YPF SOCIEDAD ANONIMA
ESTADOS FINANCIEROSMemoria
(Información no cubierta por el Informe de los Auditores Independientes)
Contenido
I.
Situación y contexto macroeconómicos
II.
Consideraciones generales
III.
Información Operativa y Financiera
IV.
Política de dividendos
V.
Política de remuneraciones al Directorio y planes de bonificación e
incentivos
VI.
Gestión de la Sociedad y Sistema de control interno
VII.
Cuestiones ambientales
VIII.
Información sobre reservas petroleras y gasíferas
IX.
Perspectivas
Señores accionistas:
De conformidad con las disposiciones legales y estatutarias vigentes, sometemos a
vuestra consideración la Memoria y los Estados Financieros correspondientes al ejercicio
económico finalizado el 31 de diciembre de 2016.
La información contenida en la presente Memoria incluye el análisis y las explicaciones
de la Dirección sobre la situación financiera y los resultados consolidados de las
operaciones, y debe ser leída en forma conjunta con los estados financieros de YPF S.A.
(en adelante, indistintamente “YPF” o “la Sociedad”) y sus subsidiarias (en adelante y en su
conjunto, el
“Grupo”), junto con sus notas (en adelante, los “Estados Financieros”). Dichos
Estados Financieros y sus notas han sido preparados de acuerdo con las normas contables
vigentes en Argentina.
I.
Situación y contexto macroeconómicos
Siendo YPF y sus subsidiarias un conjunto de empresas cuya actividad se centra
básicamente en el mercado argentino, el Grupo lleva a cabo su gestión en el marco de la
evolución de las principales variables del contexto macroeconómico del país. En este
contexto y de acuerdo a los últimos datos publicados del Informe de Avance del Nivel de
Actividad confeccionado por el Instituto Nacional de Estadística y Censos de la República
Argentina (INDEC), la estimación provisoria de actividad económica reflejó un incremento
del 2,6% para el año 2015, mientras que el mismo informe mostró una variación negativa
del 2,3% en el PIB (Producto Interno Bruto) para el acumulado del año 2016 respecto a
igual acumulado del año anterior.
De acuerdo al índice de precios al consumidor nacional urbano (IPCNu), la inflación de
los primeros diez meses del año 2015 fue del 11,9%, mientras que este mismo indicador
había reflejado un valor de la inflación del 23,9% para el todo el año 2014. Con fecha 7 de
enero de 2016 y mediante el Decreto N°55/2016 del Poder Ejecutivo Nacional (PEN), se
declaró en estado de emergencia administrativa al Sistema Estadístico Nacional y a su
órgano rector, el INDEC. A partir de ese momento dejó de publicarse el IPCNu y para los
últimos dos meses del año 2015 se dieron a conocer dos índices de precios al consumidor
alternativos. Estos índices son los elaborados por la Dirección General de Estadística y
Censos de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y por la Dirección Provincial de Estadística
y Censos de la Provincia de San Luis. Los mismos reflejaron un incremento de los precios al
consumidor del 26,9% y del 31,6%, respectivamente, para el acumulado del año 2015. Para
los primeros cuatro meses de 2016, estos mismos índices alternativos han mostrado un
incremento de precios al consumidor del 19,1% y 14,1%, respectivamente. Con fecha 15 de
junio de 2016, el INDEC comenzó a publicar nuevamente su propio índice de precios al
consumidor para la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y los partidos que integran el Gran
Buenos Aires (IPC-GBA), el cual arrojó un incremento del 7,4% para el bimestre mayo-junio
de 2016, y sendos incrementos del 3,3% y 5,3% para el tercer y cuarto trimestre de 2016,
respectivamente.
En este contexto, el Banco Central de la República Argentina (BCRA), según lo expone
en su Informe de Política Monetaria, ha dispuesto una política de sesgo antiinflacionario, la
cual se instrumenta a través de una tasa de interés positiva en términos reales. En
particular, el BCRA fija su tasa de política monetaria, la LEBAC de 35 días durante 2016 y el
centro de corredor de pases desde 2017, de manera que sea superior a la tendencia
esperada de la inflación para ese período. En el segundo trimestre de 2016, esta política se
plasmó en una reducción de la tasa de referencia del 38% al 30,25%, en el tercer trimestre
se observó una nueva reducción de ella al 26,75% y en el cuarto trimestre volvió a bajar al
24,75%, todo esto a medida que la autoridad monetaria fue dejando atrás el impacto del
reordenamiento de precios relativos y pasó a considerar menores registros de inflación
esperada.
El 17 de diciembre de 2015 el Ministerio de Hacienda y Finanzas Públicas anunció la
liberación de lo que se había dado en llamar “cepo cambiario”, produciéndose una
devaluación significativa en el tipo de cambio oficial, que convergió a partir de entonces con
otros tipos de cambio implícitos existentes hasta ese momento. Esta situación generó una
nueva realidad en la economía del país impactando a toda la industria. La evolución de los
precios de los combustibles y otros productos refinados comercializados en el mercado
interno quedaron disminuidos medidos en dólares como así también ciertos costos, lo que
generó un desafío para el Grupo, encarando una tarea de contención de sus costos
dolarizados y alineamiento de los precios en el mercado interno para enfrentar este nuevo
contexto. A su vez, un 70% de la deuda financiera del Grupo ($ 108.029 millones al cierre
de 2016) se encuentra denominada en dólares, y un 83% es deuda a largo plazo (más de
un año a su vencimiento).
En este sentido, el tipo de cambio peso/dólar había culminado el año 2015 en un valor de
13,04 pesos por dólar y se incrementó hasta llegar a 15,89 pesos por dólar al cierre del año
2016, resultando por lo tanto aproximadamente un 21,9% superior a la cotización observada
a finales de 2015 y un 59,8% superior, en promedio, al registrado en 2015.
En términos de variables específicas de la actividad petrolera a nivel internacional, el
barril de crudo Brent cotizó a US$ 54,96 al cierre del mes de diciembre de 2016, lo que
representa una suba del 50,1% frente a la cotización de US$ 36,61 al cierre de diciembre de
2015, recuperándose de cotizaciones aún inferiores registradas en el transcurso del primer
trimestre, habiendo llegado a tocar un mínimo de US$ 26,01 a mediados del mes de enero
de 2016. En cuanto a la cotización promedio del año actual, la misma presentó una baja de
16,8% con respecto al promedio del año 2015.
En este contexto, a principios de 2015, productores locales de crudo y refinadores
negociaron reducir el precio local de comercialización del barril de petróleo en
aproximadamente 7 dólares por barril, el cual se había mantenido estable a pesar de la baja
en el precio internacional del crudo Brent ocurrida desde el último trimestre de 2014. Esta
dinámica continuó en 2016. Durante el mes de enero se acordó una reducción del precio del
petróleo de un 10% en dólares y en agosto se volvió a acordar una reducción adicional del
6%, escalonada en tres meses. En enero de 2017, los productores y refinadores de petróleo
llegaron un acuerdo para la transición a precios internacionales de la industria
hidrocarburífera argentina, en el cual se estableció un sendero de precios para la
comercialización de petróleo en el mercado interno, con el objetivo de alcanzar la paridad
con los mercados internacionales durante el transcurso del año 2017.
Mediante el Decreto N° 272/2015 del PEN, de fecha 29 de diciembre de 2015, se disolvió
la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones
Hidrocarburíferas, transfiriéndose al Ministerio de Energía y Minería las funciones y
facultades de competencia federal que dicha Comisión poseía, y conservando las
autoridades provinciales las atribuciones que corresponden a sus jurisdicciones. Cabe
destacar también que este mismo decreto estableció, en su artículo 6°, que los derechos
derivados de las acciones de titularidad del Estado Nacional en YPF Sociedad Anónima y en
YPF Gas Sociedad Anónima, con excepción de las acciones que pertenecieren al Fondo de
Garantía de Sustentabilidad del Régimen Previsional Público de Reparto, serán ejercidos
por el Ministerio de Energía y Minería.
II.
Consideraciones Generales
i.
Presentación de los estados financieros
Los estados financieros consolidados de YPF S.A. y sus subsidiarias se presentan sobre
la base de la aplicación de las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”).
La adopción de las mismas, tal como fueron emitidas por el Consejo de Normas
Internacionales de Contabilidad (IASB por su sigla en inglés) fue resuelta por la Resolución
Técnica N° 26 (texto ordenado) de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de
Ciencias Económicas (“FACPCE”) y por las Normas de la Comisión Nacional del Valores
(“CNV”). Las NIIF son de aplicación obligatoria para YPF, según la norma contable
profesional y las normas regulatorias antes citadas, a partir del ejercicio que se inició el 1 de
enero de 2012.
ii.
Características de la Sociedad
Los precios promedio correspondientes a la cotización del barril de crudo Brent fueron
US$ 43,56, US$ 52,35 y US$ 99,02 en 2016, 2015 y 2014, respectivamente. No obstante
las variaciones en las cotizaciones antes mencionadas, en el mercado interno los valores
para la comercialización de crudo hace tiempo que no están directamente relacionados con
los del mercado internacional y surgen como consecuencia de las negociaciones entre
productores y refinadores, tal como se mencionó en la Sección I. anterior. Esto último se da,
entre otros, como consecuencia de la ausencia de volúmenes excedentes de exportación de
crudo liviano y respecto a las necesidades del mercado doméstico. En este sentido, el
precio promedio de compra/venta por barril de crudo para la Sociedad ha sido de US$
62,89, US$ 72,66 y US$ 78,16 para 2016, 2015 y 2014, respectivamente.
La estructura de segmentos de negocio, definidos teniendo en cuenta los criterios
establecidos por la NIIF 8, consiste en:
Upstream:
Desarrolla todas las actividades relativas a la exploración y desarrollo de petróleo y
gas.
Obtiene sus ingresos por (i) la venta del petróleo producido al segmento de
Downstream y, marginalmente, por su venta a terceros; (ii) la venta del gas
producido al segmento de Gas y Energía; y (iii) la percepción del Plan de Estímulo a
la Inyección Excedente de Gas Natural.
Gas y Energía:
Con fecha 15 de marzo de 2016, se creó la Vicepresidencia Ejecutiva de Gas y
Energía, y durante el presente ejercicio se fue determinando el ámbito completo de
gestión de esta nueva unidad de negocio.
Este segmento desarrolla las actividades relativas a:
(i) la comercialización de gas natural a terceros y al segmento de Downstream,
(ii) la operación comercial y técnica de las terminales de regasificación de GNL en
Bahía Blanca y Escobar, a través de la contratación de sendos buques
regasificadores,
(iii) la generación de electricidad tanto convencional como aquella proveniente de
energías renovables.
Además del producido por la venta de gas natural a terceros e intersegmento, el que
luego es reconocido como “compra” al segmento Upstream, Gas y Energía devenga
un fee a su favor con el segmento Upstream por realizar dicha comercialización.
Downstream:
Desarrolla las actividades relativas a:
(i) la refinación de petróleo y producción de petroquímicos,
(ii) la comercialización de productos refinados y petroquímicos obtenidos de estos
procesos,
(iii) la logística relativa al transporte de petróleo y gas hacia las refinerías y al
transporte y distribución de los productos refinados y petroquímicos para ser
comercializados en los diferentes canales de ventas.
Obtiene sus ingresos por la comercialización mencionada en el punto (ii) anterior, la
cual se desarrolla a través de los negocios de Retail, Industria, Agro, GLP, Química y
Lubricantes y Especialidades.
Incurre en todos los gastos relativos a las actividades antes mencionadas,
incluyendo la compra de petróleo al segmento de Upstream y a terceros y del gas
natural a ser consumido en los complejos industriales de refinerías y petroquímica al
segmento de Gas y Energía.
Las restantes actividades operativas realizadas por el Grupo, que no encuadran en
estas categorías ni constituyen segmentos de operación reportables, comprendiendo
principalmente los gastos y activos de la administración central, las actividades de
construcción, son agrupadas como Administración Central y otros.
En el mes de enero de 1999, Repsol adquirió 52.914.700 acciones Clase A en bloque
(14,99% de nuestras acciones) que se convirtieron en acciones Clase D. Adicionalmente, el
30 de abril de 1999, Repsol anunció una OPA para comprar todas las acciones Clase A, B,
C y D en circulación en virtud del cual en el mes de junio de 1999, Repsol YPF S.A. adquirió
otro 82,47% de nuestro capital accionario en circulación. Repsol YPF S.A. adquirió una
participación adicional de otros accionistas minoritarios, como resultado de otras
transacciones en 1999 y 2000. En este orden, el grupo Repsol fue el propietario de
aproximadamente el 99% de nuestro capital accionario desde el año 2000 hasta el año
2008, cuando Petersen Energía S.A. (“PESA”) adquirió en diferentes momentos acciones
que representaban el 15,46% de nuestro capital social. Durante 2011, PESA adquirió un
10% adicional de nuestro capital social en circulación, por lo que hasta la promulgación de
la Ley N°26.741 descripta a continuación, Repsol tenía una participación directa e indirecta
de aproximadamente 57,43%, mientras que PESA y sus sociedades afiliadas contaban con
una tenencia del 25,46% del capital de la Sociedad.
La Ley N°26.741 (la “Ley de Expropiación”), promulgada el 4 de mayo de 2012, declaró
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, a fin de garantizar el desarrollo económico
con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los
diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y
regiones, establecido en la mencionada norma.
En este marco, modificó la estructura accionaria de la Sociedad al declarar de utilidad
pública y sujeto a expropiación el 51% del patrimonio de YPF S.A. (“YPF”) representado por
igual porcentaje de acciones Clase D de la empresa, pertenecientes a Repsol YPF S.A. (hoy
Repsol S.A.), sus sociedades controladas o controlantes, directa o indirectamente.
Con el objeto de garantizar la continuidad en las actividades de exploración, producción,
industrialización y refinación de hidrocarburos a cargo de YPF, así como su transporte,
comercialización y distribución y el incremento del flujo inversor, para el adecuado
abastecimiento de los combustibles necesarios para el funcionamiento de la economía
nacional en el marco de lo dispuesto en dicha norma, la Ley Nº26.741 estableció también
que el Poder Ejecutivo Nacional, a través de las personas u organismos que designe, desde
su entrada en vigencia ejercería todos los derechos que las acciones a expropiar confieren
en los términos de los artículos 57 y 59 de dicha norma.
De acuerdo a la Ley, las acciones sujetas a expropiación serán distribuidas de la
siguiente manera: 51% para el Estado Nacional y 49% para determinadas Provincias
Argentinas. Asimismo, la Ley de Expropiación establece que el Poder Ejecutivo Nacional,
por sí o a través del organismo que designe, es quien ejerce los derechos políticos sobre la
totalidad de las acciones sujetas a expropiación hasta tanto se perfeccione la cesión de los
derechos políticos y económicos a las provincias integrantes de la Organización Federal de
Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI). La cesión de los derechos políticos y
económicos de las acciones sujetas a expropiación, que efectúe el Estado Nacional a favor
de los Estados provinciales integrantes de la OFEPHI, contemplará el ejercicio de los
derechos accionarios correspondientes a ellas en forma unificada por el plazo mínimo de 50
años a través de un pacto de sindicación de acciones. A la fecha de los presentes estados
financieros, aún no se ha producido la cesión de acciones del Estado Nacional a las
Provincias. Asimismo, la Ley de Expropiación estableció que la gestión de los derechos
accionarios correspondientes a las acciones sujetas a expropiación, por parte del Estado
nacional y las provincias, se efectuará para que YPF, además de contribuir a los objetivos
de dicha ley, se gestione conforme a las mejores prácticas de la industria y del gobierno
corporativo, preservando los intereses de sus accionistas y generando valor para ellos,
realizando un gerenciamiento a través de una gestión profesionalizada.
Con fecha 25 de febrero de 2014, el entonces Ministerio de Economía y Finanzas
Públicas de la República Argentina, informó que la República Argentina y Repsol, S.A.
(“Repsol”) llegaron a un Acuerdo respecto de la compensación por la expropiación de
200.589.525 acciones Clase “D” de YPF de conformidad con la Ley N°26.741 (el “Acuerdo”).
El 27 de febrero la República Argentina y Repsol celebraron el Acuerdo.
Asimismo, YPF y Repsol celebraron un convenio el 27 de febrero de 2014 por el que
-principalmente- se contempla el desistimiento de acciones judiciales entre las partes y
respecto de terceros, así como una serie de renuncias e indemnidades mutuas (el
“Convenio”).
El Convenio entraría en vigencia al día siguiente de la fecha en que Repsol notificara a
YPF que entró en vigencia el Acuerdo celebrado entre Repsol y la República Argentina en
torno al dictado de la Ley N°26.741. Con fecha 28 de marzo de 2014, la Junta General de
accionistas de Repsol aprobó el Acuerdo. Por su parte, mediante la sanción de la Ley
N°26.932 se declaró cumplido el objetivo de los artículos 7, 11 y 12 de la Ley N°26.741, y
del artículo 12 de la Ley N°21.499, y en consecuencia, se ratificó el Acuerdo. La Ley
N°26.932 fue promulgada por el Poder Ejecutivo Nacional, mediante el dictado del Decreto
N°600/2014 (B.O. 28/04/2014). Por último, con fecha 8 de mayo de 2014, YPF fue
notificada de la entrada en vigencia del Acuerdo. Por lo tanto, a partir de esa fecha quedó
perfeccionada la expropiación dispuesta por la Ley N°26.741, y la República Argentina es
definitivamente titular del 51% del capital de YPF S.A.
El 11 de diciembre de 2015 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina el
Decreto P.E.N. N°13/2015, que modificó la Ley de Ministerios N°22.520, creando, entre
otras modificaciones, el Ministerio de Energía y Minería, el cual absorberá las funciones de
las Secretarías de Energía y Minería, y sus organismos descentralizados y
desconcentrados, del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios.
Entre las competencias del Ministerio de Energía y Minería está comprendido participar en
la administración de las participaciones del Estado en las sociedades y empresas con
actividad en el área de su competencia.
El 4 de enero de 2016 se publicó en el Boletín Oficial de la República Argentina el
Decreto P.E.N. N°272/2015, el cual modificó el Decreto N°1277/12 y dispuso que el
Ministerio de Energía y Minería es el encargado de ejercer los derechos derivados de las
acciones de titularidad del Estado Nacional en YPF y en YPF GAS S.A., con excepción de
las acciones que pertenecieren al Fondo de Garantía de Sustentabilidad del Régimen
Previsional Público de Reparto creado por el Decreto N°897/07.
III.
Información Operativa y Financiera
i.
Producción de Petróleo y Gas
El siguiente cuadro presenta la información relativa a la producción de petróleo y gas en
bases consolidadas para los años finalizados el 31 de diciembre de 2016, 2015 y 2014:
2016 2015 2014 Producción de petróleo, condensado y líquidos millones de barriles 109 109 107 Producción de gas natural miles de millones de pies cúbicos 576 569 547 Producción total (petróleo, condensado, líquidos y gas natural)
millones de barriles equivalentes 211 210 204 Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de
ii.
Resultados de las operaciones
Síntesis de la Estructura de Resultados
31/12/2016 31/12/2015 31/12/2014
Ingres os 210.100 156.136 141.942
Cos tos (177.304) (119.537) (104.492)
Utilidad Bruta 32.796 36.599 37.450
Gas tos de com ercialización (15.212) (11.099) (10.114)
Gas tos de adm inis tración (7.126) (5.586) (4.530)
Gas tos de exploración (3.155) (2.473) (2.034)
Deterioro de propiedades , planta y equipo (34.943) (2.535)
Otros res ultados operativos , netos 3.394 1.682 (1.030)
Utilidad Operativa (24.246) 16.588 19.742
Res ultado por participación en as ociadas y
negocios conjuntos 588 318 558
Res ultados financieros , netos (6.146) 12.157 1.772
Utilidad neta antes de imp. a las ganancias (29.804) 29.063 22.072
Im pues to a las Ganancias 1.425 (24.637) (13.223)
Utilidad Neta del ejercicio (28.379) 4.426 8.849
Otros resultados integrales del período 27.414 43.758 16.276
El siguiente cuadro presenta los resultados de las operaciones como porcentaje de los
ingresos ordinarios para los ejercicios indicados:
Ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de
2016 2015 2014
(% sobre ventas netas) Ventas netas ... 100,0 100,0 100,0 Costo de ventas ... (84,4) (76,6) (73,6) Utilidad Bruta ... 15,6 23,4 26,4 Gastos de comercialización ... (7,2) (7,1) (7,1) Gastos de administración ... (3,4) (3,6) (3,2) Gastos de exploración ... (1,5) (1,6) (1,5) Deterioro de propiedades, planta y equipo………. (16,6) (1,6) -
Otros resultados operativos, netos……… 1,6 1,1 (0,7)
Utilidad operativa ... (11,5) 10,6 13,9
2016 comparado con 2015
El Grupo
A nivel operativo, en el año 2016 la producción total de hidrocarburos aumentó un 0,1%
respecto al año anterior, alcanzando los 577 miles de boe/día.
La producción de gas natural alcanzó los 44,6 Mm3/día, siendo un 0,9% superior a la del
año 2015, mientras que la producción de crudo disminuyó un 2,0%, totalizando 245 mil
bbl/día. La producción de NGL (líquidos del gas natural) aumentó un 6,9%.
Por otra parte, en el presente ejercicio, los niveles de procesamiento de las refinerías
alcanzaron un 91,9%, un 1,8% inferior respecto del año pasado, principalmente por las
paradas programadas de diferentes unidades en nuestras Refinerías de La Plata y Plaza
Huincul, entre los meses de marzo y junio del presente año. Con estos menores niveles de
procesamiento, se obtuvo una menor producción de Gas Oil (-1,3%), de Naftas (-1,0%), de
Fuel Oil (-16,0%) y una mayor producción de otros refinados como GLP y nafta
petroquímica, todo ello en comparación con las producciones del año anterior. La menor
producción de Fuel Oil se vio acentuada por la puesta en funcionamiento de la nueva unidad
de Coque en la refinería La Plata que permite una mayor obtención de productos
intermedios.
Los ingresos correspondientes al año 2016 fueron de $ 210.100 millones, lo que
representa un aumento del 34,6% en comparación con los $ 156.136 millones
correspondientes al año 2015. Dentro de las principales causas que determinaron la
variación en los ingresos del Grupo antes mencionados, se destacan:
Las ventas de gas oil aumentaron $ 14.303 millones, o 25,2%, debido a un
incremento aproximado del 30,5% en el precio promedio obtenido para el mix de
gasoil, parcialmente compensado por menores volúmenes totales despachados
de aproximadamente un 4,1%, reflejando sin embargo un incremento del 8,3% en
los volúmenes vendidos de Infinia Diesel (gas oil premium);
Las ventas de naftas aumentaron $ 11.298 millones, o 32,3%, debido a un
incremento aproximado del 34,1% en el precio promedio para el mix de naftas,
parcialmente compensado por menores volúmenes totales despachados de
aproximadamente 1,3%, reflejando sin embargo un incremento del 1,1% en los
volúmenes vendidos de Nafta Infinia (nafta premium);
Las ventas como productores de gas natural se incrementaron en $ 14.409
millones, o 65,5%, debido a un incremento en el precio promedio del 67,8% en
pesos (o un incremento de 5,8% en dólares), principalmente debido no sólo a
mayores precios a terceros sino también a la aplicación del Programa de Estímulo
a la Inyección Excedente de Gas Natural sobre la producción incremental,
parcialmente compensado con una disminución del 1,4% en los volúmenes de
venta;
Las ventas de gas natural al segmento minorista (clientes residenciales y
pequeñas industrias y comercios) se incrementaron en $ 2.866 millones, o 78,0%,
debido a un incremento en el precio promedio del 60,1% y a un aumento del
11,2% en los volúmenes de venta;
Las ventas de fuel oil en el mercado local se incrementaron en $ 2.583 millones, o
36,6%, debido a un incremento en el precio promedio de aproximadamente
54,5%, parcialmente compensado con una disminución en los volúmenes
comercializados del 11,6%;
Los ingresos obtenidos en el mercado externo se incrementaron en $ 4.054
millones, o 33,0%. Se destacan entre ellos, las mayores exportaciones de
harinas, granos y aceites en un 38,8%, de Aerokerosene en un 29,0%, y de los
productos Petroquímicos en un 37,2%, en todos ellos debido a un incremento en
los precios promedio de venta medido en pesos, compensados parcialmente con
disminuciones en los volúmenes comercializados.
Compensando parcialmente el efecto de los incrementos mencionados, en 2015
el Grupo devengó $ 1.988 millones correspondientes al Programa de Estímulo a
la Producción de Petróleo Crudo, establecido por la Resolución 14/2015 de la
Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de
Inversiones Hidrocarburíferas. Dicho programa fue discontinuado a partir de 2016.
El costo de ventas correspondiente al año 2016 fue de $ 177.304 millones, un 48,3%
superior comparado con los $ 119.537 millones correspondientes al año 2015, incluyendo
incrementos en los costos de producción del 48,5% y en las compras del 43,9%. En cuanto
a las principales causas de la variación, se destacan:
Costos de producción
Incrementos en las depreciaciones de propiedades, planta y equipo en $ 17.371
millones, o 67,6%, debido fundamentalmente a las mayores inversiones en
activos y a la apreciación de los mismos teniendo en cuenta su valuación en
dólares históricos según la moneda funcional de la Sociedad;
Incremento en los conceptos relacionados al costo de extracción (“lifting cost”) por
$ 8.405 millones, o 29,1%, considerando un incremento del indicador unitario,
medido en pesos, del 28,2%;
Incremento de los conceptos vinculados al costo de refinación por $ 2.530
millones, o 42,0%, fundamentalmente motivado por los mayores cargos por
consumo de materiales, repuestos, electricidad y otros suministros y
combustibles, considerando un incremento del indicador unitario, medido en
pesos, del 44,2%;
Incremento en las regalías por $ 5.163 millones, o 45,7%, de los cuales $ 3.179
millones corresponden a regalías sobre la producción de petróleo crudo y $ 1.984
millones a regalías sobre la producción de gas natural, en ambos casos por los
mayores valores en boca de pozo de estos productos;
Incremento en los costos de transporte por $ 2.156 millones, o 45,0%,
principalmente debido a los incrementos en las tarifas producidos durante 2016.
Compras
Incremento de las compras de petróleo crudo a terceros de aproximadamente $
2.228 millones, o 19,5%, debido a un incremento del 35,0% en el precio promedio
de compra a terceros en pesos, relacionado principalmente a la depreciación del
peso, ya que hubo una disminución del 13,4% en los precios promedio cobrados
por terceros en dólares, y a una disminución en los volúmenes de compra de
aproximadamente 11,4%;
Incremento en las compras de biocombustibles (FAME y bioetanol) por $ 5.454
millones, o 70,5%, debido principalmente a un aumento de aproximadamente un
45,6% en el precio del bioetanol y un 76,3% en el precio de FAME y a un aumento
en los volúmenes comprados de bioetanol del 11,0% por un incremento en la
cuota de corte en las naftas, y a un aumento en los volúmenes de FAME del
1,4%;
Incremento en las compras de gas natural a otros productores para su reventa en
el segmento de distribución a clientes minoristas (residenciales y pequeños
comercios e industrias) por $ 2.274 millones, o 78,2%, debido a un incremento en
el precio de compra de aproximadamente 70,0% y a un incremento de los
volúmenes adquiridos del 4,8%;
Incremento en la recepción de granos por $ 1.526 millones, o 58,1%, a través de
registran como compras. Dicho incremento es debido a un aumento en el precio
promedio de 91,1%, parcialmente compensado por una disminución de los
volúmenes del 17,3%;
Menores importaciones de combustibles por $ 621 millones, o 10,0%, debido a un
38,5% de menor volumen adquirido de gas oil, compensado parcialmente por un
incremento del 15,7% en los volúmenes importados de naftas y jet fuel.
Adicionalmente, el monto indemnizatorio de seguro devengado en 2015 vinculado
al siniestro sufrido por nuestra refinería La Plata en abril de 2013, ascendió a $ 615
millones. De la misma manera, el monto indemnizatorio de seguro devengado en
2015 relacionado con el siniestro que afectó nuestra planta de tratamiento de crudo
en Cerro Divisadero (Mendoza) en marzo de 2014, ascendió a $ 1.165 millones, de
los cuales $ 794 millones fueron registrados como un menor costo por compras y $
371 millones como otros resultados operativos. Ambos casos mencionados impactan
negativamente en la comparación del costo de ventas del año 2016 con el
correspondiente al año anterior.
Los gastos de administración correspondientes al año 2016 ascendieron a $ 7.126
millones, presentando un aumento del 27,6% frente a los $ 5.586 millones registrados
durante 2015, fundamentalmente debido a incrementos en los gastos de personal y a los
mayores costos en contrataciones de servicios informáticos.
Los gastos de comercialización correspondientes al año 2016 ascendieron a $ 15.212
millones, presentando un incremento del 37,1% comparado con los $ 11.099 millones
registrados en 2015, motivado fundamentalmente por mayores cargos por transporte de
productos, vinculados principalmente al incremento en las tarifas de transporte de
combustibles en el mercado interno, como así también por aumentos en gastos de personal,
en los cargos por depreciaciones de propiedades, planta y equipo, en las actividades
publicitarias y promocionales y en la provisión para deudores de dudoso cobro, esto último
debido a recuperos de incobrabilidades en el segmento de distribuidoras de gas natural
registrados en 2015.
Los gastos de exploración correspondientes al año 2016 ascendieron a $ 3.155 millones,
presentando un incremento del 27,6% comparado con los $ 2.473 millones
correspondientes al año 2015, debido principalmente a los mayores resultados negativos
provenientes de perforaciones exploratorias improductivas en el año 2016 versus el año
2015 por un monto diferencial de $ 625 millones. Adicionalmente, las erogaciones por
gastos para el desarrollo de estudios geológicos y geofísicos no mostraron variaciones
significativas entre ambos años. Sin embargo, la inversión exploratoria total disminuyó $
1.375 millones, o 49,7%, comparado con el año 2015.
Asimismo, en 2016 la Sociedad ha reconocido un cargo negativo por deterioro de
propiedades, planta y equipo por $ 34.943 millones motivados principalmente por una
reducción estimada del precio del petróleo comercializado en el mercado interno,
conjuntamente con la evolución estimada del comportamiento de los costos en función tanto
a variables macroeconómicas como de comportamiento operativo de nuestros activos. Para
una mayor descripción, ver Nota 2.c a los estados financieros consolidados al 31 de
diciembre de 2016.
En el año 2015 la Sociedad reconoció un cargo negativo por deterioro de propiedades,
planta y equipo y activos intangibles por $ 2.535 millones motivados principalmente por una
reducción del precio del petróleo comercializado en el mercado interno en el corto plazo y
una reducción en la expectativa de los precios internacionales a mediano y largo plazo. Esta
pérdida había impactado los activos de los campos en Argentina con reservas y producción
mayoritariamente de petróleo por un valor de $ 2.361 millones y los activos de los campos
con producción de crudo en Estados Unidos por un valor de $ 174 millones.
Los Otros resultados operativos, netos, correspondientes al año 2016 alcanzaron una
ganancia de $ 3.394 millones, o 101,8% comparado con la ganancia de $ 1.682 millones
correspondientes a 2015. En el presente ejercicio, este rubro incluye principalmente el
resultado neto de $ 1.528 millones generado por el proceso de desconsolidación del grupo
de entidades de Maxus (ver nota 27 a los Estados Financieros Consolidados al 31 de
diciembre de 2016), y un ingreso de $ 1.407 millones relacionado con el Proyecto Integral
Área Magallanes (PIAM) y en virtud del acuerdo al que se arribó con el socio para participar
de la extensión de la concesión de esta área. La variación restante corresponde
principalmente a menores incentivos para la construcción recibidos por nuestra compañía
controlada A-Evangelista S.A. por $ 199 millones y a un incremento de $ 48 millones
correspondientes a la Asistencia económica transitoria devengada por nuestra subsidiaria
Metrogas S.A.
La pérdida operativa correspondiente al año 2016 alcanzó los $ 24.246 millones, debido a
los factores descriptos anteriormente, representando una disminución del 246,2% en
comparación con la utilidad operativa de $ 16.588 millones correspondiente al año 2015.
Los resultados financieros correspondientes al año 2016 fueron una pérdida de $ 6.146
millones, representando una disminución de 150,6% en comparación con la ganancia de $
12.157 millones correspondientes al año 2015. En este orden, se registró una menor
diferencia de cambio positiva sobre los pasivos monetarios netos en pesos de $ 8.603
millones, debido a la menor depreciación del peso observada durante el año 2016 con
respecto a 2015. A su vez, se registraron mayores intereses negativos y otros resultados
financieros por $ 9.700 millones, producto de un mayor endeudamiento promedio y mayores
tasas de interés durante 2016 y en comparación con 2015. En este orden, el monto de
endeudamiento financiero neto promedio para el año 2016 fue de $ 116.976 millones,
mientras que el monto de endeudamiento financiero neto promedio para el año 2015 fue de
$ 64.956 millones, importes que expresados en dólares equivalen a US$ 7.941 millones y
US$ 7.047 millones, respectivamente. El monto de endeudamiento financiero neto promedio
se calcula como el promedio lineal de los préstamos corrientes y no corrientes al principio y
al final del período correspondiente neto del promedio lineal de efectivo y equivalentes de
efectivo al principio y al final del período correspondiente.
El cargo por impuesto a las ganancias correspondiente al año 2016 fue una ganancia de
$ 1.425 millones, en comparación con el cargo negativo de $ 24.637 millones
correspondiente al año 2015, lo cual representa una disminución de 105,8%. Esta diferencia
tiene su origen principalmente en el menor impuesto diferido por $ 27.313 millones, la cual
fue parcialmente compensada con un incremento de $ 1.251 millones en el monto de
impuesto corriente. El menor cargo por impuesto diferido obedece a la registración del
activo diferido por $ 12.230 relacionado con el deterioro de propiedad, planta y equipo antes
mencionado, y a la menor diferencia generada por la revaluación de los valores contables
respecto de los valores impositivos de las propiedades, planta y equipo que se mantienen
en pesos históricos para ser deducidos fiscalmente a medida que se deprecian, teniendo en
cuenta la moneda funcional de la Sociedad y la menor devaluación registrada en el presente
año 2016.
El resultado neto correspondiente al año 2016 fue negativo en $ 28.379 millones, en
comparación con una utilidad neta de $ 4.426 millones durante el año 2015, lo que
representa una disminución del 741,2%.
Los otros resultados integrales correspondientes al año 2016 ascendieron a $ 27.414
millones, comparados con $ 43.758 millones en 2015, motivado fundamentalmente por la
menor apreciación de propiedades, planta y equipo, representando una disminución de
37,4%.
En base a todo lo anterior, el resultado integral total correspondiente al año 2016 fue una
pérdida de $ 965 millones, lo que representa una disminución de aproximadamente 102,0%
en comparación con una ganancia de $ 48.184 millones para 2015.
Los Segmentos de Negocio
Upstream
Durante el año 2016, el segmento de Upstream tuvo una pérdida operativa de $ 26.845
millones, incluyendo cargos por deterioro de propiedades, planta y equipo de $ 34.943
millones, comparados con una ganancia operativa de $ 7.535 millones en 2015, incluyendo
cargos por deterioro de propiedades, planta y equipo y activos intangibles de $ 2.535
millones.
Los ingresos netos de crudo y gas natural se incrementaron durante el año 2016 un
42,2% con relación al año anterior, alcanzando los $ 114.143 millones, comparado con los $
80.287 millones durante 2015. Este incremento se debe principalmente a los siguientes
factores:
La producción total de gas natural correspondiente al año 2016, alcanzó los 44,6
millones de m3 por día, lo que representa un incremento aproximado de 0,9% frente
al año 2015. Con excepción de la producción de YSUR, todo el gas natural producido,
neto del consumo interno, es asignado al segmento Gas y Energía para la venta a
terceros (para el caso de YSUR, el segmento de Gas y Energía se encarga
únicamente de la comercialización del gas que YSUR produce). Los volúmenes
comercializados disminuyeron un 1,4% durante 2016, en comparación con 2015. El
segmento de Upstream registra el precio promedio obtenido por YPF en tales ventas,
netas de comisiones de venta y comercialización. Dicho segmento también incluye
ingresos por el Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural (“Plan
Gas”), el cual incrementa el precio promedio obtenido por YPF como resultado del
aumento de la producción de gas de YPF e YSUR. El ingreso promedio de gas
natural registrado por la compañía durante el año 2016, incluyendo los ingresos del
Plan Gas, alcanzó US$ 4,76 por millón de BTU, lo que representa un incremento de
5,8% comparado con US$ 4,50 millón de BTU durante el año 2015;
El precio intersegmento del petróleo medido en pesos se incrementó
aproximadamente un 38,8%, mientras que disminuyó un 13,1% en dólares; y la
producción de petróleo durante el año 2016, tuvo una disminución del 2,0%,
alcanzando 244,7 miles de barriles por día, en comparación con 2015. El volumen de
petróleo crudo transferido entre el segmento de Upstream y el segmento de
Downstream se incrementó en un 0,6% (aproximadamente 82 mil m3) y los
volúmenes vendidos a terceros disminuyeron en un 8,4% (aproximadamente 40 mil
m3).
Compensando parcialmente el efecto de los incrementos mencionados, en 2015 el
Grupo devengó $ 1.988 millones correspondientes al Programa de Estímulo a la
Producción de Petróleo Crudo, establecido por la Resolución 14/2015 de la Comisión
de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones
Hidrocarburíferas. Dicho programa fue discontinuado a partir de 2016.
En materia de los costos operativos totales se observó durante el año 2016 un
incremento del 51,9%, alcanzando los $ 103.965 millones (excluyendo los gastos
exploratorios) comparado con los $ 68.421 millones durante 2015. Se destacan dentro de
esta variación:
Incremento en las depreciaciones de propiedades, planta y equipo por
aproximadamente $ 15.050 millones, o 65,2%, debido fundamentalmente a las
mayores inversiones en activos y a la apreciación de los mismos teniendo en cuenta
su valuación en dólares históricos según la moneda funcional de la Sociedad;
Incremento en los conceptos relacionados al costo de extracción (“lifting cost”) por
aproximadamente $ 8.405 millones, o 29,1%, considerando un incremento del
indicador unitario, medido en pesos, del 28,2%;
Incremento en las regalías por $ 5.163 millones, o 45,7%, de los cuales $ 3.179
millones corresponden a regalías sobre la producción de petróleo crudo y $ 1.984
millones a regalías sobre la producción de gas natural;
Incremento en los costos de transporte por $ 641 millones, o 40,2%, principalmente
debido a los incrementos en las tarifas producidos durante 2016.
Los gastos de exploración correspondientes al año 2016 ascendieron a $ 3.155 millones,
presentando un incremento del 27,6% comparado con los $ 2.473 millones
correspondientes al año 2015, debido principalmente a los mayores resultados negativos
provenientes de perforaciones exploratorias improductivas en el año 2016 versus el año
2015 por un monto diferencial de $ 625 millones. Adicionalmente, las erogaciones por
gastos para el desarrollo de estudios geológicos y geofísicos no mostraron variaciones
significativas entre ambos años. Sin embargo, la inversión exploratoria total disminuyó $
1.375 millones, o 49,7%, comparado con el año anterior.
En 2016, la Sociedad ha reconocido un cargo negativo por deterioro de propiedades,
planta y equipo por $ 34.943 millones motivados principalmente por una reducción estimada
del precio del petróleo comercializado en el mercado interno, conjuntamente con la
evolución estimada del comportamiento de los costos en función tanto a variables
macroeconómicas como de comportamiento operativo de nuestros activos.
En el año 2015 la Sociedad reconoció un cargo negativo por deterioro de propiedades,
planta y equipo y activos intangibles por $ 2.535 millones motivados principalmente por una
reducción del precio del petróleo comercializado en el mercado interno en el corto plazo y
una reducción en la expectativa de los precios internacionales a mediano y largo plazo. Esta
pérdida había impactado los activos de los campos en Argentina con reservas y producción
mayoritariamente de petróleo por un valor de $ 2.361 millones y los activos de los campos
con producción de crudo en Estados Unidos por un valor de $ 174 millones.
En 2016 se incluye también un ingreso de $ 1.407 millones relacionado con el Proyecto
Integral Área Magallanes (PIAM) y en virtud del acuerdo al que se arribó con el socio para
participar de la extensión de la concesión de esta área. Este importe fue registrado en el
rubro Otros resultados operativos, netos.
Con respecto al siniestro que afectó nuestra planta de tratamiento de crudo en Cerro
Divisadero (Mendoza) en marzo de 2014, en 2015 se devengó un monto indemnizatorio de
seguro de $ 1.165 millones, del cual $ 794 millones se registraron como mayores ingresos
ordinarios de este segmento y $ 371 millones como Otros resultados operativos, netos.
Downstream
Los ingresos netos del segmento Downstream, el cual agrupa tanto las actividades de
refinación, transporte y compra de crudo a terceros e intersegmento y la comercialización a
terceros de petróleo crudo, productos destilados y petroquímicos, durante el año 2016
alcanzaron los $ 163.463 millones, representando un incremento de 30,0% en relación a los
$ 125.766 correspondientes al año 2015.
Durante el año 2016, el segmento de Downstream registró una ganancia operativa de $
3.093 millones, lo que representa una disminución del 55,5%, en comparación con la
ganancia operativa de $ 6.948 millones durante el año 2015. Entre los diferentes aspectos,
favorables y desfavorables, que afectaron los resultados, se destacan los siguientes:
Durante el año 2016 el nivel de procesamiento de nuestras refinerías, fue en promedio
de 293 mil barriles diarios de petróleo, situándose aproximadamente en un 1,8% por
debajo del nivel observado en 2015. Con estos menores niveles de procesamiento, se
obtuvo una menor producción de Gas Oil (-1,3%), de Naftas (-1,0%), de Fuel Oil
(-16,0%) y una mayor producción de otros refinados, como GLP y nafta petroquímica,
todo ello en comparación con las producciones del año anterior;
Las ventas de gas oil aumentaron $ 14.303 millones, o 25,2%, debido a un incremento
aproximado del 30,5% en el precio promedio obtenido para el mix de gasoil,
parcialmente compensado por menores volúmenes totales despachados de
aproximadamente un 4,1%, reflejando sin embargo un incremento del 8,3% en los
volúmenes vendidos de Infinia Diesel (gas oil premium);
Las ventas de naftas aumentaron $ 11.298 millones, o 32,3%, debido a un incremento
aproximado del 34,1% en el precio promedio para el mix de naftas, parcialmente
compensado por menores volúmenes totales despachados de aproximadamente 1,3%,
reflejando sin embargo un incremento del 1,1% en los volúmenes vendidos de Nafta
Infinia (nafta premium);
Las ventas de fuel oil en el mercado local se incrementaron en $ 2.583 millones, o
36,6%, debido a un incremento en el precio promedio de aproximadamente 54,5%,
parcialmente compensado con una disminución en los volúmenes comercializados del
11,6%;
Los ingresos obtenidos por el segmento Downstream en el mercado externo se
incrementaron en $ 3.979 millones, o 32,5%. Se destacan entre ellos, las mayores
exportaciones de harinas, granos y aceites en un 38,8%, de Aerokerosene en un 29,0%,
y de los productos Petroquímicos en un 37,2%, en todos ellos debido a un incremento
en los precios promedio de venta medido en pesos, compensados parcialmente con
disminuciones en los volúmenes comercializados;
Menores importaciones de combustibles por $ 621 millones, o 10,0%, debido a un
38,5% de menor volumen adquirido de gas oil, compensado parcialmente por un
incremento del 15,7% en los volúmenes importados de naftas y jet fuel;
Incremento en las compras de petróleo crudo por $ 23.744 millones o 36,1%, debido
principalmente a aumento del 38,0% en los precios del petróleo crudo expresado en
pesos, relacionado con la depreciación del peso frente al dólar, compensados por
menores volúmenes comprados. El volumen de crudo transferido del segmento
Upstream tuvo un incremento del 0,6% (aproximadamente 82 mil m3), y el volumen de
crudo comprado a terceros tuvo una disminución de 11,4% (aproximadamente 304 mil
m3);
Incremento en las compras de biocombustibles (FAME y bioetanol) por $ 5.454 millones,
o 70,5%, debido principalmente a un aumento de aproximadamente un 45,6% en el
precio del bioetanol y un 76,3% en el precio de FAME y a un aumento en los volúmenes
comprados de bioetanol del 11,0% por un incremento en la cuota de corte en las naftas,
y a un aumento en los volúmenes de FAME del 1,4%;
Incremento en la recepción de granos por $ 1.526 millones, o 58,1%, a través de la
modalidad de Canje en el segmento de ventas al Agro, que contablemente se registran
como compras. Dicho incremento es debido a un aumento en el precio promedio de
91,1%, parcialmente compensado por una disminución de los volúmenes del 17,3%;
En relación a los costos de producción, durante el año 2016 se observa un incremento
de los conceptos vinculados al costo de refinación por aproximadamente $ 2.530
millones, o 42,0%. Dichos incrementos están fundamentalmente motivados por los
mayores cargos por consumo de materiales, repuestos, electricidad y otros suministros
y combustibles. Como consecuencia de esto, y considerando asimismo que el nivel de
procesamiento en refinerías fue un 1,8% inferior, el costo de refinación unitario aumentó
en el año 2016 en un 44,2% en comparación con el año 2015. A su vez, los costos de
transporte vinculados a la producción (naval, oleoductos y poliductos) presentan un
incremento de $ 1.182 millones, lo que representa un aumento del 40,0%;
Incremento en las depreciaciones de propiedades, planta y equipo correspondientes al
proceso productivo por aproximadamente $ 2.504 millones, o 100,5%, motivado
fundamentalmente por los mayores valores de activos sujetos a depreciación respecto
al año anterior (se destaca la puesta en funcionamiento de la nueva unidad de Coque
en la refinería La Plata), y debido a la mayor valuación de los mismos teniendo en
cuenta la moneda funcional de la Sociedad;
Se registraron mayores gastos de comercialización por $ 3.820 millones, o 35,6%,
motivado fundamentalmente por mayores costos por transporte de productos,
vinculados principalmente al incremento en los precios de combustibles en el mercado
interno, y por el incremento de las depreciaciones de activos vinculados al uso
comercial y de las actividades publicitarias y promocionales.
En los otros resultados operativos, netos de este segmento, correspondientes al año
2015, se registró un incremento de la provisión para juicios y contingencias de
aproximadamente $ 650 millones en relación con el dictado de una sentencia que hizo
lugar a la demanda promovida por la Unión de Usuarios y Consumidores contra YPF por
las pretensiones resarcitorias del período comprendido entre los años 1993-1997,
alegando sumas supuestamente cobradas en exceso a los consumidores de GLP
envasado durante ese período.
Gas y Energía
En 2016, el Grupo comienza a reportar su segmento de negocios de Gas y Energía, el
cual comprende las actividades de transporte, distribución y comercialización de gas natural
a terceros, servicios de regasificación de gas natural licuado (GNL) y generación de
electricidad.
La ganancia operativa de este segmento correspondiente al año 2016 fue de $ 2.008
millones, lo que representa un incremento del 34,0% frente a los $ 1.498 millones durante el
año 2015. Dicho incremento se debe principalmente a los mejores resultados en pesos
obtenidos por los servicios de regasificación de GNL en Bahía Blanca y Escobar, cuyas
tarifas están fijadas en dólares, los mejores resultados obtenidos por nuestra compañía
controlada YPF Energía Eléctrica S.A. y el registro de la Asistencia económica transitoria de
$ 759 millones devengada por nuestra compañía controlada Metrogas S.A. en 2016 y en
comparación con los $ 711 millones devengados por este mismo concepto en 2015.
Administración Central y Otros
Durante el año 2016, la pérdida operativa de Administración Central y Otros ascendió a $
1.615 millones, frente a la pérdida operativa de $ 2.331 millones correspondientes al año
2015, lo que representa una disminución de 30,7%. Durante 2016, en este grupo de
actividades se incluye el resultado neto de $ 1.528 millones generado por el proceso de
desconsolidación del grupo de entidades de Maxus, compensado por los incrementos en los
gastos de personal, mayores cargos por licencias informáticas y depreciaciones de
propiedades, planta y equipo.
iii.
Principales variaciones en activos y pasivos
Al cabo del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016, el Activo de la Sociedad
alcanzó los $421.139 millones, lo que representó un incremento del 15,9% con respecto al
saldo al 31 de diciembre de 2015.
El activo no corriente, que totalizó un valor de $333.913 millones, presenta un incremento
del 16,6% con respecto al año anterior. Este incremento está originado fundamentalmente
en un incremento de las Propiedades, planta y equipo en $37.109 millones, como
consecuencia de haber registrado altas por un total de $65.048 millones, de su apreciación
en $59.433 teniendo en cuenta su valuación en dólares históricos según la moneda
funcional de la Sociedad, compensado parcialmente por bajas y transferencias por $5.295
millones, por el incremento de la provisión para materiales obsoletos por $618 millones, por
el incremento de la provisión para deteriorio por $33.830, y las correspondientes
depreciaciones por $47.629, como consecuencia de las mayores inversiones y de la mayor
apreciación previamente explicada. Las principales inversiones realizadas en el Upstream
en el presente ejercicio se encuentran enfocadas fundamentalmente en el desarrollo de los
bloques Loma Campana, Aguada Toledo - Sierra Barrosa (Lajas), Rincón del Mangrullo, El
Orejano, La Amarga Chica, Loma La Lata (Sierras Blancas), Chachahuen, Llancanelo y
Cerro Fortunoso. Continúa la actividad de desarrollo en la Cuenca Cuyana, principalmente
en los bloques Barrancas, Estructura Cruz de Piedra, Mesa Verde, Vizcacheras, mientras
que en el Golfo San Jorge, la mayor actividad estuvo centrada en Cañadón de la Escondida,
El Guadal, Seco León, Barranca Baya, dentro de la provincia de Santa Cruz y Manantiales
Behr y El Trébol - Escalante en la provincia de Chubut. En las inversiones realizadas en el
Downstream, fundamentalmente se destacó la finalización de la obra de construcción del
nuevo Coque que fue puesto en marcha el 29 de septiembre de 2016 y se encuentra
actualmente en plena condición operativa. Asimismo continúa el avance en la ejecución de
los proyectos de revamping de Topping III en Mendoza cuya puesta en producción se
estima para el segundo trimestre de 2017 y de mejoras en instalaciones logísticas y
desempeño en aspectos de seguridad y medio ambiente.
El activo corriente, que totalizó un valor de $ 87.226 millones, presenta un incremento del
13,3% con respecto al año anterior. Este incremento está originado en principalmente por
un incremento de los Créditos por ventas en $ 11.534 millones como consecuencia directa
del incremento en las ventas y por un mayor saldo a cobrar concentrado en el segmento de
ventas de gas natural a distribuidoras y comercializadoras, a un mayor saldo
correspondiente al Programa de Estímulo a la Inyección Adicional de Gas Natural y a las
mayores cuentas a cobrar de nuestra controlada Metrogas S.A. por el retraso sufrido en su
facturación a clientes durante 2016 a raíz del proceso de readecuación de tarifas. También
existió un incremento de los Inventarios en $2.562 millones, básicamente por la mayor
apreciación de los mismos teniendo en cuenta su valuación en dólares históricos según la
moneda funcional de la Sociedad. Compensando parcialmente estos incrementos, se
registró una disminución de los Otros créditos en $5.957 debido a la utilización de créditos
de origen impositivo (principalmente pagos a cuenta de impuesto a las ganancias por el año
2015) y por la cobranza en 2016 del saldo correspondiente al Programa de Estímulo a la
Producción de Crudo que se encontraba pendiente al cierre del ejercicio 2015.
En lo que respecta al Pasivo de la Sociedad, al cierre del año 2015, totalizó $302.478
millones, lo que representó un incremento del 24,5% con respecto al saldo al 31 de
diciembre de 2015.
El pasivo no corriente, que totalizó $220.012 millones, tuvo un incremento del 34,8% con
respecto al año anterior, motivado por un incremento en los préstamos de largo plazo por
$49.634 millones como consecuencia de una serie de emisiones de Obligaciones
Negociables, internacionales y locales, como así también por su apreciación de aquellas
emisiones en dólares estadounidenses y un incremento de $7.735 millones de las
provisiones, como consecuencia principalmente de una mayor provisión para el abandono
de campos en $10.243, compensada parcialmente por menores provisiones para juicios y
contingencias por $1.170 millones y menores provisiones de medio ambiente en $1.090
millones, ambas disminuciones motivadas principalmente por la desconsolidación del grupo
de entidades de Maxus.
El pasivo corriente alcanzo un valor de $82.466 millones, lo que representó un aumento
del 3,4% sobre el cierre del ejercicio 2015, sin oscilaciones significativas que mencionar en
sus componentes, fuera del giro ordinario de los negocios del Grupo.
iv.
Liquidez y Recursos de Capital
Durante el año 2016, la generación de caja operativa alcanzó los $ 49.183 millones, un
18,8% mayor a la del año anterior. Si bien el aumento del EBITDA fue de $ 10.660, la caja
operativa se incrementó en $ 7.779 millones debido a un aumento en el capital de trabajo en
el presente ejercicio. Cabe mencionar que en el ejercicio se realizó el cobro parcial de los
saldos adeudados del programa de estímulo a la inyección excedente de gas natural a
través de la recepción de BONAR 2020 US$, los que aún se encuentran en cartera al cierre
del presente período, por lo que no incrementan la caja operativa de la Sociedad. Si estas
cobranzas se considerasen como parte de la generación de caja operativa del presente
ejercicio, la misma hubiese presentado un incremento del 42,7% y hubiese sido $ 17.697
millones superior a la generada en el año anterior.
El flujo de efectivo de las actividades de inversión alcanzó un total de $ 66.174 millones
durante el año 2016, un 3,3% mayor al del año anterior. Si bien las inversiones en
propiedades, planta y equipo e intangibles fueron superiores en un 0,6% a las del año
anterior, se registró también un incremento de las inversiones en activos financieros por $
2.404 millones.
A su vez, como resultado de sus actividades de financiación, durante el año 2016 la
Sociedad tuvo un incremento neto de fondos de $ 10.817 millones, a diferencia del
incremento neto de $ 23.665 millones obtenido en 2015. Esta diferencia fue generada por
una menor toma y refinanciación de vencimientos de deuda por $ 3.032 millones y por un
mayor pago de intereses por $ 9.550 millones. En el presente ejercicio se destacan la
emisión de siete nuevas series de Obligaciones Negociables por un total de $ 13.283
millones, US$ 1.046 millones y 300 millones de francos suizos.
La generación de recursos previamente explicada deviene en una posición de efectivo y
equivalentes al mismo de $ 10.757 millones de pesos al 31 de diciembre de 2016.
Asimismo, la deuda financiera de la Sociedad alcanzó los $ 154.345 millones de pesos,
siendo exigible en el corto plazo sólo un 17,3% del total.
v.
Operaciones con sociedades relacionadas
Durante 2016 hubo compras y/o ventas y operaciones de financiación con sociedades
relacionadas, dentro de las condiciones generales de mercado, las que fueron detalladas
en la Nota 31 a los estados financieros consolidados y en la Nota 29 a los estados
financieros individuales.
Según lo previsto en nuestro estatuto, todas las acciones clases A, B, C y D tienen
idéntico derecho a distribución de dividendos. Sobre todas las acciones en circulación a una
determinada fecha de registro se paga el mismo dividendo, con la salvedad de que las
acciones emitidas durante el período al que corresponde un dividendo pueden tener
derecho solamente a un dividendo parcial con respecto a ese período si así lo resolviera la
asamblea de accionistas que aprobara su emisión. No existen en nuestro estatuto ni en la
Ley General de Sociedades disposiciones que otorguen derecho a dividendos especiales
futuros solamente a determinados accionistas.
El monto y el pago de dividendos se decide por mayoría absoluta de votos de los
accionistas presentes votando como una única clase, por lo general, aunque no
necesariamente, de acuerdo con las recomendaciones del directorio. Por otra parte,
conforme a lo previsto en la Ley General de Sociedades, si el directorio propusiera la
distribución de dividendos, ello requerirá la aprobación de la siguiente asamblea de
accionistas.
No hemos adoptado una política formal en materia de dividendos. Cualquier política de
dividendos que se adopte quedará sujeta a varios factores, que incluyen nuestros
requerimientos de servicio de deuda, inversiones en bienes de capital y planes de
inversiones, otros requerimientos de efectivo y demás factores que puedan considerarse
pertinentes en el momento.
La tabla que aparece a continuación presenta los períodos y fechas indicadas y los
pagos de dividendos trimestrales que efectuamos en los últimos 10 ejercicios.
Pesos por acción/ADS
Ejercicio finalizado el 31 de Diciembre de, 1Trim. 2Trim. 3Trim. 4Trim. Total
2007 ... 6,00 — — — 6,00 2008 ... 10,76 6,50 — 6,35 23,61 2009 ... — 6,30 — 6,15 12,45 2010 ... — 5,50 — 5,80 11,30 2011 ... — 7,00 — 7,15 14,15 2012 ... — — — 0,77 0,77 2013 ... — — 0,83 — 0,83 2014 ... — — 1,18 — 1,18 2015 ... — — 1,28 — 1,28 2016 ... — — 2,26 — 2,26
