto corriente y el diferido. El impuesto es reconocido en el Estado de Resultados Individual, excepto en los casos que se relacione con partidas reconocidas en el Estado de Resultados Integrales Individual. En este caso, el impuesto es también reconocido en dicho estado.

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El cargo por impuesto a las ganancias corriente se calcula sobre la base de las leyes impositivas vigentes o en curso de promulgación a la fecha de cierre del ejercicio en los países en los que operan la Sociedad y sus subsidiarias y que generan ganancia imponible. La gerencia evalúa en forma periódica las posiciones tomadas en las declaraciones juradas de impuestos con relación a las situaciones en las cuales la legislación impositiva está sujeta a alguna interpretación y establece previsiones cuando es apropiado. Para contabilizar el cargo por impuesto diferido se utiliza el método del pasivo, que establece la determinación de activos o pasivos impositivos diferidos basados en las diferencias temporarias determinadas entre las mediciones contables e impositivas de activos y pasivos. Las diferencias temporarias determinan saldos activos o pasivos de impuestos cuando su reversión futura disminuya o aumente los impuestos determinados, sin perjuicio de las compensaciones de importes que sean pertinentes. Cuando existen quebrantos impositivos no utilizados susceptibles de deducción de ganancias impositivas futuras, se reconoce un activo por impuesto diferido, pero sólo en la medida en que su utilización sea probable. Los activos y pasivos diferidos son medidos a la tasa impositiva que se espera se le apliquen en el período en el que el activo se realice o el pasivo se cancele, basado en las alícuotas y legislaciones vigentes o en curso de promulgación a la fecha de cierre. Los activos y pasivos por impuesto diferido se compensan por sociedad cuando existe un derecho legalmente exigible de compensar los activos y pasivos impositivos corrientes y cuando el impuesto a las ganancias diferido está asociado a la misma autoridad fiscal. Los activos y pasivos por impuesto diferido han sido valuados a su valor nominal. Las tasas del impuesto a las ganancias utilizadas al cierre del ejercicio en Argentina y Bolivia son del 35 y 25%, respectivamente. Adicionalmente, los pagos de rentas de fuente boliviana efectuados a beneficiarios fuera de Bolivia, están sujetos a la retención y pago del impuesto a las utilidades de las empresas beneficiarias del exterior a una tasa del 12,5%. 2.6.8.2. Impuesto a la ganancia mínima presunta: En Argentina el impuesto a la ganancia mínima presunta es complementario del impuesto a las ganancias, dado que mientras este último grava la utilidad impositiva del ejercicio, el impuesto a la ganancia mínima presunta constituye una imposición mínima que grava la renta potencial de ciertos activos productivos a la tasa del uno por ciento, de modo que la obligación fiscal de la Sociedad coincidirá con el mayor de ambos impuestos. Sin embargo, si el impuesto a la ganancia mínima presunta excede en un ejercicio fiscal al impuesto a las ganancias determinado, dicho exceso podrá computarse como pago a cuenta de cualquier excedente del impuesto a las ganancias sobre el impuesto a la ganancia mínima presunta que pudiera producirse en cualquiera de los diez ejercicios siguientes. En los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, el cargo por impuesto a las ganancias resultó superior al impuesto a la ganancia mínima presunta determinado, por lo cual la Sociedad contabilizó únicamente el cargo correspondiente al impuesto a las ganancias. 2.6.8.3. Regalías hidroeléctricas: Por la explotación del Complejo Hidroeléctrico Pichi Picún Leufú la Sociedad abona a partir del año 2002 regalías hidroeléctricas del 1%, crecientes a razón de una escala del 1% anual hasta alcanzar una alícuota máxima del 12% del importe que resulte de aplicar a la energía vendida la tarifa correspondiente a la venta en bloque, en función de los términos del artículo 43 de la Ley N° 15.336, modificada por la Ley N° 23.164. Asimismo, la Sociedad paga mensualmente al Estado Nacional, en carácter de canon por el uso de la fuente, el 0,5% de la suma prevista para el cálculo de la regalía hidroeléctrica mencionada precedentemente.

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2.6.8.4. Regímenes de retención a las exportaciones de hidrocarburos: En mayo de 2012, se sancionó la Ley N° 26.741 que declara de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos. Asimismo se declara de utilidad pública y sujeto a expropiación el cincuenta y un por ciento (51%) del patrimonio de YPF S.A. y Repsol YPF Gas S.A. En julio de 2012, mediante el Decreto N° 1.277 se aprueba la reglamentación de la Ley N° 26.741 y se dicta el Reglamento de Soberanía Hidrocarburífera de la República Argentina, el cual dispuso la creación de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (la “Comisión”), dependiente de la Secretaría de Política Económica y Planificación de Desarrollo del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, como así también el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (el “Registro”). El Decreto N° 1.277/12 estableció la obligación por parte de las compañías de la industria del petróleo y gas de Argentina de presentar a la Comisión un plan anual de inversiones de exploración y explotación. La Comisión a su vez está obligada a diseñar un Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, que buscará la maximización de inversiones y la sustentabilidad de la industria en el corto, medio y largo plazo. Asimismo se derogan artículos de los Decretos N° 1.055/89, N°1.212/89 y N° 1.589/89 que se referían a la libre disponibilidad de los hidrocarburos producidos en áreas de concesión otorgadas, la libre comercialización en el mercado interno y externo, y la libertad de precios. La Sociedad ha cumplido con los requerimientos de información solicitados. En febrero de 2013, mediante la Resolución N° 1/2013, la Comisión creó el “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural”, en el que pueden participar las empresas inscriptas en el Registro. La participación se realizará mediante la presentación de proyectos para incrementar el volumen total de gas natural a ser inyectado en el mercado interno durante el período propuesto. Una vez que el proyecto se implemente, se establece: a) una compensación para la inyección excedente en base a un precio de 7,5 USD / MBTU y b) una multa en el caso de que la compañía, dentro de un determinado plazo, no haya logrado el aumento de los volúmenes de producción comprometido. Con el objetivo de desarrollar los yacimientos de gas en Argentina, la Sociedad formalizó las presentaciones requeridas para la calificación de la Resolución N°1/2013 y hasta el momento la Comisión no se ha expedido. A su vez, en noviembre de 2013, mediante la Resolución N° 60/2013, la Comisión crea el Programa Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida. Los productores tienen hasta el 31 de marzo de 2014 para presentar su Proyecto que contribuya al incremento de niveles de producción de gas natural. El mismo está destinado a empresas sin producción previa, o un tope de 3,5 MMm3/día, con incentivos de precios ante aumentos de producción, y penalidades de importación de GNL ante incumplimiento de volúmenes comprometidos. Asimismo, aquellas empresas que fueran beneficiarias del Programa mencionado en el párrafo precedente y reunieran las condiciones correspondientes, puedan solicitar el cese de su participación en aquel programa y su incorporación en el presente. 2.6.8.5 Régimen cambiario – Obligatoriedad de ingreso de divisas del 100 % para exportaciones de crudo y derivados. El Decreto N° 1.722/2011 del 25 de octubre de 2011 restableció la obligatoriedad de ingreso y negociación en el mercado de cambios, de la totalidad de divisas generadas por operaciones de exportación de crudo y derivados, gas natural y gases licuados. El presente decreto obliga a Petrobras Argentina a liquidar el 100% de las divisas generadas por todas sus exportaciones de bienes y servicios. 2.6.8.6 Nuevas regulaciones a la actividad hidrocarburífera en Argentina. En mayo de 2012, se sancionó la Ley N° 26.741 que declara de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos. Asimismo se declara de utilidad pública y sujeto a expropiación el cincuenta y un por ciento (51%) del patrimonio de YPF S.A. y Repsol YPF Gas S.A. Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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En julio de 2012, mediante el Decreto N° 1.277 se aprueba la reglamentación de la Ley N° 26.741 y se dicta el Reglamento de Soberanía Hidrocarburífera de la República Argentina, el cual dispuso la creación de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (la “Comisión”), dependiente de la Secretaría de Política Económica y Planificación de Desarrollo del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, como así también el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (el “Registro”). El Decreto N° 1.277/12 estableció la obligación por parte de las compañías de la industria del petróleo y gas de Argentina de presentar a la Comisión un plan anual de inversiones de exploración y explotación. La Comisión a su vez está obligada a diseñar un Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, que buscará la maximización de inversiones y la sustentabilidad de la industria en el corto, medio y largo plazo. Asimismo se derogan artículos de los Decretos N° 1.055/89, N°1.212/89 y N° 1.589/89 que se referían a la libre disponibilidad de los hidrocarburos producidos en áreas de concesión otorgadas, la libre comercialización en el mercado interno y externo, y la libertad de precios. La Sociedad ha cumplido con los requerimientos de información solicitados. En febrero de 2013, mediante la Resolución N° 1/2013, la Comisión creó el “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural”, en el que pueden participar las empresas inscriptas en el Registro. La participación se realizará mediante la presentación de proyectos para incrementar el volumen total de gas natural a ser inyectado en el mercado interno durante el período propuesto. Una vez que el proyecto se implemente, se establece: a) una compensación para la inyección excedente en base a un precio de 7,5 USD / MBTU y b) una multa en el caso de que la compañía, dentro de un determinado plazo, no haya logrado el aumento de los volúmenes de producción comprometido. Con el objetivo de desarrollar los yacimientos de gas en Argentina, la Sociedad formalizó las presentaciones requeridas para la calificación de la Resolución N°1/2013 y hasta el momento la Comisión no se ha expedido. A su vez, en noviembre de 2013, mediante la Resolución N° 60/2013, la Comisión crea el “Programa Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida”. Los productores tienen hasta el 31 de marzo de 2014 para presentar su Proyecto que contribuya al incremento de niveles de producción de gas natural. El mismo está destinado a empresas sin producción previa, o un tope de 3,5 MMm3/día, con incentivos de precios ante aumentos de producción, y penalidades de importación de GNL ante incumplimiento de volúmenes comprometidos. Asimismo, aquellas empresas que fueran beneficiarias del Programa mencionado en el párrafo precedente y reunieran las condiciones correspondientes, puedan solicitar el cese de su participación en aquel programa y su incorporación en el presente. 2.6.9. Provisiones Las provisiones se reconocen contablemente cuando: a) la Sociedad tiene una obligación presente (ya sea legal o asumida) como resultado de un hecho pasado; b) es probable que una salida de recursos será necesaria para cancelar tal obligación, y c) puede hacerse una estimación confiable del importe de la obligación. Las provisiones se miden al valor actual de los desembolsos que se espera que sean necesarios para liquidar la obligación teniendo en cuenta la mejor información disponible en la fecha de preparación de los estados financieros y en base a premisas y métodos considerados apropiados. Las estimaciones son revisadas y ajustadas periódicamente, a medida que la Sociedad obtiene información adicional. La tasa de descuento utilizada para determinar el valor actual refleja las evaluaciones actuales del mercado, en la fecha del balance, del valor temporal del dinero, así como el riesgo específico relacionado con el pasivo en particular. 2.6.10. Resultados por acción básico y diluido: La ganancia básica por acción se ha obtenido dividiendo la cifra del resultado del ejercicio entre la media ponderada de acciones ordinarias en circulación durante el ejercicio. La ganancia diluida por acción coincide con la ganancia básica, dado que la Sociedad no posee acciones preferidas ni deuda convertible en acciones, que pueda diluir este resultado.

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2.6.11. Reconocimiento de ingresos: Los ingresos por ventas de crudo, gas natural, productos petroquímicos y refinados se reconocen con la transferencia del dominio de acuerdo con los términos de los contratos relacionados, lo cual se sustancia cuando el cliente toma propiedad del producto, asumiendo sus riesgos y beneficios, los precios han sido determinados y la cobrabilidad ha sido razonablemente asegurada. Los ingresos por ventas correspondientes a las actividades de producción de petróleo y gas natural, en los que la Sociedad tiene participación compartida con otros productores, se reconocen sobre la base de la participación contractual que la Sociedad detenta en cada consorcio con prescindencia de la asignación real. En caso de que se produzcan desbalanceos entre la asignación real y la asignación por contrato, esto dará lugar al reconocimiento de una deuda o de un crédito, según la producción asignada a la Sociedad sea en exceso o en defecto respecto de la producción resultante de su participación contractual en el consorcio. Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 la Sociedad mantiene registrado pasivos en concepto de desbalanceos de gas por un importe de 3, 4, y 6 respectivamente, que corresponden a 47, 57 y 80 millones de metros cúbicos, respectivamente. La Sociedad acuerda operaciones de intercambio de gas oil y de naftas comerciales con otras compañías refinadoras en localizaciones geográficas distintas, con el objetivo de optimizar la cadena logística. Estas transacciones se exponen netas en el Estado de Resultados Individual. Los ingresos por ventas correspondientes a la actividad de generación de electricidad se reconocen por el método del devengado, comprendiendo la energía y la potencia efectivamente despachadas. 3. Juicios contables críticos y fuentes clave para la estimación de las incertidumbres En la elaboración de informaciones financieras es necesario utilizar estimaciones para ciertos activos, pasivos y otras transacciones. Aunque la Dirección de la Sociedad utiliza premisas y juicios que se revisan periódicamente, los resultados reales pueden diferir en relación a las estimaciones realizadas. Las estimaciones y criterios se evalúan periódicamente y se basan en la experiencia histórica y otros factores, incluyendo expectativas de hechos futuros que se considera son razonables en las circunstancias. A continuación se detallan las estimaciones y premisas más significativas: 3.1 Reservas de hidrocarburos Por reservas se entiende a los volúmenes de petróleo y gas (expresado en m3 equivalentes de petróleo) que originan o están asociados a algún ingreso económico, en las áreas donde la Sociedad opera o tiene participación (directa o indirecta) y sobre los cuales se posee derechos para su explotación, incluyendo los volúmenes de hidrocarburos relacionados con aquellos contratos de servicios en los cuales la Sociedad no tiene propiedad sobre las reservas ni sobre los hidrocarburos extraídos y las que se estiman serán producidas para el contratante bajo los contratos de obras. Existen numerosos factores que generan incertidumbre con respecto a la estimación de las reservas probadas y con respecto a la estimación de perfiles de producción futura, costos de desarrollo y precios, incluyendo diversos factores que escapan al control del productor. El procedimiento de cálculo de las reservas es un proceso subjetivo de estimación de petróleo crudo y gas natural a ser recuperado del subsuelo, que involucra cierto grado de incertidumbre. La estimación de reservas se realiza en función a la calidad de la información de geología e ingeniería disponible a la fecha de cálculo y de su interpretación. Las estimaciones de reservas son ajustadas en la medida que cambios en los aspectos considerados para la evaluación de las mismas así lo justifiquen o, al menos, una vez al año. Dichas estimaciones de reservas han tenido en cuenta las efectuadas por firmas de consultores hidrocarburíferos.

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3.2 Provisión para abandono de pozos Las obligaciones relacionadas con el abandono de pozos una vez finalizadas las operaciones implican que la Gerencia realice estimaciones respecto de los costos de abandono a largo plazo y del tiempo restante hasta el abandono. Cabe destacar que la tecnología, los costos y las consideraciones de política, ambiente y seguridad cambian continuamente, lo que puede resultar en diferencias entre los costos futuros reales y las estimaciones. 3.3. Deterioro del valor de los activos A los efectos de evaluar la recuperabilidad de los activos no financieros, los activos se agrupan en los menores niveles para los cuales existen flujos de fondos identificables individualmente. Para dichos fines, cada sociedad asociada y cada sociedad controlada en forma conjunta se ha considerado como una UGE. 3.4. Contingencias La Sociedad está sujeta a diversas demandas, juicios y otros procedimientos legales que surgen en el curso habitual de sus negocios. Los pasivos con respecto a dichas demandas, juicios y otros procedimientos legales no pueden estimarse con certeza. La Sociedad analiza el estado de cada contingencia y evalúa la potencial exposición financiera, aplicando los criterios indicados en la nota 2.6.10, para lo cual elabora las estimaciones principalmente con la asistencia de los asesores legales. Las contingencias incluyen a los procesos judiciales pendientes o reclamos por eventuales perjuicios a terceros por daños originados en el desarrollo de las actividades, así como también reclamos de terceros originados en cuestiones de interpretación legislativa. La Sociedad evalúa la existencia de gastos adicionales directamente asociados con la resolución definitiva de cada contingencia, los cuales se incluyen en su valuación en el caso de que su monto pueda ser razonablemente estimado. Si la potencial pérdida no es probable, pero sí razonablemente posible, o es probable pero su monto no puede ser estimado, la naturaleza del pasivo contingente y una estimación de la posibilidad de ocurrencia se revela en nota a los estados financieros. Las contingencias consideradas remotas no son reveladas, a menos que involucren garantías, en cuyo caso se incluye en nota a los estados financieros la naturaleza de las garantías. 3.5 Medio ambiente: Los costos incurridos para limitar, neutralizar o prevenir la contaminación ambiental se activan sólo si se cumple al menos una de las siguientes condiciones: (a) se trata de mejoras en la seguridad; (b) se previene o limita el riesgo de contaminación ambiental; o (c) los costos se incurren para preparar a los activos para su venta y no incrementan el valor registrado por encima de su valor recuperable. Los pasivos relacionados con costos futuros de remediación son registrados cuando a partir de la evaluación ambiental es probable su materialización y los costos pueden ser estimados razonablemente. La oportunidad y la magnitud de dichas provisiones están generalmente enmarcadas en un plan de acción, sea éste un plan de remediación aprobado, o bien la venta o disposición de un activo. En general, la provisión se determina en función a la probabilidad de que un futuro compromiso de remediación pueda ser requerido. La valuación de los pasivos está determinada en función a la mejor estimación de la Sociedad del valor actual de los costos futuros, usando la tecnología disponible y aplicando las leyes y regulaciones relativas a la protección del medio ambiente actualmente vigentes, como así también las propias políticas de la Sociedad en la materia. 3.6 Beneficios al personal: A los efectos de reconocer los cargos relacionados con beneficios al personal, la Sociedad utiliza los supuestos actuariales indicados en la Nota 23.

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4. Gestión de riesgos financieros y del capital 4.1. Objetivos y políticas de gestión de riesgos Como consecuencia de sus operaciones, la Sociedad está expuesta a una serie de riesgos asociados a los mercados donde opera. La Sociedad adopta una metodología de gestión de riesgos integrada, donde el foco no está puesto en los riesgos individuales de las operaciones de las unidades de negocio, sino en una perspectiva más amplia enfocada en el monitoreo de los riesgos que afectan a todo su portafolio. La estrategia de gestión de riesgos de la Sociedad, en línea con la estrategia de integración de sus negocios, busca lograr un balance entre los objetivos de rentabilidad y el nivel de exposición al riesgo. La Sociedad y sus subsidiarias no contratan ni negocian instrumentos financieros derivados para fines especulativos. El Directorio de la Sociedad acuerda las políticas para la gestión y administración de cada uno de los riesgos que se mencionan a continuación, las cuales han sido aplicadas consistentemente en los períodos bajo análisis presentados en los presentes estados financieros: 4.1.1. Riesgos de precio de commodities Las operaciones que realiza Petrobras Argentina están afectadas por numerosos factores que se encuentran fuera del control de la Sociedad, incluyendo variaciones en los precios de mercado de sus productos, regulaciones del gobierno referidas a precios, impuestos y otros gravámenes, regalías y otros factores. En Argentina, una serie de regulaciones de los últimos años, focalizadas principalmente en el sector de energía y orientadas a reducir el impacto de presiones inflacionarias, han acotado la posibilidad de modificar los precios de los productos. En los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, Petrobras Argentina no ha utilizado instrumentos financieros derivados para mitigar riesgos relacionados con fluctuaciones en los precios de commodities. 4.1.2. Riesgos asociados a tipos de cambio El resultado de las operaciones y la situación financiera de la Sociedad son sensibles a variaciones en los tipos de cambio entre el peso argentino y otras monedas. La divisa que genera la mayor exposición es el dólar estadounidense. La exposición de Petrobras Argentina a otras monedas diferentes al dólar estadounidense no es significativa. La Sociedad tiene una posición monetaria activa neta en moneda extranjera debido a que una parte significativa de su endeudamiento está designado como cobertura de la inversión denominado en moneda extranjera, por lo cual las diferencias de cambio generadas por este endeudamiento se imputan en Otros resultados integrales.

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Los importes en libros de los activos y pasivos monetarios denominados en moneda extranjera al final de cada ejercicio sobre el que se informa, incluyendo la deuda designada como cobertura indicada anteriormente, son los siguientes:

Al 31 de diciembre de 2013, entre los meses de julio y octubre, la Sociedad utilizó instrumentos financieros derivados, los cuales no generaron resultados significativos. En los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2012 y 2011, la Sociedad no ha utilizado instrumentos financieros derivados para mitigar riesgos relacionados con fluctuaciones en los tipos de cambio. Análisis de sensibilidad del tipo de cambio En función de la situación financiera al 31 de diciembre de 2013, la Dirección estima que por cada aumento o disminución en el tipo de cambio de un 20% frente al dólar estadounidense daría lugar a una ganancia o pérdida antes de impuestos de 160 . Adicionalmente, estima que se daría un aumento o disminución de 130 en Otros resultados integrales por la conversión de las operaciones denominadas en moneda extranjera, neto del endeudamiento designado como cobertura. Este análisis de sensibilidad no representa el riesgo cambiario inherente. Al 31 de diciembre de 2012 y 2011, la Dirección estimó que por cada aumento en el tipo de cambio de $ 0.10 frente al dólar estadounidense daría lugar a una ganancia antes de impuestos de 7 y 13 y a una disminución del patrimonio de 68 y 54, respectivamente. Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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4.1.3. Riesgos asociados a tasa de interés La gestión del riesgo de tasa de interés busca reducir los costos financieros y limitar la exposición de la Sociedad al aumento en las tasas de interés. Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 aproximadamente el 90%, el 93% y el 98%, respectivamente del total de la deuda financiera estaba sujeta a tasas de interés fijas, y el resto estaba sujeta a tasas de interés variable. La información referida a la financiación de la Sociedad y a las tasas de interés relacionadas se indica en Nota 21. En los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, Petrobras Argentina no ha utilizado instrumentos financieros derivados para mitigar riesgos relacionados con fluctuaciones en las tasas de interés. Análisis de sensibilidad de tasa de interés Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 la deuda de la Sociedad sujeta a tasa de interés variable ascendía a 188, 44 y 54, respectivamente. En 2013, 2012 y 2011, teniendo en cuenta su escasa materialidad, la Sociedad no está expuesta a un riesgo significativo de flujo de fondos como consecuencia de cambios en las tasas de interés. 4.1.4. Riesgo de liquidez El riesgo de liquidez representa el riesgo de que la Sociedad no tenga fondos suficientes para cumplir con todas sus obligaciones, tanto de naturaleza económica, laboral o comercial. El riesgo de liquidez está asociado a la capacidad de la Sociedad para financiar sus compromisos y llevar a cabo sus planes de negocio con fuentes de financiamiento estables, así como también al nivel de endeudamiento y al perfil de vencimientos de la deuda financiera. Petrobras Argentina mantiene una política de protección frente al riesgo de liquidez. Para ello mantiene disponibilidades de recursos en efectivo, otros instrumentos financieros líquidos y líneas de crédito no comprometidas en volumen suficiente, para hacer frente a los vencimientos de préstamos y deudas financieras, además de un balance entre deuda de corto y largo plazo. La Sociedad tiene vigente una política de captación de fondos que establece parámetros para evitar concentración en las fuentes de financiamiento y las contrapartes crediticias. La Sociedad invierte sus fondos líquidos en entidades financieras locales y del exterior con una adecuada calificación crediticia. La Sociedad gestiona su liquidez de acuerdo con una política aprobada por su Directorio. Adicionalmente utiliza una metodología para el análisis y asignación de límites de crédito a las diferentes entidades financieras y fondos comunes de inversión de manera de minimizar el riesgo de crédito asociado. Índice de liquidez: A continuación se expone la determinación del índice de liquidez de la Sociedad para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011:

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Análisis de vencimientos de pasivos financieros A continuación se expone la estimación de las futuras obligaciones por vencimientos contractuales remanentes para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011. Estas estimaciones son realizadas en base a información disponible al cierre de 31 de diciembre de 2013 y puede no reflejar los importes reales en el futuro. Por lo tanto, los montos expuestos se proporcionan al sólo efecto ilustrativo.

(a) Corresponde a menos de tres meses.

(b) Corresponde a menos de tres meses.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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(c) Corresponde a menos de tres meses. 4.1.5. Riesgo de crédito El riesgo crediticio representa la exposición a posibles pérdidas derivadas de la falta de cumplimiento de contrapartes comerciales o financieras respecto a sus obligaciones asumidas para con la Sociedad. Este riesgo deriva principalmente de factores económicos y financieros, o de la posibilidad de que la contraparte entre en default. El riesgo de crédito está asociado a la actividad comercial de la Sociedad a través de los créditos por ventas otorgados a clientes, así como también a las disponibilidades y depósitos en bancos e instituciones financieras. La Sociedad, en el curso habitual de sus negocios y de acuerdo con su política de crédito, otorga crédito a una gran base de clientes, principalmente amplios sectores de la industria, incluyendo operadores de estaciones de servicio, refinadoras, exportadoras, compañías petroquímicas, distribuidores de gas natural, grandes usuarios de electricidad y distribuidores de energía eléctrica, entre otros. La Sociedad realiza permanentemente evaluaciones crediticias sobre la capacidad financiera de sus clientes, lo cual minimiza el riesgo potencial de pérdidas por incobrabilidad. La Sociedad constituye una previsión para deudores incobrables. Esta previsión representa la mejor estimación de la Sociedad de las posibles pérdidas en relación con los créditos por ventas. Al 31 de diciembre de 2012 los créditos por ventas de la Sociedad totalizan 2.592, de los cuales el 97% son a corto plazo y el 3% restante se clasifica como no corriente y corresponden principalmente a CAMMESA (empresa nacional encargada de comprar energía eléctrica a los generadores y venderla a los distribuidores). Exceptuando CAMMESA, que representa aproximadamente el 33% del total de los créditos por ventas, la Sociedad no tiene una concentración significativa de riesgo de crédito, estando dicha exposición atomizada entre un gran número de clientes y otras contrapartes. Ningún otro cliente concentra un porcentaje significativo del importe total de estas cuentas por cobrar. El riesgo de crédito de los fondos líquidos y otras inversiones financieras es acotado dado que las contrapartes son entidades bancarias con calificaciones crediticias consideradas adecuadas. La Sociedad también tiene vigente una política de liquidez. 4.1.6. Gestión del capital El objetivo principal de la gestión del capital de la Sociedad es mantener la calidad crediticia y ratios de capital que permitan sustentar su negocio y maximizar el valor para sus accionistas. Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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Asimismo, Petrobras Argentina busca mantener un nivel de generación de fondos de sus actividades operativas que le permitan atender su plan de inversiones y cumplir con todos sus compromisos. En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, los fondos generados por las operaciones totalizaron 2.446, 3.556 y 1.951, respectivamente. El Directorio de las compañías donde Petrobras Argentina posee influencia significativa o ejerce control conjunto formulan sus propias políticas de gestión de riesgo. Índice de endeudamiento: A continuación se expone la determinación del índice de endeudamiento de la Sociedad para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011:

4.2. Instrumentos financieros por categorías Al 31 de diciembre de 2013, 2012, 2011, la clasificación de los instrumentos financieros por categoría es la siguiente:

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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4.3. Valor razonable de los instrumentos financieros Para estimar los valores razonables de cada clase de instrumento financiero se han utilizado los siguientes métodos y supuestos:


Los valores contables de efectivo, equivalentes de efectivo, cuentas a cobrar y obligaciones a corto plazo se aproximan a su valor razonable, debido a los vencimientos a corto plazo de estos instrumentos.




El valor razonable de las participaciones en fondos comunes de inversión se reconoció sobre la base de precios cotizados en el mercado a la fecha de cierre del ejercicio para activos idénticos en mercados activos y, en consecuencia, se clasificó como Nivel 1.

El valor razonable de los títulos de deuda a largo plazo que cotizan en el mercado de valores se basa en precios de mercado cotizados a la fecha de cierre de ejercicio, y en relación con los títulos de deuda a largo plazo restantes, el valor razonable se estimó en base a las tasas corrientes a disposición de la Sociedad para títulos de deuda con vencimientos restantes similares. A continuación se exponen los valores razonables estimados de los instrumentos financieros al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 valuados a costo amortizado, excepto de los instrumentos financieros mencionados anteriormente cuyos valores contables se aproximan a los valores razonables:


4.4. Valor razonable por jerarquía El valor razonable es una medición basada en el mercado que debe determinarse en base a supuestos que utilizarían los participantes del mercado en la determinación del precio de un activo o un pasivo. La Sociedad utiliza la siguiente jerarquía de tres niveles para la medición del valor razonable, que prioriza los datos observables utilizados en la valuación del valor razonable:


Nivel 1: Datos observables tales como precios cotizados en mercados activos para activos o pasivos similares;




Nivel 2: Datos diferentes a los precios cotizados en mercados activos, y que son observables ya sea directa o indirectamente; y




Nivel 3: Datos no observables con poca o ninguna información de mercado, en cuyo caso se requiere que la entidad informante desarrolle sus propios supuestos.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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Si una o más de las informaciones significativas no estuvieran basadas en información de mercado observable, los instrumentos financieros relacionados son incluídos en el Nivel 3.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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5.1 Gastos imputables al costo de ventas

6. Gastos de administración y comercialización

7. Gastos de exploración

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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8. Otros resultados operativos

(1) Corresponde a cargos relacionados con cuestiones medioambientales llevadas a cabo por la Sociedad, derivados del incremento de los niveles de exigencia de las políticas internas en materia medioambiental, alineados con estándares internacionales de excelencia.

9. Resultados financieros

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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10. Ganancia por acción La Asamblea de Accionistas de la Sociedad celebrada el 29 de marzo de 2012 dispuso la capitalización de resultados no asignados por 1.009, a través de la emisión de 1.009.618.410 acciones ordinarias con valor nominal de $ 1 por acción. Conforme NIC 33, el promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación utilizado para el calculo del resultado por acción se ajustó retroactivamente para todos los períodos presentados. El cálculo del resultado por acción, en sus versiones básica y diluida, se determina de acuerdo con lo expuesto a continuación:

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

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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11. Efectivo y equivalentes de efectivo

12. Inversiones en sociedades relacionadas 12.1. Inversiones en negocios conjuntos

12.1.1. Distrilec: En el primer trimestre de 2013 la Sociedad vendió a Hidroeléctrica Piedra del Águila S.A. y a La Plata Cogeneración S.A. la totalidad de su participación directa e indirecta en PEDASA y PFB por un monto de USD 35 millones, reconociendo una pérdida de 34, de los cuales 6 están imputados en Otros resultados operativos (Nota 8) y 28 en Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación (Nota 12.4). Al 31 de diciembre de 2012, a través de PEDASA y PFB, la Sociedad mantenía una participación indirecta en Distrilec del 48,50%, sociedad controlante de EDESUR. 12.1.2. CIESA: Los accionistas de CIESA, sociedad controlante de TGS, sólo pueden vender las acciones Clase “A”, representativas del 51% del capital social de TGS, si contaran con la previa autorización de la autoridad regulatoria y la aprobación unánime de los accionistas de CIESA. 12.1.3. Valuación de las participaciones en CIESA y Distrilec: Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, la valuación de la participación directa e indirecta en CIESA es de 497, 487 y 269, respectivamente. Al 31 de diciembre de 2011, la valuación de CIESA incluye (185) correspondiente a ajustes incorporados para homogeneizar los criterios de valuación a los de la Sociedad y 110 por la transferencia a Enron de las acciones de TGS. Al 31 de diciembre de 2012 y 2011, la valuación de la participación indirecta en Distrilec es de 202 y 455, respectivamente, que incluye 19 y 25 correspondientes al mayor valor de adquisición registrado por la Sociedad respecto al valor patrimonial de Distrilec al momento de su compra. La valuación contable de dichas participaciones no excede su valor recuperable. Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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12.1.4. Endeudamiento de CIESA: Como consecuencia del escenario macroeconómico configurado en la Argentina a partir de la sanción de la Ley de Emergencia Pública, CIESA no pagó a su vencimiento, en abril de 2002, el capital y la última cuota de intereses de sus obligaciones negociables emitidas en 1997 por un valor nominal de USD 200 millones, así como tampoco acuerdos de cap y collar de tasa de interés. A partir de abril de 2004, los accionistas y acreedores financieros de CIESA celebraron una serie de acuerdos, por los cuales, entre otras acciones, se previó la realización de ciertas transferencias accionarias a fin de proveer la flexibilidad necesaria para avanzar en la reestructuración de la deuda financiera de CIESA antes mencionada. En este sentido, el 1 de setiembre de 2005 celebraron un Acuerdo de Reestructuración de la Deuda Financiera (Acuerdo de Reestructuración), el cual estaba sujeto a las aprobaciones del ENARGAS y la CNDC, sucediéndose a partir de enero de 2009 una serie de reclamos judiciales ante los Tribunales de Nueva York. El 10 de mayo de 2011 CIESA suscribió un Acuerdo de Entendimiento con Pampa Energía S.A., Pampa Inversiones S.A. e Inversiones Argentina I Ltd. (“Grupo Pampa”), el cual pasó a ser, asimismo, titular de las obligaciones negociables, y el 18 de mayo de 2011 se suscribió una modificación al Acuerdo de Reestructuración por la cual el Grupo Pampa ingresó en dicho acuerdo. El 5 de octubre de 2011, mediante nota N° 11.362, el ENARGAS expresó no tener objeciones regulatorias al Acuerdo de Reestructuración y expresó que el mismo podrá hacerse efectivo una vez que se obtenga la aprobación por parte de la CNDC. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros, la autorización de la CNDC aún no fue obtenida. Con fecha 13 de julio de 2012, CIESA, el Grupo Pampa y la Sociedad llegaron a un acuerdo transaccional por el cual las partes involucradas desistieron de todos los reclamos, acciones y derechos bajo los juicios tramitados en los Tribunales de Nueva York, extinguiéndolos. Como resultado de este acuerdo, CIESA canceló la totalidad de la Deuda Financiera mediante: (i) la transferencia al Grupo Pampa del 4,3% de acciones de TGS; (ii) el pago de aproximadamente USD 130 millones; (iii) la condonación de la Deuda Financiera remanente; y (iv) la suscripción de una quinta modificación al Acuerdo de Reestructuración, mediante la cual, una vez obtenida la aprobación gubernamental pendiente, el Grupo Pampa recibirá acciones representativas del 40% del capital social de CIESA que se encuentran bajo el dominio fiduciario de The Royal Bank of Scotland, Sucursal Argentina. Como resultado de la cancelación total de la Deuda Financiera de CIESA, en el tercer trimestre de 2012 la Sociedad registró una ganancia de 291 por su participación accionaria en CIESA, de los cuales 221 y 165 están imputados en Otros resultados operativos y Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación, respectivamente, con un cargo de 95 en Impuesto a las ganancias. En virtud de la celebración del Acuerdo mencionado en la presente nota y a lo dispuesto en la reunión de Directorio de CIESA celebrada el 23 de octubre de 2012, el 2 de enero de 2013 CIESA notificó a la CNV de la cancelación formal de las Obligaciones Negociables iniciando los actos necesarios para el retiro de la Sociedad del Régimen de Oferta Pública y Cotización. 12.1.5. Situación tarifaria de las empresas de servicios públicos 12.1.5.1. Marco general El escenario configurado a partir de la sanción de la Ley de Emergencia Pública implicó un profundo cambio en la ecuación económica – financiera de las empresas de servicios públicos, que resultaron afectadas, entre otros, por la devaluación de la moneda, la pesificación y la eliminación de las cláusulas indexatorias sobre las tarifas.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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La Ley de Emergencia Pública determinó la pesificación y la eliminación de cláusulas indexatorias sobre las tarifas de servicios públicos, quedando las tarifas establecidas en pesos a la relación de cambio 1 peso igual a 1 dólar. Asimismo, se autorizó al PEN a renegociar los contratos que tengan por objeto la prestación de servicios públicos, teniendo en cuenta los siguientes criterios: i) el impacto de las tarifas en la competitividad de la economía y en la distribución de ingresos, ii) la calidad de los servicios y los planes de inversión, cuando ellos estuviesen previstos contractualmente, iii) el interés de los usuarios y la accesibilidad de los servicios, iv) la seguridad de los sistemas comprendidos, y v) la rentabilidad de las empresas. Con fecha 12 de febrero de 2002 el PEN emitió el Decreto N° 293/02 a través del cual se encomendó al Ministerio de Economía y Producción la renegociación de los contratos con empresas de servicios públicos. En julio 2003, se creó la UNIREN con la misión de asistir en el proceso de renegociación de contratos de obras y servicios públicos, suscribir acuerdos integrales o parciales y elevar proyectos normativos concernientes a adecuaciones transitorias de precios y tarifas, entre otras cosas. En diciembre de 2013 se sancionó la Ley N° 26.896, la cual extendió hasta el 31 de diciembre de 2015 el plazo para renegociar los contratos de obras y servicios públicos. 12.1.5.2. TGS Luego de que la UNIREN le remitiera distintas propuestas en vista a lograr la readecuación tarifaria de su contrato de concesión, las cuales oportunamente habían sido evaluadas como insuficientes, en octubre de 2008 TGS suscribió con la UNIREN un acuerdo transitorio que establece un aumento tarifario del 20% con efecto retroactivo a partir del 1 de setiembre de 2008, y la aplicación de los fondos originados por dicho aumento a un plan de inversiones en el sistema de transporte de gas previsto en el mismo acuerdo. Con fecha 3 de diciembre de 2009, el PEN emitió el Decreto N° 1.918/09 mediante el cual ratifica dicho acuerdo transitorio, por lo que TGS estará en condiciones de facturar a sus clientes el aumento tarifario luego que el ENARGAS publique el nuevo cuadro tarifario y defina la metodología de facturación del efecto retroactivo. Sin embargo, dicho acto administrativo no se efectivizó y ante la excesiva demora, en agosto de 2010, TGS solicitó por carta al ENARGAS la autorización para publicar el cuadro tarifario que contiene el incremento tarifario transitorio del 20% y la metodología de cobro del retroactivo de dicho aumento, solicitando la aplicación de una tasa de interés conforme la modalidad de pago que se establezca. El ENARGAS respondió a TGS que había remitido los antecedentes y el proyecto tarifario a la SCyCG, dependiente del MPFIPyS, con fundamento en la Resolución N° 2000/2005 del MPFIPyS. El 30 de setiembre de 2010, TGS interpuso una acción de amparo en los términos del artículo 43 de la Constitución Nacional y de la Ley N° 16.986, contra el ENARGAS y contra la SCyCG, a fin de obtener la implementación del nuevo cuadro tarifario. El 8 de noviembre de 2010, TGS fue notificada de la sentencia que hizo lugar al amparo solicitado, ordenando a la SCyCG a que en el término de 2 días devuelva al ENARGAS la documentación referida al nuevo cuadro tarifario aplicable a TGS en cumplimiento del Decreto N° 1.918/09, y al ENARGAS a que dentro de los 2 días de recibida la documentación citada fije el cuadro tarifario y la metodología de cobro del retroactivo. El ENARGAS y la SCyCG recurrieron la sentencia dictada. Asimismo, el 16 de noviembre de 2010, TGS recibió una invitación de la UNIREN a fin de avanzar en la renegociación del contrato de Licencia con el alcance y en los términos de la Ley de Emergencia Económica, para lo cual requiere la suspensión de la acción de amparo mencionada anteriormente. El 18 de noviembre de 2010, TGS resolvió autorizar la suspensión de la acción mencionada en el párrafo anterior por el plazo de 20 días hábiles renovables automáticamente a su vencimiento (excepto que el Directorio de TGS antes o al término de cada período decida no renovarlo), a fin de avanzar en la renegociación del contrato de Licencia. El 28 de diciembre de 2010, TGS solicitó por carta al ENARGAS y al MPFIPyS la suscripción del escrito de suspensión, la cual a la fecha de emisión de los presentes estados contables no ha tenido respuesta favorable.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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El 5 de abril de 2011, la Sala II de la Cámara de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal fijó el plazo de 60 días hábiles a la SCyCG para que tome la intervención que dispone la Resolución N° 2000/2005 y devuelva las actuaciones al ENARGAS, y al ENARGAS a que dentro de los 60 días hábiles administrativos de recibida las actuaciones citadas de la SCyCG para que verificado el cumplimiento de los recaudos establecidos en el acuerdo transitorio del 9 de octubre de 2008 se pronunciara acerca de la adecuación de tarifas y Régimen Tarifario de Transición allí previsto. TGS y el ENARGAS interpusieron sendos recursos extraordinarios, los cuales fueron rechazados por la Cámara de Apelaciones el 27 de mayo de 2011. El 14 de junio de 2011 el ENARGAS interpuso recurso de queja ante la CSJN. Por su parte, el 25 de agosto de 2011 la SCyCG devolvió las actuaciones administrativas citadas al ENARGAS dando cuenta que tomó la intervención que dispone la Resolución N° 2000/2005. El 11 de junio de 2012 la Corte Suprema de Justicia de la Nación requirió las actuaciones principales a los fines de resolver el recurso de queja interpuesto por el ENARGAS, habiendo la Sociedad dejado constancia del cumplimiento por parte de la SCyCG de la demanda judicial dispuesta a su respecto la CSJN el 28 de noviembre de 2013 rechazó el recurso de queja interpuesto por el ENARGAS contra la resolución que rechazó el Recurso Extraordinario interpuesto contra la sentencia que confirmó en lo sustancial la sentencia dictada por el Juez de Primera Instancia que hizo lugar a la acción de amparo interpuesta por la Sociedad. Ello así, y habiendo tomado intervención la Subsecretaría de Coordinación y Control de Gestión del MPFIPyS, solo resta que el ENARGAS, verificado el cumplimiento de los recaudos del Acuerdo Transitorio, se pronuncie, según corresponda, acerca de la adecuación de las tarifas y el régimen de transición allí previsto. En virtud del transcurso de más de un año desde la publicación del Decreto N° 1.918/09 y la concesión del mencionado recurso de apelación con efecto suspensivo, lo que denota un cambio sustancial en las condiciones que determinaron la registración original del ajuste tarifario, la Dirección de TGS resolvió: (i) discontinuar en adelante la registración de los ingresos correspondientes al aumento tarifario, y (ii) revertir la provisión del crédito registrada en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009 y en el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2010. Esta decisión de la Dirección de TGS no implica renuncia al derecho que le asiste en virtud del Decreto N° 1.918/09. La vigencia del acuerdo transitorio se extenderá hasta la fecha de entrada en vigencia del acuerdo de renegociación integral de la licencia a suscribir con el Gobierno Nacional. Según establece el acuerdo transitorio, TGS debería llegar a un consenso con la UNIREN sobre las modalidades, plazos y oportunidades de la suscripción del acuerdo integral antes de la fecha en que vence la Ley de Emergencia Económica. En el caso que no se llegue a dicho consenso, la UNIREN elevará un informe al PEN con las recomendaciones de los pasos a seguir. A principios de octubre de 2008, TGS recibió de la UNIREN una propuesta de acuerdo de renegociación integral (que incluye el aumento inicial de tarifas del 20%). En octubre de 2011 se recibió una nueva propuesta, similar a la anterior, y que aceptada por TGS permite a la UNIREN iniciar el procedimiento administrativo previsto para su firma cuando este en su caso concluya favorablemente luego de la intervención de los distintos organismos competentes. Inversión en CIESA/TGS Al 31 de diciembre de 2013 el valor de libros de la inversión en CIESA (accionista controlante de TGS) asciende a 497 y representa aproximadamente un 2% de los activos totales de Petrobras Argentina. La Sociedad ha efectuado la prueba de recuperabilidad del valor de dicha inversión en base a premisas de incrementos de tarifas del negocio de TGS, determinando que no deben registrarse pérdidas por desvalorización. La materialización de ciertas premisas utilizadas en la evaluación es altamente sensible al contexto económico y es contingente de hechos y acciones futuras, algunas de las cuales están fuera del alcance de la Dirección de la Sociedad y podrían afectar el valor contable de los activos.

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12.2. Inversiones en compañías asociadas

(1) Se incluye Petrokariña S.A., Petroritupano S.A., Petroven-Bras S.A. y Petrowayú S.A. (2) El movimiento de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, incluye (580), (189) y (78) imputados en “Otros resultados integrales” y (520), (285) y (281), imputados en “Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación”, respectivamente (Ver nota 12.4).

Inversiones en las empresas mixtas en Venezuela En abril de 2005, el MEP instruyó a PDVSA a revisar los 32 convenios operativos celebrados por filiales de PDVSA con empresas petroleras entre 1992 y 1997. Dicha instrucción estableció que PDVSA debería tomar todas las medidas necesarias para convertir los convenios operativos a la modalidad de empresas mixtas. En agosto de 2006, se firmaron los contratos de conversión de los convenios operativos, a través de los cuales se estableció que la participación de los privados en las nuevas empresas fuera del 40%, correspondiéndole al estado venezolano la participación del 60%. Petroritupano S.A., Petrowayú S.A., Petroven-Bras S.A. y Petrokariña S.A. (en conjunto “empresas mixtas”) son empresas constituidas como resultado del proceso de migración de los convenios operativos que regulaban la explotación en Venezuela de las áreas de Oritupano Leona, La Concepción, Acema y Mata, respectivamente. Las empresas mixtas deben vender a PDVSA todos los hidrocarburos líquidos que produzcan en el área delimitada y el gas natural asociado (cuando así lo contemple el contrato), de acuerdo con una fórmula de precios asociada a marcadores internacionales como el WTS y WTI. Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, el valor contable de las participaciones directas e indirectas en las compañías mixtas neto de previsiones es de 3.078, 2.634 y 2.450, respectivamente. La recuperabilidad de estas inversiones es altamente sensible a la volatilidad del precio del petróleo crudo, a los cambios en materia económica, social y regulatoria en Venezuela, y en particular a los planes de negocio resultantes para el desarrollo de las reservas de tales compañías. En la determinación del valor razonable, la Sociedad consideró: precios basados en los planes de negocios, curvas de producción, costos de las operaciones a valores de mercado y necesidades de inversión para el desarrollo de las reservas de dichas compañías. Las tasas de descuento utilizadas para la medición a valor razonable consideran el tipo de activo en cuestión, el segmento de negocio y el país donde se desarrollan las operaciones. Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 la Sociedad mantiene previsiones por desvalorización por 2,854, 1.803 y 1.329, respectivamente.

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En oportunidad de la firma de los respectivos contratos de conversión de los convenios operativos, en el año 2006, el Estado Venezolano reconoció a favor de la Sociedad un crédito divisible y transferible por un monto de USD 88,5 millones, que no devenga intereses y que podría ser utilizado para el pago de bonos de adquisición en el marco de cualquier nuevo proyecto de empresa mixta para el desarrollo de actividades de exploración y producción de petróleo, o de licencia para el desarrollo de operaciones de exploración y producción de gas en Venezuela. En virtud de que no se han concretado proyectos para su utilización, así como tampoco han resultado exitosas las gestiones para su transferencia a terceros y no se vislumbran otras alternativas de aplicación, la Sociedad mantiene previsionado integramente el valor del mismo. Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 la Sociedad mantiene previsiones por desvalorización por 574, 434 y 380, respectivamente. 12.3 Inversiones en compañías subsidiarias

12.3.1 Ecuador TLC A partir del año 2006 el Gobierno Ecuatoriano implementó profundas reformas tributarias y regulatorias en la actividad hidrocarburífera, modificando significativamente las condiciones establecidas en oportunidad del otorgamiento de los contratos de participación. Contratos Modificatorios y Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos El 31 de octubre de 2008, EcuadorTLC S.A., Teikoku Oil Ecuador y Petroecuador, entre otros, suscribieron los Contratos Modificatorios que regularon la explotación del Bloque 18 y Palo Azul hasta que las partes negocien la migración a una nueva modalidad contractual. Con fecha 26 de julio de 2010, se aprobó por ministerio de ley la reforma a la Ley de Hidrocarburos vigente que estableció, entre otras cosas, la obligatoriedad de migrar a una nueva modalidad contractual antes del 24 de noviembre de 2010. Como resultado del proceso de negociación antes mencionado, la Sociedad decidió no aceptar la propuesta final recibida del Estado Ecuatoriano para migrar a contratos de servicios en el Bloque 18 y en el Campo Unificado Palo Azul. En consecuencia, mediante Resolución de fecha 25 de noviembre del 2010, la Secretaría de Hidrocarburos notificó a EcuadorTLC S.A. la terminación de dichos Contratos de Participación y encargó a Petroamazonas EP el desarrollo del proceso de transición operacional.

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De acuerdo con lo estipulado en la cláusula novena de los Contratos Modificatorios, el Estado Ecuatoriano deberá indemnizar a las contratistas por un valor equivalente a las inversiones no amortizadas al cierre de cada ejercicio económico, actualizadas a una tasa de interés anual apropiada para este tipo de proyectos en Ecuador, estableciéndose un plazo para que la Sociedad y el Estado Ecuatoriano negocien la determinación de la liquidación del contrato. El 18 de marzo de 2011, la Secretaría de Hidrocarburos, mediante el Oficio N° 626, informó a la Sociedad que se encontraba analizando y estructurando un marco normativo para determinar la liquidación de los contratos. Con fecha 11 de abril de 2011 la Sociedad respondió este Oficio rechazando sus términos por no adecuarse al procedimiento para la determinación del valor de liquidación establecido por las propias partes en los Contratos Modificatorios, el cual no puede ser modificado unilateralmente. En este sentido, la Sociedad comunicó a la Secretaría de Hidrocarburos que continuará dando curso al procedimiento contractual. Con fecha 9 de diciembre de 2011, la Sociedad notificó al Estado Ecuatoriano la existencia de una controversia bajo los términos del Tratado para la Promoción y Protección Recíproca de Inversiones suscrito entre la República Argentina y la República del Ecuador. Ello implica la apertura de un período de negociaciones previo al inicio de un posible arbitraje. Al 31 de diciembre de 2013 EcuadorTLC mantiene registrados 347 a ser recuperados del Estado Ecuatoriano de acuerdo con lo estipulado en los Contratos Modificatorios. Dicho monto no incluye el cálculo de la actualización prevista en dichos contratos, dado que la Sociedad considera que no es posible determinar con certeza la tasa de actualización a ser aplicada. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros, la Sociedad se encuentra realizando las gestiones necesarias con el objetivo de obtener del Estado Ecuatoriano el pago de la compensación prevista en dichos contratos. Contrato de transporte de crudo con OCP La Sociedad mantiene un contrato con OCP, en virtud del cual asumió un compromiso por capacidad de transporte de petróleo de 80.000 barriles diarios por el término de 15 años a partir del 10 de noviembre de 2003. El contrato de transporte es del tipo “Ship or Pay”, por lo cual la Sociedad debe cumplir con sus obligaciones contractuales por la totalidad del volumen contratado, con prescindencia del volumen real transportado, abonando, al igual que los restantes productores, una tarifa que cubre, entre otros, los costos operativos y servicios financieros de OCP. Durante la vigencia de los Contratos Modificatorios, los costos por capacidad de transporte facturados por OCP fueron cargados a gastos mensualmente. Los costos correspondientes al volumen de crudo efectivamente transportado se imputaron en la línea “Gastos de administración y comercialización”, mientras que la porción correspondiente a la capacidad de transporte contratada y no utilizada, se expuso en la línea “Otros resultados operativos” (Nota 8). La Sociedad tiene el derecho de vender la capacidad de transporte en el OCP para mitigar el impacto negativo derivado de su no utilización. En este sentido, la Sociedad negocia periódicamente la venta de capacidad de transporte contratada. Con fecha 31 de diciembre de 2008, la Sociedad suscribió un convenio con Petroecuador por el cual el Estado Ecuatoriano asumió el compromiso de que el crudo disponible de su propiedad que transporta por el OCP, a partir del 1 de enero de 2009 se efectúe con cargo a la capacidad de transporte de petróleo contratada por la Sociedad, hasta un volumen máximo de 70.000 barriles por día. Adicionalmente, la Sociedad ha vendido capacidad de transporte de aproximadamente 8.000 barriles diarios de petróleo para el período julio de 2004 a enero 2012. Como consecuencia de los incumplimientos contractuales por parte de los compradores, la Sociedad se encuentra realizando los reclamos pertinentes. Finalmente, el 40% del compromiso contractual neto, resultante de lo descripto, ha sido asumido por Teikoku Oil Ecuador, como contraprestación por la cesión a esta sociedad de la participación del 40% en el Bloque 18 y Palo Azul en Octubre 2008. En relación con los compromisos indicados, al 31 de diciembre de 2013 EcuadorTLC mantiene registrado un pasivo por la capacidad de transporte neta contratada con OCP, por 370. Las premisas utilizadas para el cálculo del valor razonable incluyen principalmente la estimación de la tarifa aplicable y la capacidad de transporte utilizada por terceros. Las tasas de descuento utilizadas para la medición a valor razonable consideran el tipo de pasivo en cuestión, el segmento de negocio y el país donde se desarrollan las operaciones. Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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La Sociedad debe mantener cartas de crédito a los efectos de asegurar el cumplimiento de sus compromisos financieros relacionados al contrato de transporte “Ship or Pay” con OCP y los correspondientes a las obligaciones comerciales de OCP. Dichas cartas de crédito, con vencimiento final en diciembre de 2018, se liberarán gradualmente en la misma proporción en que se extingan los compromisos indicados. Al 31 de diciembre de 2013, la Sociedad mantiene cartas de crédito por un total aproximado de USD 60 millones. A medida que las cartas de crédito venzan, la Sociedad deberá renovarlas, reemplazarlas o en su defecto dichos montos deberán ser integrados en efectivo. 12.3.2 Innova En marzo de 2011, la Sociedad, a través de su subsidiaria Petrobras Energía Internacional S.A., vendió en USD 332 millones a Petróleo Brasileiro S.A. su participación accionaria en Innova S.A., lo cual implicó la discontinuación de las operaciones en Brasil y la desafectación correspondiente de Resultados diferidos por 134, reconociendo una utilidad antes de la consideración del impuesto a las ganancias de 723, incluido en Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación de Petrobras Energía Internacional S.A. (Nota 12.4). 12.3.3 OCP A través de la subsidiaria Petrobras Bolivia Internacional, la Sociedad tiene una participación accionaria en OCP. OCP mantiene divergencias interpretativas con el fisco ecuatoriano. Durante el ejercicio 2013 se han emitido diversos pronunciamientos judiciales encontrados. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros, la Dirección de OCP se encuentra analizando los pasos administrativos o judiciales a seguir. La Dirección de la Sociedad estima que la resolución de estas cuestiones no tendrá un efecto adverso significativo sobre la posición financiera de la Sociedad. 12.4 Resultado de inversiones valuados bajo el método de la participación

(1) En el ejercicio 2012 la participación directa e indirecta de CIESA incluye 165 como resultado de la reestructuración de su deuda (Nota 12.1.4) (2) Incluye una pédida de 6 por la venta de PFB (Nota 12.1.1) en 2013 e incluye una ganancia de 723 por la venta de INNOVA en 2011 (Notas 12.3.2 y 17.2) (3) Incluye una previsión por desvalorización de 520, 285 y 281 por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011. (4) Incluye una pédida de 22 por la venta de PEDASA en 2013(Nota 12.1.1)

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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12.5 Dividendos cobrados:

12.6 Compra de PELSA El 31 de mayo de 2012 la Sociedad acordó la compra del 39,671% de la participación accionaria en PELSA a su sociedad controlante Petrobras Participaciones S.L. por USD 249,4 millones. A partir de la fecha indicada, Petrobras Argentina tiene el control societario de PELSA con una tenencia accionaria del 58,88%. El precio pactado entre las partes incluye adicionalmente una compensación contingente a favor del vendedor por el término de 10 años a partir de la adquisición que refleje el valor de cualquier identificación de recursos no convencionales comercialmente explotables en las áreas Entre Lomas, Bajada del Palo, Agua Amarga y Charco del Palenque. Dicha compensación se realizará considerando el valor de mercado de dichos recursos a la fecha de la valuación, y será realizada por una evaluadora independiente de prestigio internacional contratada de común acuerdo entre las partes. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros, no se han identificado recursos no convencionales comercialmente explotables, por lo cual la Sociedad no ha reconocido pasivos relacionados con esta transacción. A los efectos de la consolidación de dicha participación accionaria, la Sociedad incorporó los activos y pasivos de la subsidiaria a sus valores de libros a la fecha de la transacción. Teniendo en cuenta que el precio pagado resultó superior al valor de libros, la Sociedad reconoció 693 en el Patrimonio (Nota 2.6.5). El patrimonio neto de PELSA al momento de la compra fue de 1.031.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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12.7 Información sobre participación en sociedades relacionadas al 31 de diciembre de 2013

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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12.8 Información relevante

13. Otras inversiones

14. Créditos por ventas y otros créditos

(1) El movimiento de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 se encuentra imputado en “Gastos de administración y comercialización”. (2) Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 los créditos por ventas corrientes incluyen en promedio 4% de créditos vencidos no previsionados, los cuales no superan el plazo de 3 meses.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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(1) El movimiento de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 incluye (140), (54) y (28) imputados en “Otros resultados integrales”, respectivamente. (2) Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 los créditos corrientes incluyen en promedio de 7% de créditos vencidos no previsionados, los cuales no superan el plazo de 3 meses.

15. Inventarios

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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16. Propiedad, planta y equipos Evolución del rubro

(1) Las disminuciones del rubro “Pozos productores, exploratorios y propiedad minera” del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 incluye 11 por desvalorización del área de Santa Cruz II, imputado en “Otros resultados operativos” (Nota 8).

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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17. Operaciones discontinuadas y bienes mantenidos para la venta 17.1 Refinería San Lorenzo y otros activos del negocio de Refinación y Distribución El 4 de mayo de 2010 el Directorio de la Sociedad aprobó los términos y condiciones del acuerdo de venta a Oil Combustibles S.A. de la Refinería San Lorenzo, su Planta fluvial y la red de comercialización de combustibles asociada. La operación se realizó por un total de USD 102 millones, valor que incluye los activos mencionados anteriormente y las existencias de petróleo y sus diferentes productos. La transferencia se efectivizó el 2 de mayo de 2011 y está sujeta a la aprobación de la CNDC. 17.2 Innova A continuación se expone la apertura de los resultados y la información relevante de los estados de flujo de efectivo proveniente de las operaciones discontinuadas al 31 de diciembre de 2011:

18. Capital social Al 31 de diciembre de 2013 el capital de la Sociedad asciende a 2.019, se encuentra totalmente suscripto, integrado y autorizado a oferta pública. Evolución del capital social en los últimos tres ejercicios sociales: 2013 Acciones ordinarias de V/N $ 1 y con derecho a 1 voto

2,019

2012 2,019

2011 1,010

La Asamblea de Accionistas de la Sociedad celebrada el 29 de marzo de 2012 dispuso la capitalización de resultados no asignados por 1.009, a través de la emisión de 1.009.618.410 acciones ordinarias de VN $ 1 y con derecho a 1 voto por acción. Con fecha 4 de setiembre de 2012 la CNV y la BCBA autorizaron la inscripción registral de dicha emisión. Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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19. Resultados no asignados

(1) La Asamblea de Accionistas de la Sociedad celebrada el 29 de marzo de 2012 dispuso la distribución de la totalidad de los resultados no asignados al 31 de diciembre de 2011 según normas locales vigentes a esa fecha, cuyo total ascendía a 6.725. Como consecuencia de la implementación de las NIIF la Sociedad reconoció una diferencia negativa en los Resultados no asignados, por lo cual no le resultan de aplicación los términos de la Resolución General N° 609 de la CNV.

20. Otras partidas componentes del patrimonio 20.1 Otras reservas

20.2 Otras resultados integrales

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21. Préstamos 21.1. Programas globales de obligaciones negociables Programa global de USD 2.500 millones: Al 31 de diciembre de 2013, bajo este programa, se encuentra en circulación la Clase S, por un valor de USD 300 millones, con vencimiento en mayo de 2017, a una tasa de interés del 5,875% anual. La Clase S cuenta con el respaldo de un contrato de compra Standby Purchase Agreement provisto por Petróleo Brasileiro, según el cual, en caso de falta de pago del capital, intereses y cualquier otro monto adeudado por la Sociedad respecto de la Clase S, Petróleo Brasileiro estará obligada a comprar los derechos de los tenedores de las Obligaciones Negociables de recibir dichos pagos. El destino de los fondos ingresados por la emisión de obligaciones negociables ha sido la refinanciación de pasivos, la recomposición del capital de trabajo, inversiones en activos físicos situados en Argentina, o aportes de capital en sociedades, con aplicación de los fondos a los fines descriptos anteriormente. Las deudas originadas por las emisiones vigentes se exponen netas de la porción a devengar de los descuentos de emisión y de los costos incurridos por dichas emisiones. Programa global de USD 500 millones: La Asamblea General Extraordinaria de Accionistas de Petrobras Argentina S.A. celebrada el 21 de marzo de 2013 aprobó la constitución de un nuevo programa global de emisión de obligaciones negociables por hasta un monto máximo de capital en circulación en cualquier momento de USD 500 millones o su equivalente en otras monedas, con una vigencia de 5 años, o el plazo máximo que pueda ser fijado por la futura regulación que resulte aplicable. La creación del programa fue autorizada por la Resolución N° 17.162 de la CNV de fecha 15 de agosto de 2013. No se han emitido obligaciones negociables bajo este Programa. 21.2. Cláusulas de cross default Las obligaciones negociables y otros endeudamientos financieros vigentes contienen cláusulas de cross default, según las cuales el Trustee, conforme a instrucciones recibidas de tenedores que representen al menos el 25% del capital en circulación correspondiente, en el caso de las obligaciones negociables o el acreedor financiero, según corresponda, puede declarar vencido la totalidad de los importes adeudados, en caso que cualquier endeudamiento de la Sociedad o de sus subsidiarias significativas fuese acelerado ó no fuese cancelado al vencimiento, siempre que dichos importes vencidos y no pagados excedan el mayor de USD 25 millones o el 1% del patrimonio de Petrobras Argentina al momento de dichos vencimientos, y siempre que el incumplimiento no haya sido anulado o subsanado dentro de los plazos legales y/o contractuales que fuesen aplicables. A la fecha de emisión de los presentes estados contables Petrobras Argentina ha cumplido con todas las cláusulas, compromisos y requisitos relacionados con su endeudamiento financiero. 21.3. Composición y evolución del rubro: El detalle de los préstamos al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 es el siguiente:

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Movimientos de Préstamos El movimiento de los préstamos y financiamientos al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 se expone a continuación:

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

Los vencimientos de los préstamos al 31 de diciembre de 2013 son los siguientes:

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

(1) Corresponde al efecto impositivo de las diferencias de cambio originadas por: (i) la revaluación de la inversión neta denominada en moneda extranjera (imputada en el impuesto diferido), y (ii) por la revaluación del endeudamiento nominado en moneda extranjera designado como cobertura de dicha inversión (imputada en el impuesto estimado).

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

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

Los quebrantos pueden ser utilizados hasta las fechas indicadas a continuación:

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23. Beneficios sociales y otros beneficios para el personal

23.1. Plan de contribuciones definidas: Plan complementario de pensión para el personal En noviembre de 2005 el Directorio de Petrobras Argentina aprobó la implementación de un plan de contribuciones definidas de adhesión voluntaria para aquellos empleados que cumplan con determinadas condiciones. A través de este plan, Petrobras Argentina realiza aportes a un fideicomiso en una cuantía equivalente a las contribuciones de ley que efectúan los empleados adheridos al plan, de acuerdo con un esquema de contribución definido para cada nivel salarial. Los empleados adherentes pueden efectuar aportes voluntarios que excedan a los establecidos en el esquema de contribución, los que no son considerados a efectos de las contribuciones que debe efectuar la Sociedad. En los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, Petrobras Argentina bajo tal plan contabilizó pérdidas de 17, 15 y 12, respectivamente. 23.2. Planes de beneficios definidos: Plan “Indemnity” Es un plan de beneficios por el cual los empleados de la Sociedad que cumplan con determinadas condiciones son elegibles para recibir al momento de su egreso por jubilación un mes de sueldo por año de servicio en la empresa, con un mínimo de seis sueldos, de acuerdo con una escala decreciente conforme a los años de vigencia del Plan complementario de pensión para el personal. Fondo Compensador Es un plan de pensión al que tienen derecho aquellos empleados de Petrobras Argentina que hayan ingresado con anterioridad al 31 de mayo de 1995 y adheridos a los planes de contribuciones definidas vigentes en cada oportunidad y cuenten con la cantidad de años de servicio requerida. El beneficio es calculado en base al último salario computable de los trabajadores comprendidos en el fondo y a la cantidad de años de servicio. El plan es de naturaleza complementaria; esto significa que el beneficio recibido por el empleado consiste en el monto determinado de conformidad con las disposiciones del plan, después de deducir los beneficios otorgados en virtud del plan de contribuciones definidas mencionado en el apartado anterior, y del sistema de jubilaciones, de modo tal que la suma de los beneficios totales recibidos por cada empleado sea equivalente a lo definido en el plan. El plan requiere la realización de un aporte a un fondo por parte de la Sociedad, sin que resulte necesario aporte alguno por parte de los empleados. Los activos del fondo son aportados a un fideicomiso, y son invertidos en instrumentos de mercado de dinero denominados en dólares estadounidenses con el objetivo de preservar el capital acumulado y lograr un rendimiento acorde un perfil de riesgo moderado. Además, aunque no existe una asignación de destino de los activos para los años siguientes, los fondos son invertidos principalmente en bonos del Gobierno de los Estados Unidos, papeles comerciales con calificación A1 o P1, fondos mutuos con calificación AAAm- y certificados de depósito en bancos de Estados Unidos con calificación A + o superior, de conformidad con el Contrato de Fideicomiso firmado con el Bank of New York Mellon, de fecha 27 de marzo de 2002, debidamente enmendada por la Carta de Inversiones Autorizadas, de fecha el 14 de setiembre de 2006. El Bank of New York Mellon es el agente fiduciario, siendo Towers Watson el agente administrador. En caso de producirse un excedente, debidamente certificado por un actuario independiente, de los fondos fideicomitidos destinados a cancelar los beneficios definidos otorgados por el plan, Petrobras Argentina podrá optar por disponer del mismo, para lo cual deberá efectuar la comunicación correspondiente al agente fiduciario.

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El retorno esperado de los activos del plan se calcula en base al retorno promedio de inversiones de corto plazo comparables, más algunos ajustes en caso que sea necesario reflejar expectativas de retornos futuros. Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 la información actuarial más relevante relacionada con los planes de pensión de beneficios definidos descriptos es la siguiente:

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23.3. Otros beneficios al personal:

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

23.4. Financiamiento de los planes de pensión – Fideicomiso Optimum Petrobras La Sociedad, en su carácter de fiduciante, firmó un contrato de fideicomiso con el BNP Paribas Argentina Investment Partners S.A., en su carácter de fiduciario, cuyo activo fideicomitido está constituido por acciones de la Sociedad (Nota 2.6.5). Al 31 de diciembre de 2013, el activo fideicomitido está constituido por 5.808.428 acciones de la Sociedad. El fideicomiso tiene como único y exclusivo objeto el de realizar periódicamente el aporte de acciones y/o de los fondos que se obtengan producto de la venta de las acciones, con el objeto de que la Sociedad cumpla con las obligaciones de pago a los que se encuentra obligada en los términos del Fondo Compensador (Nota 23.2) y del Plan complementario de pensión para el personal (Nota 23.1).

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24. Provisiones

(1) El movimiento de los ejercicios 2013, 2012 y 2011 incluye (148) (31), y (37) correspondientes a pagos netos de nuevos cargos. Los ejercicios 2013 y 2011 incluyen 27 y 260 imputados en Otros resultados operativos, respectivamente (Nota 8). (2) El movimiento de los ejercicios 2013, 2012 y 2011 incluye 103, 30 y 112 imputados en Otros resultados operativos (Nota 8) y (33) (11) y (16) correspondiente a utilizaciones del ejercicio. (3) Corresponde a la valuación de la inversión permanente en dicha subsidiaria. (4) El saldo de pasivos por beneficios al personal que se encontraba incluido en Diversos al 31 de diciembre de 2012 y 2011 por 23 y 14 fue reclasificado al rubro Beneficios al personal según los indicado en la nota 2.2.1.

Medio ambiente Las actividades de la Sociedad están sujetas a numerosas normas ambientales tanto en Argentina como en los demás países en los que opera. A juicio de la Dirección de la Sociedad, sus operaciones en curso cumplen en todos los aspectos relevantes con los requisitos ambientales pertinentes, según se interpretan y aplican a la fecha, incluyendo los compromisos regulatorios de saneamiento asumidos. La Sociedad no ha incurrido en responsabilidad significativa por contaminación resultante de sus operaciones. La Sociedad realiza evaluaciones de impacto ambiental respecto de sus nuevos proyectos e inversiones y, a la fecha, los requisitos y restricciones ambientales aplicables a esos nuevos proyectos no han producido un efecto adverso significativo en los negocios. Otras cuestiones La Sociedad mantiene divergencias interpretativas con la AFIP, con fiscos provinciales argentinos y con fiscos extranjeros sobre tributos aplicables a la actividad hidrocarburífera. La Dirección de la Sociedad y sus asesores legales estiman que la resolución de las cuestiones referidas no tendrá un efecto adverso significativo sobre la posición financiera ni sobre los resultados de las operaciones de la Sociedad. 25. Operaciones con partes relacionadas 25.1. Condiciones generales: Las operaciones con partes relacionadas se llevan a cabo en el curso ordinario de los negocios en condiciones y a precios de mercado. Los términos de estas operaciones son comparables con los ofrecidos por u obtenidos de partes no vinculadas. Compra de sociedades: El 31 de mayo de 2012 La sociedad acordó la compra del 39,671% de la participación accionaria de PELSA a su sociedad controlante Petrobras Participaciones S.L. (Nota 12.6)

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Ventas de sociedades: En diciembre de 2007 y en abril de 2009, Petrobras Argentina vendió a PIB BV (una subsidiaria de su sociedad controlante) el 40% inicial y el 60% remanente de su participación accionaria en PVIE por un valor de USD 423,3 millones y USD 619,4 millones, respectivamente. El precio pactado incluye adicionalmente una compensación contingente a favor de la Sociedad que refleje el valor del “Prospecto Kinteroni” en condiciones de mercado o, alternativamente, la no participación del comprador y su respectiva compensación. Dicha compensación a ser definida entre las partes se deriva del descubrimiento de gas y condensado en el prospecto Kinteroni del Lote 57, efectuado en enero de 2008. La Sociedad continúa negociando con el comprador con vistas a acordar dicha compensación. En marzo de 2011, la Sociedad vendió en USD 332 millones a Petróleo Brasileiro S.A. su participación accionaria en Innova S.A. (Nota 17.2) Operaciones financieras: En 2005, la Sociedad celebró un contrato de préstamo por USD 200 millones con PIB BV (acreedor), por un plazo de diez años, y a una tasa de interés del 7,22% anual, más impuestos. Dicho préstamo fue precancelado en abril de 2011. En febrero de 2008, la Sociedad aprobó la colocación de excedentes financieros de corto plazo en PIB BV, por hasta la suma de USD 300 millones, a una tasa de interés nominal anual pagadera mensualmente, equivalente a Libor de 30 días más 0,15%, con vencimiento en julio de 2008, disponiendo la Sociedad de la cláusula de repago anticipado. En diciembre de 2008, el préstamo fue renovado a través de dos nuevos préstamos que totalizaron USD 120 millones, uno por USD 107 millones entre PIB BV y Petrobras Argentina y otro por USD 13 millones entre PIB BV y una subsidiaria de Petrobras Argentina, Petrobras Holding Austria GMBH, ambos con vencimiento en diciembre de 2009, disponiendo la Sociedad de la cláusula de repago anticipado. De estos dos préstamos, USD 30 millones fueron cancelados antes de la fecha de vencimiento y USD 90 millones fueron cancelados al vencimiento. Garantías financieras: En 2007, Petrobras Argentina emitió obligaciones negociables Clase S por un valor de USD 300 millones, la cual cuenta con el respaldo de un contrato de compra Standby Purchase Agreement provisto por Petróleo Brasileiro (Nota 21). En diciembre de 2009, la Sociedad tomó dos préstamos por un monto total de USD 150 millones, los cuales están garantizados por Petróleo Brasileiro: uno de ellos con el Banco Itaú Europa, por un monto de USD 100 millones, a ser cancelado en 7 cuotas semestrales con vencimiento final en diciembre de 2013, y el otro préstamo, con el banco HSBC de Estados Unidos, por un monto total de USD 50 millones, con vencimiento en junio de 2012. Dichos préstamos fueron precancelados durante 2011. Operaciones comerciales: En el giro ordinario de sus negocios, la Sociedad realiza operaciones de compra y venta de petróleo crudo y derivados con PELSA, Refinor y EG3 Red, y operaciones de transporte de petróleo y gas con Oldelval y TGS. Adicionalmente, la Sociedad realiza importaciones y exportaciones de petróleo crudo y derivados con subsidiarias de Petróleo Brasileiro, especialmente con Braskem S.A. y Petrobras Global Trading BV.

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25.2. Saldos y operaciones con sociedades pertenecientes al mismo grupo económico Al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, los saldos por operaciones con dichas sociedades son los siguientes:

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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Las principales operaciones por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 con dichas sociedades son las siguientes:

En los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, la Sociedad pagó a sus directores y principales ejecutivos un total aproximado de 18, 17 y 15 en concepto de remuneraciones, no existiendo pagos significativos de otros beneficios. Los miembros del Directorio y los principales ejecutivos no reciben pagos o compensaciones en acciones de la Sociedad.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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26. Operaciones en consorcios hidrocarburíferos 26.1. Consideraciones generales La Sociedad asume en forma conjunta y solidaria con los otros consorcistas el cumplimiento de las obligaciones de los contratos. Las áreas de producción en Argentina son contratos de producción bajo la forma de concesión, con libre disponibilidad del crudo. Por la producción computable de petróleo crudo y de gas natural en Argentina, de acuerdo con la Ley N° 17.319, se abonan regalías equivalentes al 12% sobre el valor en boca de pozo de dichos productos. Dicho valor se determina restando al precio de venta, el flete y otros gastos para disponer del hidrocarburo en condiciones de comercialización. En Bolivia, la sucursal de la Sociedad ejecuta, a nombre y representación de YPFB, con sus propios medios y por su exclusiva cuenta y riesgo, las actividades de exploración y producción dentro del área de Colpa Caranda. El contrato establece que YPFB es el titular de los hidrocarburos, que pagará las regalías, y el impuesto directo a los hidrocarburos, los que en conjunto ascienden al 50% de la producción valorizada en función a los precios de venta, y que aplicará el 80% del valor remanente en primera instancia al pago de los costos y las depreciaciones de las inversiones y el saldo será compartido entre YPFB y la sucursal de la Sociedad en base a un índice que surgirá de considerar, entre otros elementos, los volúmenes de producción, el ritmo de depreciación, precios e impuestos pagos. 26.2 Costos de abandono y taponamiento de pozos De acuerdo con las regulaciones vigentes en los países donde desarrolla sus operaciones de exploración y producción de petróleo y gas, la Sociedad (directa o indirectamente a través de subsidiarias) tiene la obligación de incurrir en costos relacionados con el abandono y taponamiento de pozos. La Sociedad no posee activos legalmente restringidos para la cancelación de dichas obligaciones. A continuación se expone la evolución de los pasivos por costos de abandono y taponamiento de pozos por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011:

26.3 Pozos exploratorios La evolución del costo de los pozos exploratorios durante los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 es la siguiente:

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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26.4 Participación en áreas de petróleo y gas Al 31 de diciembre de 2013, Petrobras Argentina y sus sociedades relacionadas integran las áreas, uniones transitorias de empresas y consorcios de petróleo y gas que se indican a continuación:

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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26.5. Concesión de explotación del área Veta Escondida Con fecha 4 de abril de 2012, mediante la sanción del Decreto Provincial N° 563/12, Petrobras Argentina fue notificada de la decisión del gobierno de la Provincia del Neuquén de decretar la caducidad de la concesión de explotación del área Veta Escondida. Al respecto, la Sociedad no ha incurrido en ningún incumplimiento que de lugar a esa decisión gubernamental, habiendo cumplido con todas las obligaciones como concesionarios. El 19 de diciembre de 2013, Petrobras Argentina, operador, y Total Austral con una participación del 55% y 45% de la concesión de explotación de Veta Escondida respectivamente, llegaron a un acuerdo extrajudicial con la Provincia del Neuquén y GyP, para solucionar el conflicto derivado de la sanción de dicho decreto, que llevó a Petrobras Argentina a iniciar acciones legales contra la Provincia del Neuquén. Se aguarda la sanción del Decreto del Poder Ejecutivo Provincial que apruebe este acuerdo. 26.6. Compromisos de inversión En Argentina, por su participación en los consorcios que tienen a su cargo la exploración de las áreas petroleras Río Colorado, Río Atuel, Borde del Limay y Chirete, al 31 de diciembre de 2013 la Sociedad mantiene compromisos de inversión por aproximadamente USD 8 millones, los cuales incluyen la perforación de pozos exploratorios. 26.7. Información relevante A continuación se expone cierta información relevante relacionada con los activos, pasivos y resultados derivados de las participaciones de la Sociedad en operaciones conjuntas al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011:

El cargo por impuesto a las ganancias no recae en cabeza de las UTES, sino en las sociedades que las integran. Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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27. Aportes para financiar obras en el sector energético en la Argentina 27.1 FONINVEMEM, Acuerdo 2008/2011 y Resolución SE N° 95/2013: A través de la Resolución N° 712/04, la Secretaría de Energía creó un fondo de inversión denominado FONINVEMEM I con el propósito de alentar a los acreedores del MEM a participar en inversiones orientadas a aumentar la oferta disponible de generación eléctrica en Argentina. En 2007, a través de la Resolución N° 564/07, la Secretaría de Energía convocó a los agentes del MEM para participar en el llamado del FONINVEMEM II cuyo objetivo ha sido complementar el financiamiento del FONINVEMEM I. Adicionalmente, en noviembre de 2010 la Secretaría de Energía y los generadores del MEM (entre los cuales se incluye la Sociedad) firmaron un Acuerdo que, entre otros, tiene como objetivos: (i) viabilizar el ingreso de nueva generación para cubrir el aumento de la demanda de Energía y Potencia en el MEM; (ii) mejorar la disponibilidad del equipamiento de generación existente; (iii) determinar un mecanismo para la cancelación de las acreencias que se configuren en el período 2008 / 2011 y (iv) el reconocimiento de un mayor precio por Potencia e incremento en los costos reconocidos de operación y mantenimiento. El 24 de Enero de 2012 Secretaría Energía mediante Nota N° 495/12 suspendió el mayor reconocimiento de costos de operación y mantenimiento y mayor precio de Potencia afectando la remuneración que perciben los generadores. El 26 de marzo de 2013, la Secretaría de Energía emitió la Resolución N° 95 que implicó la modificación en la remuneración de los Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM exceptuando a los Generadores Plus, la Generación Hidroeléctrica Binacional y Generación Nuclear entre otros. Entre sus principales cambios, se encuentra la modificación de la remuneración que perciben los Generadores Comprendidos, que para el caso de Petrobras comprende al Ciclo Combinado de Genelba y la Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú. La nueva Resolución, estableció que los Generadores tenían la opción de adherir o no a las condiciones establecidas. El 31 de Mayo de 2013, la compañía adhirió a la nueva normativa quedando las centrales anteriormente mencionadas encuadradas bajo la nueva Resolución. FONINVEMEM El financiamiento del FONINVEMEM I y II se realizó a través de los aportes del 65% y del 50% de las acreencias que se configuraron en los períodos 2004-2006 y en el año 2007, respectivamente, respecto del margen entre el precio de venta de la energía y el costo variable de su generación. Los fondos aportados al FONINVEMEM I por todos los generadores privados del MEM totalizaron aproximadamente USD 470 millones, de los cuales Petrobras Argentina aportó USD 42 millones. Adicionalmente, la Sociedad recuperó las acreencias del año 2007 por USD 16 millones bajo los términos de la Resolución SE N° 564/07. El 17 de octubre de 2005 y bajo los términos de la Resolución N° 1.193 de la Secretaría de Energía, Petrobras Argentina conjuntamente con otros acreedores del MEM manifestaron formalmente su decisión de gestionar la construcción, operación y mantenimiento de dos centrales de ciclo combinado de 820 MW cada una. El costo de la construcción de ambas centrales fue de aproximadamente USD 1.300 millones, financiado parcialmente con los aportes de los generadores al FONINVEMEM I y II. Para la compra de equipos y la construcción, operación y mantenimiento de las centrales se crearon dos fideicomisos. La gestión de compra del equipamiento, la construcción, operación y mantenimiento de cada una de las centrales está a cargo de las sociedades Termoeléctrica José de San Martín S.A. y Termoeléctrica Manuel Belgrano S.A., las cuales a su vez poseen un contrato de suministro de energía eléctrica por 10 años con CAMMESA por el 80% de la energía generada, a un precio que le permite cubrir todos sus costos. Asimismo, el contrato también contempla el pago de las acreencias del FONINVEMEM I y II y las deudas contraídas para el financiamiento de la inversión inicial. El 20% restante de la energía es comercializada en el mercado spot. Al finalizar el contrato de suministro, se transferirá a las sociedades generadoras la titularidad de los activos fideicomitidos respetando la proporción aportada para el financiamiento de la inversión. A fines de diciembre de 2009 ya se encontraban habilitadas y operando a ciclo abierto las turbinas de gas de las dos centrales, en tanto que comenzaron a operar a ciclo combinado en el primer trimestre de 2010. Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

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. La Sociedad está actualmente recuperando los fondos aportados en el FONINVEMEM I, convertidos a dolares estadounidenses y ajustados con una tasa de interés libo + 1% anual, en 120 cuotas mensuales a partir de marzo de 2010, cuando ambas centrales ingresaron en operación bajo la configuración a ciclo combinado. Al 31 de diciembre de 2009 los fondos aportados por la Sociedad al FONINVEMEM II fueron recuperados en su totalidad mediante la inversión en proyectos de generación de energía adicional bajo los términos de la Resolución N° 564/2007 de la Secretaría de Energía, por el cual la Sociedad construyó la central termoeléctrica Genelba Plus de 165 MW que se erige actualmente en el mismo predio que la Central Térmica Genelba. Acuerdo 2008/2011 Con fecha 25 de noviembre de 2010, la Secretaría de Energía y los Generadores firmaron el Acuerdo 2008/2011, el cual se materializará a través de proyectos de nueva generación, que deberán ser presentados por los Generadores ante la Secretaría de Energía para su selección y posterior aprobación. Con respecto a la remuneración a los generadores que adhirieron al Acuerdo, se prevían ciertos mecanismos que les permitieron preservar sus márgenes de contribución principalmente en lo que respecta a remuneración por Potencia, reconocimientos de mayores costos variables de mantenimiento y otros no combustibles. El mecanismo indicado estuvo vigente hasta el 31 de diciembre de 2011 con la aplicación de la Nota N° 495/12 indicada precedentemente. En octubre de 2011, la Sociedad junto con la Secretaría de Energía firmaron un Acuerdo Complementario, en el marco del Acuerdo 2008/2011, por el cual la Secretaría de Energía aprobó los términos generales de un proyecto de inversión presentado por la Sociedad para el cierre del ciclo combinado en la unidad actual de Genelba Plus. Dicho Acuerdo Complementario estableció un plazo de un año para su instrumentación y ejecución, transcurrido ese plazo el Acuerdo podrá quedar sin efecto en caso que algunas de las partes así lo desee, no generando responsabilidad futura para ninguno de los involucrados. Actualmente continúan las negociaciones con el Gobierno Nacional para avanzar con el proyecto. Resolución SE N° 95/2013 En marzo de 2013, la Secretaría de Energía sancionó la Resolución N° 95/2013 que implicó la modificación en el esquema de remuneración de los Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM exceptuando a los Generadores Plus, la Generación Hidroeléctrica Binacional y Generación Nuclear entre otros. Entre las principales modificaciones de aplicación para los Generadores que han adherido a este nuevo esquema son: c) Cambios en la remuneración de los agentes generadores según su escala y tecnología. Se remuneran costos fijos y variables no combustibles como así también una remuneración adicional (estos últimos dos ítems se pagarán en función de la generación de cada máquina). Una parte de la remuneración adicional se destinará a un fideicomiso que financiará obras del sector eléctrico. d) Suspensión transitoria de las contrataciones entre privados, tanto de energía eléctrica como de combustibles e insumos asociados, que serán administrados por CAMMESA 27.2 Fideicomiso Financiero de Obra Gasoducto Sur Con el objeto de contribuir al financiamiento de las obras tendientes a la ampliación de la capacidad de transporte del Gasoducto General San Martín, en su tramo offshore que atraviesa el Estrecho de Magallanes, en el cuarto trimestre de 2009 Petrobras Argentina suscribió bonos emitidos por el Fideicomiso Financiero de Obra Gasoducto Sur por un monto en pesos equivalente a USD 30 millones. Petrobras Argentina recibió a cambio Títulos de Deuda nominados en pesos argentinos (“VRD Obra-4 Estrecho Definitivos”), que devengan una tasa de interés equivalente al Coeficiente de Estabilización de Referencia más 8% nominal anual. El capital se amortiza en 30 cuotas trimestrales a partir del 25 de abril de 2011.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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28. Avales, fianzas y garantías otorgadas Los avales, fianzas y garantías al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 no expuestos en las restantes notas ascienden a 120, 45 y 18, respectivamente. Adicionalmente, en ciertas operaciones comerciales en las cuales la Sociedad y la contraparte actúan como clientes y proveedores, ambas partes emiten avales sobre dichas operaciones por valores equivalentes, los cuales al 31 de diciembre de 2013 ascienden a 241. Asimismo, al 31 de diciembre de 2013, la Sociedad en su grupo económico mantenía los siguientes compromisos contractuales:

(1) Precio estimado de $ 0,32 por MMm3. (2) Los precios son determinados generalmente por fórmulas basadas en precios de mercados de futuro. Los precios estimados en esta tabla, utilizados para calcular el equivalente monetario de estas obligaciones de compra, se basan en precios corrientes de mercado al 31 de de diciembre de 2013 y pueden no reflejar los precios reales en el futuro. En consecuencia, los montos en pesos expuestos en esta tabla con respecto a estas obligaciones se proporcionan al sólo efecto ilustrativo. 29. Hechos posteriores Con fecha 31 de enero de 2014 el Directorio de la Sociedad aprobó la venta a YPF de su participación en la UTE Puesto Hernández por un monto de 40,7 millones de USD, estimándose una utilidad antes de impuestos a las ganancias de aproximadamente 170. Esta operación representa para la Sociedad la terminación anticipada de dicho contrato de UTE, cuyos activos representan aproximadamente el 1% del total de los activos de la Sociedad.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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30. INFORMACIÓN REQUERIDA POR EL ART. 64, APARTADO I, INC. B) DE LA LEY 19.550 POR LOS EJERCICIOS TERMINADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2013, 2012 Y 2011 (Expresados en millones de pesos)

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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31. Reservas petroleras y gasíferas (INFORMACIÓN NO CUBIERTA POR EL INFORME DE LOS AUDITORES) El siguiente cuadro refleja, segregado por área geográfica y según se trate de sociedades controladas y bajo control conjunto o sociedades vinculadas, las reservas probadas estimadas de petróleo (incluye petróleo crudo, condensado y líquidos de gas natural) y gas natural al 31 de diciembre de 2013:

(1) En miles de barriles (2) En millones de pies cúbicos

La Sociedad efectúa una reestimación de sus reservas con una frecuencia de por lo menos una vez al año. Las estimaciones de reservas al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011 fueron auditadas por DeGolyer and MacNaughton. Las revisiones técnicas efectuadas por los mencionados consultores técnicos internacionales cubrieron aproximadamente el 73%, 76% y 73% de las reservas estimadas por la Sociedad al 31 de diciembre de 2013, 2012 y 2011, respectivamente.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Dr. Miguel A. Urus Contador Público (UBA) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246 Lic. en Administración C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223

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

Ronaldo Batista Assunção Director

Luis M. Sas Director

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PETROBRAS ARGENTINA S.A. INFORMACIÓN ADICIONAL A LAS NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS ART. N° 68 DEL REGLAMENTO DE LA BOLSA DE COMERCIO DE BUENOS AIRES Y ART. N° 12 - TÍTULO IV - CAPÍTULO III DEL REGIMEN INFORMATIVO PERIÓDICO DE LA COMISION NACIONAL DE VALORES BALANCE GENERAL AL 31 DE DICIEMBRE DE 2013 Cifras expresadas en millones de pesos 1) No existen regímenes jurídicos específicos y significativos que afectan a la Sociedad que impliquen decaimientos o renacimientos contingentes de beneficios previstos por dichas disposiciones. 2) Ver notas 18.2 a los estados contables consolidados. 3) Créditos y deudas – Clasificación según su vencimiento

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

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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5) Las participaciones en sociedades del artículo 33 de la Ley N° 19.550 se exponen en la Nota 25.2 a los estados contables individuales. El detalle de los saldos deudores y acreedores por sociedad se expone en Nota 25.2 a los estados contables individuales y su clasificación por vencimiento y por los efectos financieros que su mantenimiento produce es la siguiente: - Clasificación según vencimiento:

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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- Clasificación según los efectos financieros que produce su mantenimiento:

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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6) No existen ni hubo durante el ejercicio créditos por ventas o préstamos a directores, miembros de la Comisión Fiscalizadora y sus parientes hasta el segundo grado inclusive. 7) La Sociedad tiene como política la toma de inventarios físicos rotativos en distintas fechas dentro del ejercicio para sus bienes de cambio de las actividades petrolera, gasífera, petroquímica y refinación. No existen bienes significativos de más de un año de inmovilización que no se encuentren previsionados. 8) Para la determinación del costo de reposición de los bienes de cambio, en aquellos ítems de consumo habitual y de mayor significatividad, la Sociedad se basa en listas de precios de los proveedores y/o facturas de compras cercanas al cierre. Para los demás bienes se utiliza el costo de última compra. Para el caso del stock de petróleo, la Sociedad calcula el costo de reproducción en base al costo de reposición del último mes. 9) No existen bienes de uso de la Sociedad revaluados técnicamente. 10) No existen bienes de uso de la Sociedad obsoletos. 11) No existen participaciones en otras sociedades que superen el límite fijado por el art. 31 de la Ley N° 19.550 en los términos del punto 12 del Anexo I – capítulo XXIII – libro 7 de la R.G. N° 368/01 de la CNV. 12) El valor recuperable considerado para los bienes de cambio y bienes de uso fue el siguiente: Para los bienes de cambio correspondientes a las actividades de petróleo y gas, refinación y distribución y petroquímica, y para los otros activos se tomó el valor neto de realización, entendiendo como tal al precio de venta menos los gastos directos de venta. En los casos de no existencia de valores de mercado, la Compañía utilizó a tal fin evaluaciones propias. Para los bienes de uso se determinó en función de lo indicado en la Nota 2.6.3 a los estados contables individuales. 13) Los seguros vigentes al cierre del ejercicio se detallan a continuación:

14) La Sociedad ha registrado previsiones para potenciales pérdidas que surgen de la evaluación técnica efectuada sobre el riesgo, cuya materialización depende de eventos futuros y su ocurrencia se estima como probable. 15) Existen otras situaciones contingentes además de las mencionadas en las Notas 12.1.5 y 24 a los estados contables individuales, sobre las cuales la Sociedad ha tomado conocimiento, pero debido a su remota probabilidad de concreción no han sido registradas ni expuestas en los estados contables.

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

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16) No existen adelantos irrevocables a cuenta de futuras suscripciones. 17) No existen dividendos acumulativos impagos de acciones preferidas. 18) A la fecha de cierre de los presentes estados financieros, la Sociedad tiene registrado en el Patrimonio un saldo negativo de 693 generado por la adquisición de PELSA, el cual disminuye el total distribuible de los Resultados Acumulados. Buenos Aires, 12 de febrero de 2014

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

Ronaldo Batista Assunção Director

Luis M. Sas Director

Véase nuestro informe de fecha: 12 de febrero de 2014 PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L.

(Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17 Dr. Miguel A. Urus Contador Público (UBA) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246 Lic. en Administración C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223

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GLOSARIO:

AFIP

Administración Federal de Ingresos Públicos

ADS

American Depositary Shares

BCBA

Bolsa de Comercio de Buenos Aires

BOE

Barrel Oil Equivalent (barril de petróleo equivalente)

BOL

Bolívares Venezolanos

BOPS

Poliestireno bi-orientado

CAMMESA

Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A

CIESA

Compañía de Inversiones de Energía S.A.

CNDC

Comisión Nacional de Defensa de la Competencia

CNV

Comisión Nacional de Valores

CPCECABA

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

CSJN

Corte Suprema de Justicia de la Nación

CSMS

Calidad, Seguridad, Medio Ambiente y Salud e Higiene Ocupacional

Distrilec

Distrilec Inversora S.A

Edesur

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

Estados Unidos

Estados Unidos de Norteamérica

ENARGAS

Ente Nacional Regulador del Gas

ENARSA

Energía Argentina S.A.

ENRE

Ente Nacional Regulador de la Electricidad

EPCA

Enron Pipeline Company Argentina S.A

EUR

Euros

FACPCE

Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas

FONINVEMEM

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

GLP

Gases Licuados del Petróleo

GNC

Gas Natural Comprimido

GNL

Gas Natural Licuado

Grupo

Grupo de Empresas de Petrobras Argentina S.A.

GWh GyP

Giga Watts hora Gas y Petróleo del Neuquén

IAPG

Instituto Argentino del Petróleo y del Gas

IASB

International Accounting Standards Board

IFO

Intermediate Fuel Oil

IPACE

Instituto Profesional Argentino para la Calidad y la Excelencia

PETROBRAS ARGENTINA S.A.

LSC

Ley N° 19.550 de Sociedades Comerciales

MBbl

Miles de barriles

MEM

Mercado Eléctrico Mayorista

MEP

Ministerio de Energía y Petróleo de Venezuela

MMm3

Millones de metros cúbicos

Mpc

Millones de pies cúbicos

MPFIPyS

Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios

MW

Mega Watts

MWh

Mega Watts hora

m3

Metros cúbicos

NIIF

Normas internacionales de información financiera

NIC

Normas internacionales de contabilidad

NYSE

New York Stock Exchange (Bolsa de Nueva Cork)

OCP

Oleoducto de Crudos Pesados Ltd.

OHSAS

Occupational Health and Safety Assessment Series

ONG

Organización No Gubernamental

OPEP

Organización de Países Exportadores de Petróleo

ORI

Otros resultados integrales

PDVSA

Petróleos de Venezuela S.A.

PEDASA

Petrobras Electricidad de Argentina S.A.

PELSA

Petrolera Entre Lomas S.A.

PEN

Poder Ejecutivo Nacional

PEPSA

Petrobras Energía Participaciones S.A

PES

Pesos argentinos

Petróleo Brasileiro

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

PGSM

Puerto General San Martín

PIB BV

Petrobras Internacional Braspetro BV

PVIE

Petrobras Valores Internacional de España S.L.

Rls

Reales brasileños

RT

Resolución Técnica

RTI

Revisión Tarifaria Integral

SCyCG

Subsecretaría de Coordinación y Control de Gestión

SEC

Security and Exchange Commission

PETROBRAS ARGENTINA S.A.

SIC

Standing Interpretations Committee

SMS

Seguridad, Medio Ambiente y Salud

TGS

Transportadora de Gas del Sur S.A

Tn

Toneladas

UNIREN

Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos

USD

Dólares estadounidenses

UGE

Unidad Generadora de Efectivo

VN

Valor Nominal

VNR

Valor Neto de Realización

WACC

Weighted Average Cost of Capital (Costo promedio de capital)

WTI

West Texas Intermediate

WTS

West Texas Sour

YPFB

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

$ BOL

Pesos bolivianos

PETROBRAS ARGENTINA S.A.

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

Hemos auditado los estados financieros individuales adjuntos de Petrobras Argentina S.A. que comprenden el estado de situación financiera individual al 31 de diciembre de 2013, los estados individuales de resultados, del resultado integral, de cambios en el patrimonio y de flujos de efectivo por el ejercicio finalizado en esa fecha, y un resumen de las políticas contables significativas y otra información explicativa.

2. El Directorio de la Sociedad es responsable por la preparación y presentación razonable de estos estados financieros separados individuales de acuerdo con las normas contables profesionales de la Resolución Técnica N° 26 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (FACPCE), incorporadas por la Comisión Nacional de Valores (CNV) a su normativa. Dichas normas difieren de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) aprobadas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB por sus siglas en inglés) y utilizadas en la preparación de los estados financieros consolidados de Petrobras Argentina S.A. con sus sociedades controladas, en los aspectos que se mencionan en la nota 2.1 a los estados financieros individuales adjuntos. Asimismo, el Directorio es responsable de la existencia del control interno que considere necesario para posibilitar la preparación de estados financieros individuales libres de distorsiones significativas originadas en errores o en irregularidades. Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión sobre los estados financieros separados individuales, en base a la auditoría que efectuamos con el alcance detallado en el párrafo 3. 3. Excepto por lo indicado en el párrafo 4, nuestro examen fue practicado de acuerdo con normas de auditoría vigentes en la República Argentina. Tales normas requieren que planifiquemos y realicemos nuestro trabajo con el objeto de obtener un razonable grado de seguridad que los estados financieros individuales estén exentos de errores significativos y formarnos una opinión acerca de la razonabilidad de la información relevante que contienen los estados financieros individuales. Una auditoría comprende el examen, en base a pruebas selectivas, de evidencias que respaldan los importes y las informaciones expuestas en los estados financieros individuales. Una auditoría también comprende una evaluación de las normas contables aplicadas y de las estimaciones significativas hechas por la Sociedad, así como una evaluación de la presentación general de los estados financieros individuales. Consideramos que la auditoría efectuada constituye una base razonable para fundamentar nuestra opinión.

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4. No hemos podido realizar procedimientos de auditoría sobre la información financiera al 31 de diciembre de 2013 que sustenta el valor registrado por las inversiones directas e indirectas en las empresas mixtas en Venezuela cuyo monto registrado asciende a $ 3.078 millones al 31 de diciembre de 2013. 5.

La Sociedad ha estimado el valor recuperable de su inversión directa e indirecta en Compañía de Inversiones de Energía S.A. (CIESA), cuyo valor registrado asciende a $ 497 millones y $ 487 millones al 31 de diciembre de 2013 y 2012 respectivamente. Tal como se menciona en la Nota 12, la materialización de ciertas estimaciones significativas realizadas por la Sociedad a los efectos de determinar el valor recuperable de esta inversión, depende de hechos y acciones futuros, algunos de los cuales están fuera de su control directo y podrían, eventualmente, afectar el valor registrado de este activo.

6. En nuestra opinión, excepto por el efecto que sobre los estados financieros individuales podrían tener los eventuales ajustes y/o reclasificaciones, si los hubiere, que pudieran resultar de no haber mediado la limitación en el alcance de nuestro trabajo indicada en el párrafo 4 y sujeto al efecto que sobre los estados financieros individuales podrían tener los eventuales ajustes y/o reclasificaciones, si los hubiere, que pudieran requerirse de la resolución de la incertidumbre descripta en el párrafo 5, los estados financieros individuales mencionados en el párrafo 1. presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera individual de Petrobras Argentina S.A. al 31 de diciembre de 2013 y su resultado integral individual y los flujos de efectivo individuales por el ejercicio finalizado en esa fecha, de conformidad con las normas de la Resolución Técnica N° 26 de la FACPCE para los estados financieros individuales de una entidad controlante. 7.

Las cifras incluidas en los presentes estados financieros individuales correspondientes al 31 de diciembre de 2011, surgen de los estados financieros emitidos por la Sociedad de acuerdo con las normas de la Resolución Técnica N° 26 de la FACPCE y de la Comisión Nacional de Valores, los cuales fueron examinados por otro auditor, quien emitió su informe de auditoría el día 25 de julio de 2012, con salvedades relacionadas con incertidumbres acerca de (i) las premisas utilizadas por la Sociedad para determinar el valor recuperable de las empresas mixtas de Venezuela y de CIESA y (ii) el desarrollo futuro del negocio de Edesur S.A. y consecuentemente sobre los flujos de fondos, los resultados futuros y la recuperabilidad del valor registrado de los activos no corrientes de Distrilec al 31 de diciembre de 2011.

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

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

b)

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

c)

hemos leído la información adicional a las notas a los estados financieros individuales requerida por el artículo 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y artículo 12 del Titulo IV, Capítulo III, del Régimen informativo periódico de la Comisión Nacional de Valores, sobre las cuales, en lo que es materia de nuestra competencia, no tenemos otras observaciones que formular que las indicadas en los párrafos 4 y 5. Respecto de la información referida al 31 de diciembre de 2011, deberá tenerse en consideración lo indicado en el párrafo 7;

d)

al 31 de diciembre de 2013 la deuda devengada a favor del Sistema Integrado Previsional Argentino de Petrobras Argentina S.A. que surge de los registros contables y de las liquidaciones de la Sociedad ascendía a $ 32.007.826, no siendo exigible a dicha fecha;

e)

de acuerdo con lo requerido por el artículo 21°, inciso e), Capítulo III, Sección IV, Título II de la normativa la Comisión Nacional de Valores, informamos que el total de honorarios en concepto de servicios de auditoría y relacionados facturados a la Sociedad en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 representan:

e.1)

el 100% sobre el total de honorarios por servicios facturados a la Sociedad por todo concepto en dicho ejercicio; el 57,6% sobre el total de honorarios por servicios de auditoría y relacionados facturados a la Sociedad, sus sociedades controlantes, controladas y vinculadas en dicho ejercicio; el 57,6% sobre el total de honorarios por servicios facturados a la Sociedad, sus sociedades controlantes, controladas y vinculadas por todo concepto en dicho ejercicio;

e.2) e.3)

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f)

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

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 12 de febrero de 2014

PRICE WATERHOUSE & CO. S.R.L. (Socio) C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 Fº 17

Dr. Miguel A. Urus Contador Público (UBA) C.P.C.E.C.A.B.A. T° 184 F° 246 Lic. en Administración C.P.C.E.C.A.B.A. T° 28 F° 223

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INFORME DE LA COMISIÓN FISCALIZADORA A los Señores Accionistas de Petrobras Argentina S.A. Domicilio legal: Maipú 1, piso 22 Ciudad Autónoma de Buenos Aires C.U.I.T.30-50407707-8 De nuestra consideración: 1. En nuestro carácter de síndicos de Petrobras Argentina S. A. (“la Sociedad”), de acuerdo con lo requerido por el inciso 5) del artículo 294 de la Ley de Sociedades Comerciales N° 19.550 (“LSC”) y por las normas de la Comisión Nacional de Valores (en adelante, “CNV”) y la Bolsa de Comercio de Buenos Aires (en adelante, “BCBA”), hemos examinado: a) los estados financieros individuales adjuntos de Petrobras Argentina S.A. que comprenden el estado de situación financiera individual al 31 de diciembre de 2013, los estados individuales de resultados, del resultado integral, de cambios en el patrimonio y de flujos de efectivo por el ejercicio finalizado en esa fecha, y un resumen de las políticas contables significativas y otra información explicativa. b) los estados financieros consolidados adjuntos de Petrobras Argentina S.A. y sus sociedades controladas que comprenden el estado de situación financiera consolidado al 31 de diciembre de 2013, los estados consolidados de resultados, del resultado integral, de cambios en el patrimonio y de flujos de efectivo por el ejercicio finalizado en esa fecha, y un resumen de las políticas contables significativas y otra información explicativa. 2. El Directorio de la Sociedad es responsable por la preparación y presentación razonable de: (i) los estados financieros individuales de acuerdo con las normas contables profesionales de la Resolución Técnica N° 26 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”), incorporadas por la CNV a su normativa. Dichas normas difieren de las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”) aprobadas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (“IASB” por sus siglas en inglés) y utilizadas en la preparación de los estados financieros consolidados de Petrobras Argentina S.A. con sus sociedades controladas, en los aspectos que se mencionan en la nota 2.1 a los estados financieros individuales adjuntos. Asimismo, el Directorio es responsable de la existencia del control interno que considere necesario para posibilitar la preparación de estados financieros individuales libres de distorsiones significativas originadas en errores o en irregularidades; y (ii) los estados financieros consolidados de acuerdo con las NIIF adoptadas como normas contables profesionales argentinas por la FACPCE e incorporadas por la CNV a su normativa, tal y como fueron aprobadas por el IASB. Asimismo, el Directorio es responsable de la existencia del control interno que considere necesario para posibilitar la preparación de estados financieros consolidados libres de distorsiones significativas originadas en errores o en irregularidades. Nuestra responsabilidad es informar sobre dichos documentos basados en el trabajo que se menciona en el párrafo 3. 3. Excepto por lo mencionado en el párrafo 4, nuestro examen fue realizado de acuerdo con las normas de sindicatura vigentes. Dichas normas requieren que el examen de los estados financieros se efectúe de acuerdo con las normas de auditoría vigentes e incluya la verificación de la congruencia de los documentos examinados con la información 1

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sobre las decisiones societarias expuestas en actas, y la adecuación de dichas decisiones a la ley y a los estatutos, en lo relativo a sus aspectos formales y documentales. Para realizar nuestra tarea profesional sobre los documentos detallados en el párrafo 1, hemos examinado el trabajo efectuado por el auditor externo de la Sociedad, el que fue llevado a cabo de acuerdo con las normas vigentes para la auditoría de estados financieros. Nuestra labor incluyó el examen de la planificación del trabajo, de la naturaleza, alcance y oportunidad de los procedimientos aplicados y de los resultados de la auditoría efectuada por el auditor externo. Una auditoría requiere que el auditor planifique y desarrolle su tarea con el objetivo de obtener un grado razonable de seguridad acerca de la inexistencia de manifestaciones no veraces o errores significativos en los estados financieros. Una auditoría incluye examinar, sobre bases selectivas, los elementos de juicio que respaldan la información expuesta en los estados financieros, así como evaluar las normas contables utilizadas, las estimaciones significativas efectuadas por el Directorio de la Sociedad y la presentación de los estados financieros tomados en conjunto. Consideramos que nuestro trabajo y el informe del auditor externo de la Sociedad, nos brindan una base razonable para fundamentar nuestro informe. No hemos efectuado ningún control de gestión y, por lo tanto, no hemos evaluado los criterios y decisiones empresarias de administración, financiación, comercialización y producción, dado que estas cuestiones son de responsabilidad exclusiva del Directorio de la Sociedad. 4. No se han podido realizar procedimientos de auditoría sobre la información financiera al 31 de diciembre de 2013 que sustenta el valor registrado por las inversiones directas e indirectas en las Empresas Mixtas en Venezuela, cuyo monto registrado asciende a $ 3.078 millones al 31 de diciembre de 2013. 5. La Sociedad ha estimado el valor recuperable de su inversión directa e indirecta en Compañía de Inversiones de Energía S.A. (“CIESA”), cuyo valor registrado asciende a $ 497 millones al 31 de diciembre de 2013. Tal como se menciona en la Nota 12 a los estados financieros individuales y en la Nota 13 a los estados financieros consolidados, la materialización de ciertas estimaciones significativas realizadas por la Sociedad a los efectos de determinar el valor recuperable de esta inversión, depende de hechos y acciones futuros, algunos de los cuales están fuera de su control directo y podrían, eventualmente, afectar el valor registrado de este activo. 6. Basados en nuestra revisión y en el informe de fecha 12 de febrero de 2014 del auditor externo de la Sociedad, excepto por el efecto que sobre los estados financieros indicados en el párrafo 1. podrían tener los eventuales ajustes y/o reclasificaciones, si los hubiere, que pudieran resultar de no haber mediado la limitación en el alcance de nuestro trabajo indicada en el párrafo 4. y sujeto al efecto que sobre dichos estados financieros podrían tener los eventuales ajustes y/o reclasificaciones, si los hubiere, que pudieran requerirse de la resolución de la incertidumbre descripta en el párrafo 5: (a) los estados financieros individuales mencionados en el párrafo 1, presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera individual de Petrobras Argentina S.A. al 31 de diciembre de 2013 y su resultado integral individual y los flujos de efectivo individuales por el ejercicio finalizado en esa fecha, de conformidad con las normas de la RT 26 de la FACPCE para los estados financieros individuales de una entidad controlante; y (b) los estados financieros consolidados mencionados en el párrafo 1 presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera consolidada de Petrobras Argentina S.A. y sus sociedades controladas al 31 de diciembre de 2013 y su resultado integral consolidado y los flujos de efectivo consolidados por el ejercicio finalizado en esa fecha, de conformidad con las NIIF.

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7.

En cumplimiento de disposiciones legales vigentes, informamos que: a) Los estados financieros adjuntos se ajustan a las disposiciones de la LSC y a las normas sobre documentación contable de la CNV, se encuentran asentados en el Libro de Inventario y Balances, y surgen de los registros contables de la Sociedad llevados, en sus aspectos formales, de conformidad con las disposiciones legales vigentes. b) Hemos leído: (i) la sección “Síntesis de la Estructura Patrimonial y de Resultados” de la Memoria, y (ii) la información adicional a las notas a los estados financieros requerida por el artículo 68 del Reglamento de la BCBA y por el artículo 12 del Capítulo III del Título IV de las normas de la CNV, sobre las que, en lo que es materia de nuestra competencia, no tenemos otras observaciones que formular que las mencionadas en los párrafos 4 y 5 precedentes. c) Al 31 de diciembre de 2013, la deuda devengada en concepto de aportes y contribuciones con destino al Sistema Integrado Previsional Argentino, que surge de los registros contables de la Sociedad, asciende a $ 32.007.826 no siendo exigible a esa fecha. d) Hemos examinado el Inventario y la Memoria del Directorio correspondientes al ejercicio económico concluido el 31 de diciembre de 2013. Al respecto, en materia de nuestra competencia, nada tenemos que observar, siendo las manifestaciones sobre hechos futuros incluidas en la Memoria, responsabilidad exclusiva del Directorio. e) Hemos examinado la información, incluida en Anexo a la Memoria, sobre el grado de cumplimiento del Código de Gobierno Societario requerida por las Normas de la CNV, y sobre la misma no tenemos observaciones que formular. f) De acuerdo a lo requerido por las normas de la CNV, sobre la independencia del auditor externo y sobre la calidad de las políticas de auditoría aplicadas por el mismo y de las políticas de contabilización de la Sociedad, el informe del auditor externo descripto anteriormente, incluye la manifestación de haber aplicado las normas de auditoría vigentes en Argentina, que comprenden los requisitos de independencia, y no contiene otras salvedades en relación con la aplicación de dichas normas que las indicadas en el párrafo 4 de este informe, ni discrepancias con respecto a las normas contables profesionales. g) En ejercicio del control de legalidad que nos compete, hemos aplicado durante el ejercicio los procedimientos descriptos en el artículo 294 de la LSC que consideramos necesarios de acuerdo con las circunstancias, no teniendo observaciones que formular al respecto. h) Hemos aplicado los procedimientos sobre prevención de lavado de activos y financiación del terrorismo previstos en las normas profesionales vigentes.

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 12 de febrero de 2014 Juan Carlos Cincotta Síndico Titular

Justo F. Norman Síndico Titular

Rogelio N. Maciel Síndico Titular

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