Common use of Regalías Clause in Contracts

Regalías. En Argentina, los titulares de concesiones de explotación y de permisos de exploración deben abonar mensualmente una regalía a la autoridad provincial que correspondiere. Estas regalías por lo general se encuentran fijadas entre el 12% y el 15% del valor estimado de la producción en boca xx xxxx, basados en los precios en los puntos de entrega, menos transporte, costos de tratamiento y otras deducciones expresamente establecidos en las normas aplicables. Las regalías que abona la Compañía son registradas en sus estados financieros como costo de ingresos. Ver la nota 25 de los Estados Financieros Anuales Auditados y la nota 20 de los Estados Financieros Intermedios. Además, los titulares de permisos deben pagar un canon anual por kilómetro cuadrado o fracción del área de concesión o del permiso. El valor del canon puede ser revisado periódicamente por el Estado Nacional. Para mayor información acerca de las regalías, ver “Información de la Emisora – Marco regulatorio de la Industria Hidrocarburífera y del Transporte de Gas – Exploración y Producción – Pago de regalías y canon” en el Prospecto. Para los riesgos asociados con la extensión del plazo de las concesiones de explotación y de los permisos de exploración de la Compañía, ver “Factores de Riesgo — Riesgos relacionados con la Emisora — Las concesiones y permisos de la Emisora para la exploración y producción de petróleo y gas pueden ser revocados o no renovados, lo que podría tener un efecto adverso sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Emisora” en el Prospecto. El 3 de septiembre de 2018, la administración anterior, a través del Decreto 793/2018, otorgó derechos relacionados con la exportación de todos los productos comprendidos dentro del MERCOSUR, sujeto a un arancel de exportación del 12% y hasta un máximo de $4 para productos primarios y $3 para el resto de los productos, por cada dólar estadounidense del valor imponible o del precio oficial FOB, según corresponda. El derecho a exportar se implementó a partir del 4 de septiembre de 2018 con respecto a los bienes y al 1 de enero de 2019 con respecto a servicios, con vencimiento el 31 de diciembre de 2020. El 19 xx xxxx de 2020, mediante el decreto Nº 488/2020 se establecieron nuevos impuestos a la exportación de hidrocarburos que van desde un 0% (cuando el precio de referencia Xxxxx este debajo de US$45/bbl) a 8% (cuando el precio de referencia Xxxxx sea mayor a US$60/bbl). La regulación del precio tuvo vigencia hasta el 31 xx xxxxxx de 2020, fecha en la que, por el aumento en el precio internacional, se cumplió la condición de terminación estipulada en el mismo Decreto N° 488/2020 y los precios se volvieron a negociar libremente en condiciones muy próximas a la paridad de exportación, quedando sujetos a retenciones con una alícuota del 8%. El impacto que cualquier cambio, de esta naturaleza, pueda tener en los resultados financieros de la Compañía, los resultados de las operaciones y los flujos de efectivo no se pueden predecir. Para mayor información, ver “Factores de riesgo - Riesgos relacionados con la industria del petróleo y gas- Cambios en las regulaciones en materia de gas podrían afectar las ganancias de la Emisora y el cumplimiento de los contratos celebrados en el mercado desregulado” y “Reseña y perspectiva operativa y financiera de la Emisora – Tendencias Relacionadas con el Negocio de Petróleo y Gas de la Emisora – Precios del Gas y Subsidios”, en el Prospecto. La Compañía produce gas en la cuenca Austral. La mayor parte de sus clientes regulados, plantas generadoras e industriales se encuentran ubicados en la Ciudad de Buenos Aires y sus alrededores, a lo que nos referiremos como el Área Metropolitana de Buenos Aires (el “AMBA”). Si bien los clientes de la Compañía son responsables por el costo de transporte del gas de la Compañía hasta su punto de entrega, la Compañía está obligada a ajustar sus precios del gas para ser competitiva con otros productores que están más cerca del AMBA y por lo tanto a los que los clientes pagan costos de transporte más bajos. En la medida en que la Compañía pueda abastecer a clientes ubicados más cerca de la cuenca Austral en el sur de Argentina, la misma podrá cobrar precios más altos ya que los costos de transporte son más bajos. Prácticamente todo el gas de la Compañía es transportado a través de Transportadora de Gas del Sur (“TGS”). Los precios de transporte que TGS cobra, están regulados por el ENARGAS, al igual que los precios cobrados por todas las demás grandes empresas de transporte de gas. En 2017, la Compañía pudo celebrar exitosamente swaps de gas, que le permitieron entregar gas en el sur a través de ENARSA a cambio de la devolución de gas en el norte de Argentina, lo que le permitió atender clientes en el norte de Argentina a precios más altos ya que no tuvo que pagar cargos por transporte de gas por el gas entregado. En el cuadro a continuación se indican los cargos por transporte de gas por la entrega en el AMBA y desde la cuenca Neuquina (en donde se encuentran la mayoría de los competidores de la Compañía) por el período de tres meses finalizado el 31 xx xxxxx de 2022. Período de tres meses finalizado el 31 xx xxxxx(no auditado) de 2022 Durante el año 2020, la pandemia provocada por el COVID-19 tuvo un impacto en el negocio de la Compañía y en la industria de hidrocarburos argentina, en general. Si bien la actividad de producción de la Compañía fue una de las actividades exceptuadas durante las medidas de aislamiento adoptadas por el Estado Nacional, la actividad de perforación fue suspendida durante el primer trimestre de 2020 hasta el 24 xx xxxxx de 2020. Por tal razón, en el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2020 se ha determinado una desvalorización de activos no financieros por $1.742.270. Las revelaciones relacionadas al test efectuado, incluyendo las principales premisas y variables consideradas, y el resultado del mismo se encuentran incluidas en Nota 5.c. a los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2020. Sin perjuicio de lo expuesto, las operaciones y resultados de la Compañía no se vieron afectados significativamente. En este sentido, a pesar de estas últimas olas de contagios, al cierre del ejercicio 2021 la Emisora logró retomar niveles de actividad similares a los prepandémicos. En la cuenca Austral se perforaron 30 pozos durante 2021, de los cuales tres fueron pozos exploratorios y se logró reducir la declinación de gas a cifras por debajo del 7% interanual, con un promedio en el año 2021 de 4,69 MMm3/d de gas (promedio anual boca xx xxxx). Ver “Información Financiera - Programa de Exploración y Desarrollo” en el Prospecto. En línea con lo indicado precedentemente, no se han observado impactos significativos en el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2021, ni durante el período de tres meses finalizado el 31 xx xxxxx de 2022. La Compañía continúa monitoreando los acontecimientos y efectos del COVID-19 con el objeto de asegurar la seguridad y la salud de su personal, continuar las operaciones y preservar su condición financiera. Para mayor información ver “Factores de Riesgo – La pandemia del COVID-19 ha provocado y podría continuar provocando efectos adversos en la economía Argentina y por ende, en la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Emisora”, “– Una caída sustancial o sostenida, así como la volatilidad en los precios internacionales del petróleo y gas podría afectar adversamente los resultados de las operaciones y la situación financiera de la Emisora” e “Información de la Emisora – Cambios Significativos – Pandemia con motivo del COVID-19” en el Prospecto. Esta discusión y análisis de la situación financiera y resultados de las operaciones de la Compañía se basan en los Estados Financieros Intermedios indicados en este Suplemento de Precio, que han sido preparados de acuerdo con las NIIF. La preparación de estos estados financieros requiere que la Compañía efectúe estimaciones y juicios que afectan los montos registrados de sus activos y pasivos, ingresos y gastos, y la revelación de activos y pasivos contingentes a la fecha de dichos estados financieros. Las principales políticas contables se definen como aquellas políticas que reflejan los juicios y estimaciones significativos sobre cuestiones que son inherentemente inciertas y relevantes para la condición financiera y resultados de las operaciones de la Compañía. A continuación se describen las estimaciones significativas que afectan los estados financieros de la Compañía.

Regalías. Por concepto de regalías, la Empresa deberá pagar anualmente una suma correspondiente al [cantidad en palabras] ([número]%) sobre las ventas netas efectuadas en el año calendario anterior respecto de los productos o servicios que incorporen en su elaboración la Tecnología licenciada. Para estos efectos, se entenderá por ventas netas el monto total de la operación descontados los impuestos respectivos. En Argentinael caso de sublicenciamiento de la Tecnología, los titulares de concesiones de explotación y de permisos de exploración deben abonar mensualmente la Empresa deberá pagar anualmente a la Universidad una regalía equivalente al [cantidad en palabras] ([número]%) sobre los ingresos netos percibidos por este concepto en el año calendario inmediatamente anterior. Para estos efectos, se entenderá por Ingresos Netos el monto total de la operación descontados los impuestos respectivos. Igualmente, el contrato de licencia contemplará la obligación por parte de la Empresa de rendir informes a la autoridad provincial que correspondiere. Estas regalías por lo general se encuentran fijadas entre el 12% y el 15% del valor estimado Universidad, así como la facultad de esta última para realizar auditorías respecto de la producción primera. La Empresa no tendrá derecho a repetición en boca xx xxxxcontra de la Universidad por las regalías pagadas en caso de nulidad, basados caducidad o expiración de la patente o cualquier otro medio de protección de invención o de la no concesión, de encontrarse pendiente. Cuotas de mantenimiento de la PI asociada a la Tecnología. En caso de que la Tecnología licenciada se encuentre protegida por patente de invención u otro derecho de propiedad industrial o intelectual, la Universidad mantendrá la gestión y administración de dicho privilegio industrial. De esta manera, se encargará de proceder a preparar, presentar, tramitar y mantener los privilegios ya mencionados, comprometiéndose la Empresa a asesorar, en términos razonables, en dicha presentación y tramitación, si fuese requerido por la Universidad. (Este párrafo es optativo) No obstante, la Empresa asumirá los precios en los puntos costos asociados a la mantención de entregala patente de invención a nivel nacional e internacional. Se entenderá por costos asociados a la mantención de la patente u otro privilegio industrial todas las tasas y honorarios relativos a la presentación, menos transportetramitación, costos mantenimiento, y defensa de tratamiento y otras deducciones expresamente establecidos en las normas aplicablesla patente. Las regalías que abona la Compañía son registradas en sus estados financieros como costo de ingresos. Ver la nota 25 Para el pago de los Estados Financieros Anuales Auditados y costos asociados a la nota 20 de los Estados Financieros Intermedios. Además, los titulares de permisos deben pagar un canon anual por kilómetro cuadrado o fracción del área de concesión o del permiso. El valor del canon puede ser revisado periódicamente por el Estado Nacional. Para mayor información acerca de las regalías, ver “Información mantención de la Emisora – Marco regulatorio de la Industria Hidrocarburífera y del Transporte de Gas – Exploración y Producción – Pago de regalías y canon” en el Prospecto. Para los riesgos asociados con la extensión del plazo de las concesiones de explotación y de los permisos de exploración de la Compañía, ver “Factores de Riesgo — Riesgos relacionados con la Emisora — Las concesiones y permisos de la Emisora para la exploración y producción de petróleo y gas pueden ser revocados o no renovados, lo que podría tener un efecto adverso sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Emisora” en el Prospecto. El 3 de septiembre de 2018patente, la administración anteriorUniversidad emitirá una factura semestral a la Empresa, a través del Decreto 793/2018, otorgó derechos relacionados junto con la exportación el desglose de todos los productos comprendidos dentro del MERCOSURgastos asociados a la mantención de la patente. Licencia para fines académicos y de Investigación: La Universidad se reservará la facultad de empleo de la Tecnología licenciada a la Empresa para fines académicos y de su propia investigación. Mejoras. Cualquier mejora de la Tecnología hecha con recursos humanos o materiales de la Universidad será de su exclusiva propiedad, sujeto a un arancel de exportación del 12% y hasta un máximo de $4 para productos primarios y $3 para el resto de los productospudiendo ésta protegerla. La Empresa, por cada dólar estadounidense del valor imponible su parte, tendrá la primera opción de comercialización de las mejoras de la Tecnología. En caso de existir mejoras realizadas por la Empresa o del precio oficial FOBsu(s) Sublicenciataria(s), según corresponda. El derecho a exportar se implementó a partir del 4 de septiembre de 2018 con respecto a los bienes y al 1 de enero de 2019 con respecto a servicios, con vencimiento el 31 de diciembre de 2020. El 19 xx xxxx de 2020, mediante el decreto Nº 488/2020 se establecieron nuevos impuestos la Empresa deberá notificar inmediatamente a la exportación de hidrocarburos que van desde un 0% (cuando el precio de referencia Xxxxx este debajo de US$45/bbl) a 8% (cuando el precio de referencia Xxxxx sea mayor a US$60/bbl). La regulación del precio tuvo vigencia hasta el 31 xx xxxxxx de 2020Universidad, fecha en la que, por el aumento en el precio internacional, se cumplió la condición de terminación estipulada en el mismo Decreto N° 488/2020 y los precios se volvieron a negociar libremente en condiciones muy próximas a la paridad de exportación, quedando sujetos a retenciones con una alícuota del 8%. El impacto que cualquier cambio, de esta naturaleza, pueda tener en los resultados financieros de la Compañía, los resultados de las operaciones y los flujos de efectivo no se pueden predecir. Para mayor información, ver “Factores de riesgo - Riesgos relacionados con la industria del petróleo y gas- Cambios en las regulaciones en materia de gas podrían afectar las ganancias de la Emisora y el cumplimiento de los contratos celebrados en el mercado desregulado” y “Reseña y perspectiva operativa y financiera de la Emisora – Tendencias Relacionadas con el Negocio de Petróleo y Gas de la Emisora – Precios del Gas y Subsidios”, en el Prospecto. La Compañía produce gas en la cuenca Austral. La mayor parte de sus clientes regulados, plantas generadoras e industriales se encuentran ubicados en la Ciudad de Buenos Aires y sus alrededores, a lo que nos referiremos como el Área Metropolitana de Buenos Aires (el “AMBA”). Si bien los clientes de la Compañía son responsables por el costo de transporte del gas de la Compañía hasta su punto de entrega, la Compañía está obligada a ajustar sus precios del gas para ser competitiva con otros productores que están más cerca del AMBA y por lo tanto a los que los clientes pagan costos de transporte más bajos. En la medida en que la Compañía pueda abastecer a clientes ubicados más cerca de la cuenca Austral en el sur de Argentina, la misma podrá cobrar precios más altos ya que los costos de transporte son más bajos. Prácticamente todo el gas de la Compañía es transportado a través de Transportadora de Gas del Sur (“TGS”). Los precios de transporte que TGS cobra, están regulados por el ENARGAS, al igual que los precios cobrados por todas las demás grandes empresas de transporte de gas. En 2017, la Compañía pudo celebrar exitosamente swaps de gas, que le permitieron entregar gas en el sur a través de ENARSA a cambio de la devolución de gas en el norte de Argentina, lo que le permitió atender clientes en el norte de Argentina a precios más altos ya que no tuvo que pagar cargos por transporte de gas por el gas entregado. En el cuadro a continuación se indican los cargos por transporte de gas por la entrega en el AMBA y desde la cuenca Neuquina (en donde se encuentran la mayoría de los competidores de la Compañía) por el período de tres meses finalizado el 31 xx xxxxx de 2022. Período de tres meses finalizado el 31 xx xxxxx(no auditado) de 2022 Durante el año 2020, la pandemia provocada por el COVID-19 tuvo un impacto en el negocio de la Compañía y en la industria de hidrocarburos argentina, en general. Si bien la actividad de producción de la Compañía fue una de las actividades exceptuadas durante las medidas de aislamiento adoptadas por el Estado Nacional, la actividad de perforación fue suspendida durante el primer trimestre de 2020 hasta el 24 xx xxxxx de 2020. Por tal razón, en el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2020 se ha determinado una desvalorización de activos no financieros por $1.742.270. Las revelaciones relacionadas al test efectuado, incluyendo las principales premisas y variables consideradas, y el resultado del mismo se encuentran incluidas en Nota 5.c. a los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2020. Sin perjuicio de lo expuesto, las operaciones y resultados de la Compañía no se vieron afectados significativamente. En este sentido, a pesar de estas últimas olas de contagios, al cierre del ejercicio 2021 la Emisora logró retomar niveles de actividad similares a los prepandémicos. En la cuenca Austral se perforaron 30 pozos durante 2021, de los cuales tres fueron pozos exploratorios y se logró reducir la declinación de gas a cifras por debajo del 7% interanual, con un promedio en el año 2021 de 4,69 MMm3/d de gas (promedio anual boca xx xxxx). Ver “Información Financiera - Programa de Exploración y Desarrollo” en el Prospecto. En línea con lo indicado precedentemente, no se han observado impactos significativos en el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2021, ni durante el período de tres meses finalizado el 31 xx xxxxx de 2022. La Compañía continúa monitoreando los acontecimientos y efectos del COVID-19 con el objeto de asegurar acordar el porcentaje de participación de la seguridad y Universidad en dichas mejoras. En este caso, la salud Universidad se compromete a licenciar su porcentaje de su personal, continuar las operaciones y preservar su condición financiera. Para mayor información ver “Factores de Riesgo – La pandemia del COVID-19 ha provocado y podría continuar provocando efectos adversos participación en dichas mejoras a la economía Argentina y por endeEmpresa, en la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Emisora”, “– Una caída sustancial o sostenida, así como la volatilidad en los precios internacionales del petróleo y gas podría afectar adversamente los resultados de las operaciones y la situación financiera de la Emisora” e “Información de la Emisora – Cambios Significativos – Pandemia con motivo del COVID-19” en el Prospecto. Esta discusión y análisis de la situación financiera y resultados de las operaciones de la Compañía se basan en los Estados Financieros Intermedios indicados mismos términos señalados en este Suplemento de Precio, que han sido preparados de acuerdo con las NIIF. La preparación de estos estados financieros requiere que la Compañía efectúe estimaciones y juicios que afectan los montos registrados de sus activos y pasivos, ingresos y gastos, y la revelación de activos y pasivos contingentes a la fecha de dichos estados financieros. Las principales políticas contables se definen como aquellas políticas que reflejan los juicios y estimaciones significativos sobre cuestiones que son inherentemente inciertas y relevantes para la condición financiera y resultados de las operaciones de la Compañía. A continuación se describen las estimaciones significativas que afectan los estados financieros de la CompañíaInstrumento.

Regalías. Por concepto de regalías, la Empresa deberá cancelar anualmente una suma correspondiente al [cantidad en palabras] ([número]%) sobre las ventas netas efectuadas en el año calendario anterior respecto de los productos que incorporen en su elaboración la Tecnología licenciada. Para estos efectos, se entenderá por ventas netas el monto total de la operación descontados los impuestos respectivos. En Argentinael caso de sublicenciamiento de la Tecnología, los titulares de concesiones de explotación y de permisos de exploración deben abonar mensualmente la Empresa deberá pagar anualmente a la Universidad una regalía equivalente al [cantidad en palabras] ([número]%) sobre los ingresos netos percibidos por este concepto en el año calendario inmediatamente anterior. Para estos efectos, se entenderá por Ingresos Netos el monto total de la operación descontados los impuestos respectivos. Igualmente, el contrato de licencia contemplará la obligación por parte de la Empresa de rendir informes a la autoridad provincial que correspondiere. Estas regalías por lo general se encuentran fijadas entre el 12% y el 15% del valor estimado Universidad, así como la facultad de esta última para realizar auditorías respecto de la producción primera. La EMPRESA no tendrá derecho a repetición en boca xx xxxxcontra de la UNIVERSIDAD por las regalías pagadas en caso de nulidad de la patente de invención o de no concesión, basados de encontrarse pendiente. Cuotas de mantenimiento de la PI asociada a la Tecnología. En caso que la Tecnología licenciada se encuentre protegida por patente de invención u otro derecho de propiedad industrial, la Universidad mantendrá la gestión y administración de dicho privilegio industrial. De esta manera, se encargará de proceder a preparar, presentar, tramitar y mantener los privilegios ya mencionados, comprometiéndose la Empresa a asesorar, en términos razonables, en dicha presentación y tramitación, si fuese requerido por la Universidad. No obstante, la Empresa asumirá los precios en los puntos costos asociados a la mantención de entregala patente de invención a nivel nacional e internacional. Se entenderá por costos asociados a la mantención de la patente u otro privilegio industrial todas las tasas y honorarios relativos a la presentación, menos transportetramitación, costos mantenimiento, y defensa de tratamiento y otras deducciones expresamente establecidos en las normas aplicablesla patente. Las regalías que abona la Compañía son registradas en sus estados financieros como costo de ingresos. Ver la nota 25 Para el pago de los Estados Financieros Anuales Auditados y costos asociados a la nota 20 de los Estados Financieros Intermedios. Además, los titulares de permisos deben pagar un canon anual por kilómetro cuadrado o fracción del área de concesión o del permiso. El valor del canon puede ser revisado periódicamente por el Estado Nacional. Para mayor información acerca de las regalías, ver “Información mantención de la Emisora – Marco regulatorio de la Industria Hidrocarburífera y del Transporte de Gas – Exploración y Producción – Pago de regalías y canon” en el Prospecto. Para los riesgos asociados con la extensión del plazo de las concesiones de explotación y de los permisos de exploración de la Compañía, ver “Factores de Riesgo — Riesgos relacionados con la Emisora — Las concesiones y permisos de la Emisora para la exploración y producción de petróleo y gas pueden ser revocados o no renovados, lo que podría tener un efecto adverso sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Emisora” en el Prospecto. El 3 de septiembre de 2018patente, la administración anteriorUniversidad emitirá una factura semestral a la Empresa, a través del Decreto 793/2018, otorgó derechos relacionados junto con la exportación el desglose de todos los productos comprendidos dentro del MERCOSUR, sujeto a un arancel de exportación del 12% y hasta un máximo de $4 para productos primarios y $3 para el resto de los productos, por cada dólar estadounidense del valor imponible o del precio oficial FOB, según corresponda. El derecho a exportar se implementó a partir del 4 de septiembre de 2018 con respecto a los bienes y al 1 de enero de 2019 con respecto a servicios, con vencimiento el 31 de diciembre de 2020. El 19 xx xxxx de 2020, mediante el decreto Nº 488/2020 se establecieron nuevos impuestos gastos asociados a la exportación mantención de hidrocarburos que van desde un 0% (cuando el precio la patente. Licencia para fines de referencia Xxxxx este debajo Investigación: La Universidad se reservará la facultad de US$45/bbl) a 8% (cuando el precio empleo de referencia Xxxxx sea mayor a US$60/bbl). La regulación del precio tuvo vigencia hasta el 31 xx xxxxxx de 2020, fecha en la que, por el aumento en el precio internacional, se cumplió la condición de terminación estipulada en el mismo Decreto N° 488/2020 y los precios se volvieron a negociar libremente en condiciones muy próximas Tecnología licenciada a la paridad Empresa para fines académicos y de exportación, quedando sujetos a retenciones con una alícuota del 8%su propia investigación. El impacto que cualquier cambio, En caso de esta naturaleza, pueda tener en los resultados financieros de existir mejoras realizadas por la Compañía, los resultados de las operaciones y los flujos de efectivo no se pueden predecir. Para mayor información, ver “Factores de riesgo - Riesgos relacionados con la industria del petróleo y gas- Cambios en las regulaciones en materia de gas podrían afectar las ganancias de la Emisora y el cumplimiento de los contratos celebrados en el mercado desregulado” y “Reseña y perspectiva operativa y financiera de la Emisora – Tendencias Relacionadas con el Negocio de Petróleo y Gas de la Emisora – Precios del Gas y Subsidios”, en el Prospecto. La Compañía produce gas en la cuenca Austral. La mayor parte de sus clientes regulados, plantas generadoras e industriales se encuentran ubicados en la Ciudad de Buenos Aires y sus alrededores, a lo que nos referiremos como el Área Metropolitana de Buenos Aires (el “AMBA”Empresa o su(s) Sublicenciataria(s). Si bien los clientes de la Compañía son responsables por el costo de transporte del gas de la Compañía hasta su punto de entrega, la Compañía está obligada Empresa deberá notificar inmediatamente a ajustar sus precios del gas para ser competitiva con otros productores que están más cerca del AMBA y por lo tanto a los que los clientes pagan costos de transporte más bajos. En la medida en que la Compañía pueda abastecer a clientes ubicados más cerca de la cuenca Austral en el sur de ArgentinaUniversidad, la misma podrá cobrar precios más altos ya que los costos de transporte son más bajos. Prácticamente todo el gas de la Compañía es transportado a través de Transportadora de Gas del Sur (“TGS”). Los precios de transporte que TGS cobra, están regulados por el ENARGAS, al igual que los precios cobrados por todas las demás grandes empresas de transporte de gas. En 2017, la Compañía pudo celebrar exitosamente swaps de gas, que le permitieron entregar gas en el sur a través de ENARSA a cambio de la devolución de gas en el norte de Argentina, lo que le permitió atender clientes en el norte de Argentina a precios más altos ya que no tuvo que pagar cargos por transporte de gas por el gas entregado. En el cuadro a continuación se indican los cargos por transporte de gas por la entrega en el AMBA y desde la cuenca Neuquina (en donde se encuentran la mayoría de los competidores de la Compañía) por el período de tres meses finalizado el 31 xx xxxxx de 2022. Período de tres meses finalizado el 31 xx xxxxx(no auditado) de 2022 Durante el año 2020, la pandemia provocada por el COVID-19 tuvo un impacto en el negocio de la Compañía y en la industria de hidrocarburos argentina, en general. Si bien la actividad de producción de la Compañía fue una de las actividades exceptuadas durante las medidas de aislamiento adoptadas por el Estado Nacional, la actividad de perforación fue suspendida durante el primer trimestre de 2020 hasta el 24 xx xxxxx de 2020. Por tal razón, en el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2020 se ha determinado una desvalorización de activos no financieros por $1.742.270. Las revelaciones relacionadas al test efectuado, incluyendo las principales premisas y variables consideradas, y el resultado del mismo se encuentran incluidas en Nota 5.c. a los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2020. Sin perjuicio de lo expuesto, las operaciones y resultados de la Compañía no se vieron afectados significativamente. En este sentido, a pesar de estas últimas olas de contagios, al cierre del ejercicio 2021 la Emisora logró retomar niveles de actividad similares a los prepandémicos. En la cuenca Austral se perforaron 30 pozos durante 2021, de los cuales tres fueron pozos exploratorios y se logró reducir la declinación de gas a cifras por debajo del 7% interanual, con un promedio en el año 2021 de 4,69 MMm3/d de gas (promedio anual boca xx xxxx). Ver “Información Financiera - Programa de Exploración y Desarrollo” en el Prospecto. En línea con lo indicado precedentemente, no se han observado impactos significativos en el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2021, ni durante el período de tres meses finalizado el 31 xx xxxxx de 2022. La Compañía continúa monitoreando los acontecimientos y efectos del COVID-19 con el objeto de asegurar acordar el porcentaje de participación de la seguridad y Universidad en dichas mejoras. En este caso, la salud Universidad se compromete a licenciar su porcentaje de su personal, continuar las operaciones y preservar su condición financiera. Para mayor información ver “Factores de Riesgo – La pandemia del COVID-19 ha provocado y podría continuar provocando efectos adversos participación en dichas mejoras a la economía Argentina y por endeEmpresa, en la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Emisora”, “– Una caída sustancial o sostenida, así como la volatilidad en los precios internacionales del petróleo y gas podría afectar adversamente los resultados de las operaciones y la situación financiera de la Emisora” e “Información de la Emisora – Cambios Significativos – Pandemia con motivo del COVID-19” en el Prospecto. Esta discusión y análisis de la situación financiera y resultados de las operaciones de la Compañía se basan en los Estados Financieros Intermedios indicados mismos términos señalados en este Suplemento de Precio, que han sido preparados de acuerdo con las NIIF. La preparación de estos estados financieros requiere que la Compañía efectúe estimaciones y juicios que afectan los montos registrados de sus activos y pasivos, ingresos y gastos, y la revelación de activos y pasivos contingentes a la fecha de dichos estados financieros. Las principales políticas contables se definen como aquellas políticas que reflejan los juicios y estimaciones significativos sobre cuestiones que son inherentemente inciertas y relevantes para la condición financiera y resultados de las operaciones de la Compañía. A continuación se describen las estimaciones significativas que afectan los estados financieros de la CompañíaInstrumento.

Regalías. Por concepto de regalías, la Empresa deberá pagar anualmente una suma correspondiente al [cantidad en palabras] ([número]%) sobre las ventas netas efectuadas en el año calendario anterior respecto de los productos o servicios que incorporen en su elaboración la Tecnología licenciada. Para estos efectos, se entenderá por ventas netas el monto total de la operación descontados los impuestos respectivos. En Argentinael caso de sublicenciamiento de la Tecnología, los titulares de concesiones de explotación y de permisos de exploración deben abonar mensualmente la Empresa deberá pagar anualmente a la [Universidad/Centro/Instituto] una regalía equivalente al [cantidad en palabras] ([número]%) sobre los ingresos netos percibidos por este concepto en el año calendario inmediatamente anterior. Para estos efectos, se entenderá por Ingresos Netos el monto total de la operación descontados los impuestos respectivos. Igualmente, el contrato de licencia contemplará la obligación por parte de la Empresa de rendir informes a la autoridad provincial que correspondiere. Estas regalías por lo general se encuentran fijadas entre el 12% y el 15% del valor estimado [Universidad/Centro/Instituto], así como la facultad de esta última para realizar auditorías respecto de la producción primera. La Empresa no tendrá derecho a repetición en boca xx xxxxcontra de la [Universidad/Centro/Instituto] por las regalías pagadas en caso de nulidad, basados caducidad o expiración de la patente o cualquier otro medio de protección de invención o de la no concesión, de encontrarse pendiente. Cuotas de mantenimiento de la PI asociada a la Tecnología. En caso de que la Tecnología licenciada se encuentre protegida por patente de invención u otro derecho de propiedad industrial o intelectual, la [Universidad/Centro/Instituto] mantendrá la gestión y administración de dicho privilegio industrial. De esta manera, se encargará de proceder a preparar, presentar, tramitar y mantener los privilegios ya mencionados, comprometiéndose la Empresa a asesorar, en términos razonables, en dicha presentación y tramitación, si fuese requerido por la [Universidad/Centro/Instituto]. (Este párrafo es optativo) No obstante, la Empresa asumirá los precios en los puntos costos asociados a la mantención de entregala patente de invención a nivel nacional e internacional. Se entenderá por costos asociados a la mantención de la patente u otro privilegio industrial todas las tasas y honorarios relativos a la presentación, menos transportetramitación, costos mantenimiento, y defensa de tratamiento y otras deducciones expresamente establecidos en las normas aplicablesla patente. Las regalías que abona la Compañía son registradas en sus estados financieros como costo de ingresos. Ver la nota 25 Para el pago de los Estados Financieros Anuales Auditados y costos asociados a la nota 20 de los Estados Financieros Intermedios. Además, los titulares de permisos deben pagar un canon anual por kilómetro cuadrado o fracción del área de concesión o del permiso. El valor del canon puede ser revisado periódicamente por el Estado Nacional. Para mayor información acerca de las regalías, ver “Información mantención de la Emisora – Marco regulatorio de la Industria Hidrocarburífera y del Transporte de Gas – Exploración y Producción – Pago de regalías y canon” en el Prospecto. Para los riesgos asociados con la extensión del plazo de las concesiones de explotación y de los permisos de exploración de la Compañía, ver “Factores de Riesgo — Riesgos relacionados con la Emisora — Las concesiones y permisos de la Emisora para la exploración y producción de petróleo y gas pueden ser revocados o no renovados, lo que podría tener un efecto adverso sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Emisora” en el Prospecto. El 3 de septiembre de 2018patente, la administración anteriorUniversidad [Centro/Instituto] emitirá una factura semestral a la Empresa, a través del Decreto 793/2018, otorgó derechos relacionados junto con la exportación el desglose de todos los productos comprendidos dentro del MERCOSURgastos asociados a la mantención de la patente. Licencia para fines académicos y de Investigación: La [Universidad/Centro/Instituto] se reservará la facultad de empleo de la Tecnología licenciada a la Empresa para fines académicos y de su propia investigación. Mejoras. Cualquier mejora de la Tecnología hecha con recursos humanos o materiales de la [Universidad/Centro/Instituto] será de su exclusiva propiedad, sujeto a un arancel de exportación del 12% y hasta un máximo de $4 para productos primarios y $3 para el resto de los productospudiendo ésta protegerla. La Empresa, por cada dólar estadounidense del valor imponible su parte, tendrá la primera opción de comercialización de las mejoras de la Tecnología. En caso de existir mejoras realizadas por la Empresa o del precio oficial FOBsu(s) Sublicenciataria(s), según corresponda. El derecho a exportar se implementó a partir del 4 de septiembre de 2018 con respecto a los bienes y al 1 de enero de 2019 con respecto a servicios, con vencimiento el 31 de diciembre de 2020. El 19 xx xxxx de 2020, mediante el decreto Nº 488/2020 se establecieron nuevos impuestos la Empresa deberá notificar inmediatamente a la exportación de hidrocarburos que van desde un 0% (cuando el precio de referencia Xxxxx este debajo de US$45/bbl) a 8% (cuando el precio de referencia Xxxxx sea mayor a US$60/bbl). La regulación del precio tuvo vigencia hasta el 31 xx xxxxxx de 2020Universidad, fecha en la que, por el aumento en el precio internacional, se cumplió la condición de terminación estipulada en el mismo Decreto N° 488/2020 y los precios se volvieron a negociar libremente en condiciones muy próximas a la paridad de exportación, quedando sujetos a retenciones con una alícuota del 8%. El impacto que cualquier cambio, de esta naturaleza, pueda tener en los resultados financieros de la Compañía, los resultados de las operaciones y los flujos de efectivo no se pueden predecir. Para mayor información, ver “Factores de riesgo - Riesgos relacionados con la industria del petróleo y gas- Cambios en las regulaciones en materia de gas podrían afectar las ganancias de la Emisora y el cumplimiento de los contratos celebrados en el mercado desregulado” y “Reseña y perspectiva operativa y financiera de la Emisora – Tendencias Relacionadas con el Negocio de Petróleo y Gas de la Emisora – Precios del Gas y Subsidios”, en el Prospecto. La Compañía produce gas en la cuenca Austral. La mayor parte de sus clientes regulados, plantas generadoras e industriales se encuentran ubicados en la Ciudad de Buenos Aires y sus alrededores, a lo que nos referiremos como el Área Metropolitana de Buenos Aires (el “AMBA”). Si bien los clientes de la Compañía son responsables por el costo de transporte del gas de la Compañía hasta su punto de entrega, la Compañía está obligada a ajustar sus precios del gas para ser competitiva con otros productores que están más cerca del AMBA y por lo tanto a los que los clientes pagan costos de transporte más bajos. En la medida en que la Compañía pueda abastecer a clientes ubicados más cerca de la cuenca Austral en el sur de Argentina, la misma podrá cobrar precios más altos ya que los costos de transporte son más bajos. Prácticamente todo el gas de la Compañía es transportado a través de Transportadora de Gas del Sur (“TGS”). Los precios de transporte que TGS cobra, están regulados por el ENARGAS, al igual que los precios cobrados por todas las demás grandes empresas de transporte de gas. En 2017, la Compañía pudo celebrar exitosamente swaps de gas, que le permitieron entregar gas en el sur a través de ENARSA a cambio de la devolución de gas en el norte de Argentina, lo que le permitió atender clientes en el norte de Argentina a precios más altos ya que no tuvo que pagar cargos por transporte de gas por el gas entregado. En el cuadro a continuación se indican los cargos por transporte de gas por la entrega en el AMBA y desde la cuenca Neuquina (en donde se encuentran la mayoría de los competidores de la Compañía) por el período de tres meses finalizado el 31 xx xxxxx de 2022. Período de tres meses finalizado el 31 xx xxxxx(no auditado) de 2022 Durante el año 2020, la pandemia provocada por el COVID-19 tuvo un impacto en el negocio de la Compañía y en la industria de hidrocarburos argentina, en general. Si bien la actividad de producción de la Compañía fue una de las actividades exceptuadas durante las medidas de aislamiento adoptadas por el Estado Nacional, la actividad de perforación fue suspendida durante el primer trimestre de 2020 hasta el 24 xx xxxxx de 2020. Por tal razón, en el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2020 se ha determinado una desvalorización de activos no financieros por $1.742.270. Las revelaciones relacionadas al test efectuado, incluyendo las principales premisas y variables consideradas, y el resultado del mismo se encuentran incluidas en Nota 5.c. a los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2020. Sin perjuicio de lo expuesto, las operaciones y resultados de la Compañía no se vieron afectados significativamente. En este sentido, a pesar de estas últimas olas de contagios, al cierre del ejercicio 2021 la Emisora logró retomar niveles de actividad similares a los prepandémicos. En la cuenca Austral se perforaron 30 pozos durante 2021, de los cuales tres fueron pozos exploratorios y se logró reducir la declinación de gas a cifras por debajo del 7% interanual, con un promedio en el año 2021 de 4,69 MMm3/d de gas (promedio anual boca xx xxxx). Ver “Información Financiera - Programa de Exploración y Desarrollo” en el Prospecto. En línea con lo indicado precedentemente, no se han observado impactos significativos en el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2021, ni durante el período de tres meses finalizado el 31 xx xxxxx de 2022. La Compañía continúa monitoreando los acontecimientos y efectos del COVID-19 con el objeto de asegurar acordar el porcentaje de participación de la seguridad y [Universidad/Centro/Instituto] en dichas mejoras. En este caso, la salud [Universidad/Centro/Instituto] se compromete a licenciar su porcentaje de su personal, continuar las operaciones y preservar su condición financiera. Para mayor información ver “Factores de Riesgo – La pandemia del COVID-19 ha provocado y podría continuar provocando efectos adversos participación en dichas mejoras a la economía Argentina y por endeEmpresa, en la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Emisora”, “– Una caída sustancial o sostenida, así como la volatilidad en los precios internacionales del petróleo y gas podría afectar adversamente los resultados de las operaciones y la situación financiera de la Emisora” e “Información de la Emisora – Cambios Significativos – Pandemia con motivo del COVID-19” en el Prospecto. Esta discusión y análisis de la situación financiera y resultados de las operaciones de la Compañía se basan en los Estados Financieros Intermedios indicados mismos términos señalados en este Suplemento de Precio, que han sido preparados de acuerdo con las NIIF. La preparación de estos estados financieros requiere que la Compañía efectúe estimaciones y juicios que afectan los montos registrados de sus activos y pasivos, ingresos y gastos, y la revelación de activos y pasivos contingentes a la fecha de dichos estados financieros. Las principales políticas contables se definen como aquellas políticas que reflejan los juicios y estimaciones significativos sobre cuestiones que son inherentemente inciertas y relevantes para la condición financiera y resultados de las operaciones de la Compañía. A continuación se describen las estimaciones significativas que afectan los estados financieros de la CompañíaInstrumento.

Regalías. En Argentina, los titulares de concesiones de explotación y de permisos de exploración deben abonar mensualmente una regalía a la autoridad provincial que correspondiere. Estas regalías por lo general se encuentran fijadas entre el 12% y el 15% del valor estimado de la producción en boca xx xxxx, basados en los precios en los puntos de entrega, menos transporte, costos de tratamiento y otras deducciones expresamente establecidos en las normas aplicables. Las regalías que abona la Compañía son registradas en sus estados financieros como costo de ingresos. Ver la nota 25 de los Estados Financieros Anuales Auditados y la nota 20 de los Estados Financieros Intermedios. Además, los titulares de permisos deben pagar un canon anual por kilómetro cuadrado o fracción del área de concesión o del permiso. El valor del canon puede ser revisado periódicamente por el Estado Nacional. Para mayor información acerca de las regalías, ver “Información de la Emisora – Marco regulatorio de la Industria Hidrocarburífera y del Transporte de Gas – Exploración y Producción – Pago de regalías y canon” en el Prospecto. Para los riesgos asociados con la extensión del plazo de las concesiones de explotación y de los permisos de exploración de la Compañía, ver “Factores de Riesgo — Riesgos relacionados con la Emisora — Las concesiones y permisos de la Emisora para la exploración y producción de petróleo y gas pueden ser revocados o no renovados, lo que podría tener un efecto adverso sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Emisora” en el Prospecto. El 3 de septiembre de 2018, la administración anterior, a través del Decreto 793/2018, otorgó derechos relacionados con la exportación de todos los productos comprendidos dentro del MERCOSUR, sujeto a un arancel de exportación del 12% y hasta un máximo de $4 para productos primarios y $3 para el resto de los productos, por cada dólar estadounidense del valor imponible o del precio oficial FOB, según corresponda. El derecho a exportar se implementó a partir del 4 de septiembre de 2018 con respecto a los bienes y al 1 de enero de 2019 con respecto a servicios, con vencimiento el 31 de diciembre de 2020. El 19 xx xxxx de 2020, mediante el decreto Nº 488/2020 se establecieron nuevos impuestos a la exportación de hidrocarburos que van desde un 0% (cuando el precio de referencia Xxxxx este debajo de US$45/bbl) a 8% (cuando el precio de referencia Xxxxx sea mayor a US$60/bbl). La regulación del precio tuvo vigencia hasta el 31 xx xxxxxx de 2020, fecha en la que, por el aumento en el precio internacional, se cumplió la condición de terminación estipulada en el mismo Decreto N° 488/2020 y los precios se volvieron a negociar libremente en condiciones muy próximas a la paridad de exportación, quedando sujetos a retenciones con una alícuota del 8%. El impacto que cualquier cambio, de esta naturaleza, pueda tener en los resultados financieros de la Compañía, los resultados de las operaciones y los flujos de efectivo no se pueden predecir. Para mayor información, ver “Factores de riesgo - Riesgos relacionados con la industria del petróleo y gas- Cambios en las regulaciones en materia de gas podrían afectar las ganancias de la Emisora y el cumplimiento de los contratos celebrados en el mercado desregulado” y “Reseña y perspectiva operativa y financiera de la Emisora – Tendencias Relacionadas con el Negocio de Petróleo y Gas de la Emisora – Precios del Gas y Subsidios”, en el Prospecto. La Compañía produce gas en la cuenca Austral. La mayor parte de sus clientes regulados, plantas generadoras e industriales se encuentran ubicados en la Ciudad de Buenos Aires y sus alrededores, a lo que nos referiremos como el Área Metropolitana de Buenos Aires (el “AMBA”). Si bien los clientes de la Compañía son responsables por el costo de transporte del gas de la Compañía hasta su punto de entrega, la Compañía está obligada a ajustar sus precios del gas para ser competitiva con otros productores que están más cerca del AMBA y por lo tanto a los que los clientes pagan costos de transporte más bajos. En la medida en que la Compañía pueda abastecer a clientes ubicados más cerca de la cuenca Austral en el sur de Argentina, la misma podrá cobrar precios más altos ya que los costos de transporte son más bajos. Prácticamente todo el gas de la Compañía es transportado a través de Transportadora de Gas del Sur (“TGS”). Los precios de transporte que TGS cobra, están regulados por el ENARGAS, al igual que los precios cobrados por todas las demás grandes empresas de transporte de gas. En 2017, la Compañía pudo celebrar exitosamente swaps de gas, que le permitieron entregar gas en el sur a través de ENARSA a cambio de la devolución de gas en el norte de Argentina, lo que le permitió atender clientes en el norte de Argentina a precios más altos ya que no tuvo que pagar cargos por transporte de gas por el gas entregado. En el cuadro a continuación se indican los cargos por transporte de gas por la entrega en el AMBA y desde la cuenca Neuquina (en donde se encuentran la mayoría de los competidores de la Compañía) por el período de tres seis meses finalizado el 31 30 xx xxxxx de 2022. Período de tres seis meses finalizado el 31 30 xx xxxxx(no xxxxx (no auditado) de 2022 Durante el año 2020, la pandemia provocada por el COVID-19 tuvo un impacto en el negocio de la Compañía y en la industria de hidrocarburos argentina, en general. Si bien la actividad de producción de la Compañía fue una de las actividades exceptuadas durante las medidas de aislamiento adoptadas por el Estado Nacional, la actividad de perforación fue suspendida durante el primer trimestre de 2020 hasta el 24 xx xxxxx de 2020. Por tal razón, en el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2020 se ha determinado una desvalorización de activos no financieros por $1.742.270. Las revelaciones relacionadas al test efectuado, incluyendo las principales premisas y variables consideradas, y el resultado del mismo se encuentran incluidas en Nota 5.c. a los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2020. Sin perjuicio de lo expuesto, las operaciones y resultados de la Compañía no se vieron afectados significativamente. En este sentido, a pesar de estas últimas olas de contagios, al cierre del ejercicio 2021 la Emisora logró retomar niveles de actividad similares a los prepandémicos. En la cuenca Austral se perforaron 30 pozos durante 2021, de los cuales tres fueron pozos exploratorios y se logró reducir la declinación de gas a cifras por debajo del 7% interanual, con un promedio en el año 2021 de 4,69 MMm3/d de gas (promedio anual boca xx xxxx). Ver “Información Financiera - Programa de Exploración y Desarrollo” en el Prospecto. En línea con lo indicado precedentemente, no se han observado impactos significativos en el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2021, ni durante el período de tres seis meses finalizado el 31 30 xx xxxxx de 2022. La Compañía continúa monitoreando los acontecimientos y efectos del COVID-19 con el objeto de asegurar la seguridad y la salud de su personal, continuar las operaciones y preservar su condición financiera. Para mayor información ver “Factores de Riesgo – La pandemia del COVID-19 ha provocado y podría continuar provocando efectos adversos en la economía Argentina y por ende, en la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Emisora”, “– Una caída sustancial o sostenida, así como la volatilidad en los precios internacionales del petróleo y gas podría afectar adversamente los resultados de las operaciones y la situación financiera de la Emisora” e “Información de la Emisora – Cambios Significativos – Pandemia con motivo del COVID-19” en el Prospecto. Esta discusión y análisis de la situación financiera y resultados de las operaciones de la Compañía se basan en los Estados Financieros Intermedios indicados en este Suplemento de PrecioProspecto, que han sido preparados de acuerdo con las NIIF. La preparación de estos estados financieros requiere que la Compañía efectúe estimaciones y juicios que afectan los montos registrados de sus activos y pasivos, ingresos y gastos, y la revelación de activos y pasivos contingentes a la fecha de dichos estados financieros. Las principales políticas contables se definen como aquellas políticas que reflejan los juicios y estimaciones significativos sobre cuestiones que son inherentemente inciertas y relevantes para la condición financiera y resultados de las operaciones de la Compañía. A continuación se describen las estimaciones significativas que afectan los estados financieros de la Compañía.

Regalías. En Argentina, los titulares de concesiones de explotación y de permisos de exploración deben abonar mensualmente una regalía a la autoridad provincial o nacional que correspondiere. Estas regalías por lo general se encuentran fijadas entre el 12% y el 15% del valor estimado de la producción en boca xx xxxx, de pozo basados en los precios en los puntos de entrega, menos transporte, costos de tratamiento y otras deducciones expresamente establecidos establecidas en las normas aplicables. Las regalías que abona la Compañía son registradas en sus estados financieros como costo de ingresos. Ver la nota 25 de Nota 22 a los Estados Financieros Anuales Auditados Auditados, y la nota 20 a los estados financieros correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de los Estados Financieros Intermediosdiciembre de 2023 y 2022. Además, los titulares de permisos deben pagar un canon anual por kilómetro cuadrado o fracción del área de concesión o del permiso. El valor del canon puede ser revisado periódicamente por el Estado Nacional. Para mayor información acerca de las regalías, ver la Sección “Información de la Emisora – - Marco regulatorio de la Industria Hidrocarburífera industria hidrocarburífera y del Transporte transporte de Gas gas – Exploración y Producción – Pago de regalías y canon” en el Prospecto. Para los riesgos asociados con la extensión del plazo de las concesiones de explotación y de los permisos de exploración de la Compañía, ver la Sección “Factores de Riesgo — Riesgos relacionados con la Emisora — Las concesiones y permisos de la Emisora para la exploración y producción de petróleo y gas pueden ser revocados o no renovados, lo que podría tener un efecto adverso sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Emisora” en el del Prospecto. El 3 de septiembre de 2018, la administración anterior, a través del Decreto 793/2018, otorgó derechos relacionados con la exportación de todos los productos comprendidos dentro del MERCOSUR, sujeto a un arancel de exportación del 12% y hasta un máximo de $4 para productos primarios y $3 para el resto de los productos, por cada dólar estadounidense del valor imponible o del precio oficial FOB, según corresponda. El derecho a exportar se implementó a partir del 4 de septiembre de 2018 con respecto a los bienes y al 1 1° de enero de 2019 con respecto a servicios, con vencimiento el 31 de diciembre de 2020. El 19 xx xxxx de mayo de 2020, mediante el decreto Nº 488/2020 se establecieron nuevos impuestos a la exportación de hidrocarburos que van desde un 0% (cuando el precio de referencia Xxxxx Brent este debajo de US$US$ 45/bbl) a 8% (cuando el precio de referencia Xxxxx Brent sea mayor a US$US$ 60/bbl). La regulación del precio tuvo vigencia hasta el 31 xx xxxxxx de agosto de 2020, fecha en la que, por el aumento en el precio internacional, se cumplió la condición de terminación estipulada en el mismo Decreto N° 488/2020 y los precios se volvieron a negociar libremente en condiciones muy próximas a la paridad de exportación, quedando sujetos a retenciones con una alícuota del 8%. El impacto que cualquier cambio, de esta naturaleza, pueda tener en los resultados financieros de la Compañía, los resultados de las operaciones y los flujos de efectivo no se pueden predecir. Para mayor información, ver la sección “Factores de riesgo - Riesgos relacionados con la industria del petróleo y gas- Cambios en las regulaciones en materia de gas podrían afectar las ganancias de la Emisora Compañía y el cumplimiento de los contratos celebrados en el mercado desregulado” y “Reseña y perspectiva operativa y financiera de la Emisora – Tendencias Relacionadas con el Negocio de Petróleo y Gas de la Emisora – Precios del Gas y Subsidios”, en el ” del Prospecto. La Compañía produce gas en la cuenca Austral. La mayor parte de sus clientes regulados, plantas generadoras e industriales se encuentran ubicados en la Ciudad de Buenos Aires y sus alrededores, a lo que nos referiremos como el Área Metropolitana de Buenos Aires (el “AMBA”). Si bien los clientes de la Compañía son responsables por el costo de transporte del gas de la Compañía hasta su punto de entrega, la Compañía está obligada a ajustar sus precios del gas para ser competitiva con otros productores que están más cerca del AMBA y por lo tanto a los que los clientes pagan costos de transporte más bajos. En la medida en que la Compañía pueda abastecer a clientes ubicados más cerca de la cuenca Austral en el sur de Argentina, la misma podrá cobrar precios más altos ya que los costos de transporte son más bajos. Prácticamente todo el gas de la Compañía es transportado a través de Transportadora de Gas del Sur (“TGS”). Los precios de transporte que TGS cobra, cobra están regulados por el ENARGAS, al igual que los precios cobrados por todas las demás grandes empresas de transporte de gas. En 2017, la Compañía pudo celebrar exitosamente swaps de gas, que le permitieron entregar gas en el sur a través de ENARSA a cambio de la devolución de gas en el norte de Argentina, lo que le permitió atender clientes en el norte de Argentina a precios más altos ya que no tuvo que pagar cargos por transporte de gas por el gas entregado. En el cuadro a continuación se indican los cargos por transporte de gas por la entrega en el AMBA desde la cuenca Austral y desde la cuenca Neuquina (en donde se encuentran la mayoría de los competidores de la Compañía) por el período al 30 de tres junio de 2024 y 2023. Período seis (6) meses finalizado el 31 xx xxxxx 30 de 2022. Período junio de tres meses finalizado el 31 xx xxxxx(no auditado2024 Cuenca de Origen (en US$ por MMBTU) de 2022 Durante el año 2020, la pandemia provocada por el COVID-19 tuvo un impacto en el negocio de la Compañía y en la industria de hidrocarburos argentina, en general. Si bien la actividad de producción de la Compañía fue una de las actividades exceptuadas durante las medidas de aislamiento adoptadas por el Estado Nacional, la actividad de perforación fue suspendida durante el primer trimestre de 2020 hasta el 24 xx xxxxx de 2020. Por tal razón, en el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2020 se ha determinado una desvalorización de activos no financieros por $1.742.270. Las revelaciones relacionadas al test efectuado, incluyendo las principales premisas y variables consideradas, y el resultado del mismo se encuentran incluidas en Nota 5.c. a los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2020. Sin perjuicio de lo expuesto, las operaciones y resultados de la Compañía no se vieron afectados significativamente. En este sentido, a pesar de estas últimas olas de contagios, al cierre del ejercicio 2021 la Emisora logró retomar niveles de actividad similares a los prepandémicos. En la cuenca Neuquina 0,46 Austral se perforaron 30 pozos durante 2021, de los cuales tres fueron pozos exploratorios y se logró reducir la declinación de gas a cifras por debajo del 7% interanual, con un promedio en el año 2021 de 4,69 MMm3/d de gas (promedio anual boca xx xxxx). Ver “Información Financiera - Programa de Exploración y Desarrollo” en el Prospecto. En línea con lo indicado precedentemente, no se han observado impactos significativos en el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2021, ni durante el período de tres meses finalizado el 31 xx xxxxx de 2022. La Compañía continúa monitoreando los acontecimientos y efectos del COVID-19 con el objeto de asegurar la seguridad y la salud de su personal, continuar las operaciones y preservar su condición financiera. Para mayor información ver “Factores de Riesgo – La pandemia del COVID-19 ha provocado y podría continuar provocando efectos adversos en la economía Argentina y por ende, en la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Emisora”, “– Una caída sustancial o sostenida, así como la volatilidad en los precios internacionales del petróleo y gas podría afectar adversamente los resultados de las operaciones y la situación financiera de la Emisora” e “Información de la Emisora – Cambios Significativos – Pandemia con motivo del COVID-19” en el Prospecto. 0,72 Esta discusión y análisis de la situación financiera y resultados de las operaciones de la Compañía se basan en los Estados Financieros Intermedios estados financieros indicados en este Suplemento de Precioel Prospecto, que han sido preparados de acuerdo con las NIIF. La preparación de estos estados financieros requiere que la Compañía efectúe estimaciones y juicios que afectan los montos registrados de sus activos y pasivos, ingresos y gastos, y la revelación de activos y pasivos contingentes a la fecha de dichos estados financieros. La Nota 5 a los Estados Financieros Anuales Auditados y a los estados financieros correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 incluye una discusión detallada de sus principales políticas contables. Las principales políticas contables se definen como aquellas políticas que reflejan los juicios y estimaciones significativos sobre cuestiones que son inherentemente inciertas y relevantes para la condición financiera y resultados de las operaciones de la Compañía. A continuación continuación, se describen las estimaciones significativas que afectan los estados financieros de la Compañía: 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 Compañía opera o tiene participación (directa o indirecta) y sobre los cuales se posee derechos para su explotación. 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 al menos una vez al año y con mayor frecuencia, si cambios en los aspectos considerados para la evaluación de estas así lo justifican. Dichas estimaciones de reservas han sido preparadas al 31 de diciembre de 2023 por personal técnico de la Compañía y las áreas de la cuenca Austral, cuenca de Golfo San Jorge y cuenca Cuyana han sido auditadas por DeGolyer and MacNaughton y fueron preparados de acuerdo con los estándares de PRMS (Sistema de Gestión de Recursos Petroleros) aprobadas por Asociación de Ingenieros en Petróleo. Las obligaciones relacionadas con el abandono y taponamiento de pozos una vez finalizadas las operaciones implican que la gerencia de la Compañía realice estimaciones respecto de los costos de abandono a largo plazo y del tiempo restante hasta el abandono.

Regalías. En Argentina, los titulares de concesiones de explotación y de permisos de exploración deben abonar mensualmente una regalía a la autoridad provincial que correspondiere. Estas regalías por lo general se encuentran fijadas entre el 12% y el 15% del valor estimado de la producción en boca xx xxxx, basados en los precios en los puntos de entrega, menos transporte, costos de tratamiento y otras deducciones expresamente establecidos en las normas aplicables. Las regalías que abona la Compañía son registradas en sus estados financieros como costo de ingresos. Ver la nota 25 de los Estados Financieros Anuales Auditados y la nota 20 de los Estados Financieros Intermedios. Además, los titulares de permisos deben pagar un canon anual por kilómetro cuadrado o fracción del área de concesión o del permiso. El valor del canon puede ser revisado periódicamente por el Estado Nacional. Para mayor información acerca de las regalías, ver “Información de la Emisora – - Marco regulatorio de la Industria Hidrocarburífera industria hidrocarburífera y del Transporte transporte de Gas – gas - Exploración y Producción – Pago de regalías y canon” en el Prospecto. Para los riesgos asociados con la extensión del plazo de las concesiones de explotación y de los permisos de exploración de la Compañía, ver “Factores de Riesgo — Riesgo—Riesgos relacionados con la Emisora — Las concesiones y permisos de la Emisora para la exploración y producción de petróleo y gas pueden ser revocados o no renovados, lo que podría tener un efecto adverso sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Emisora” en el Prospecto. El 3 de septiembre de 2018, la administración anterior, a través del Decreto 793/2018, otorgó derechos relacionados con la exportación de todos los productos comprendidos dentro del MERCOSUR, sujeto a un arancel de exportación del 12% y hasta un máximo de $4 para productos primarios y $3 para el resto de los productos, por cada dólar estadounidense del valor imponible o del precio oficial FOB, según corresponda. El derecho a exportar se implementó a partir del 4 de septiembre de 2018 con respecto a los bienes y al 1 de enero de 2019 con respecto a servicios, con vencimiento el 31 de diciembre de 2020. El 19 xx xxxx de 2020, mediante el decreto Nº 488/2020 se establecieron nuevos impuestos a la exportación de hidrocarburos que van desde un 0% (cuando el precio de referencia Xxxxx este debajo de US$45/bbl) a 8% (cuando el precio de referencia Xxxxx sea mayor a US$60/bbl). La regulación del precio tuvo vigencia hasta el 31 xx xxxxxx de 2020, fecha en la que, por el aumento en el precio internacional, se cumplió la condición de terminación estipulada en el mismo Decreto N° 488/2020 y los precios se volvieron a negociar libremente en condiciones muy próximas a la paridad de exportación, quedando sujetos a retenciones con una alícuota del 8%. El impacto que cualquier cambio, de esta naturaleza, pueda tener en los resultados financieros de la Compañía, los resultados de las operaciones y los flujos de efectivo no se pueden predecir. Para mayor información, ver “Factores de riesgo - Riesgos relacionados con la industria del petróleo y gas- Cambios en las regulaciones en materia de gas podrían afectar las ganancias de la Emisora y el cumplimiento de los contratos celebrados en el mercado desregulado” y “Reseña y perspectiva operativa y financiera de la Emisora – Tendencias Relacionadas con el Negocio de Petróleo y Gas de la Emisora – Precios del Gas y Subsidios”, en el Prospecto. La Compañía produce gas en la cuenca Austral. La mayor parte de sus clientes regulados, plantas generadoras e industriales se encuentran ubicados en la Ciudad de Buenos Aires y sus alrededores, a lo que nos referiremos como el Área Metropolitana de Buenos Aires (el “AMBA”). Si bien los clientes de la Compañía son responsables por el costo de transporte del gas de la Compañía hasta su punto de entrega, la Compañía está obligada a ajustar sus precios del gas para ser competitiva con otros productores que están más cerca del AMBA y por lo tanto a los que los clientes pagan costos de transporte más bajos. En la medida en que la Compañía pueda abastecer a clientes ubicados más cerca de la cuenca Austral en el sur de Argentina, la misma podrá cobrar precios más altos ya que los costos de transporte son más bajos. Prácticamente todo el gas de la Compañía es transportado a través de Transportadora de Gas del Sur (“TGS”). Los precios de transporte que TGS cobra, están regulados por el ENARGAS, al igual que los precios cobrados por todas las demás grandes empresas de transporte de gas. En 2017, la Compañía pudo celebrar exitosamente swaps de gas, que le permitieron entregar gas en el sur a través de ENARSA a cambio de la devolución de gas en el norte de Argentina, lo que le permitió atender clientes en el norte de Argentina a precios más altos ya que no tuvo que pagar cargos por transporte de gas por el gas entregado. En el cuadro a continuación se indican los cargos por transporte de gas por la entrega en el AMBA y desde la cuenca Neuquina (en donde se encuentran la mayoría de los competidores de la Compañía) por el período de tres seis meses finalizado el 31 30 xx xxxxx de 20222021. Período de tres seis meses finalizado el 31 30 xx xxxxx(no xxxxx (no auditado) de 2022 Durante el año 2020, la 2021 Neuquina US$0,19 Austral US$0,30 La pandemia provocada por el COVID-19 tuvo ha tenido un impacto en el negocio de la Compañía y en la industria de hidrocarburos argentina, en general. Si bien la actividad de producción de la Compañía fue una de las actividades exceptuadas durante las medidas de aislamiento adoptadas por el Estado Nacional, la actividad de perforación fue suspendida durante el primer trimestre de 2020 hasta el 24 xx xxxxx de 2020. Por tal razónNo obstante dicha suspensión, la producción y el desarrollo xx xxxxx continuaron y las operaciones y resultados de la Compañía no se vieron afectados significativamente durante el año 2020. Ver “Información Financiera - Programa de Exploración y Desarrollo” en este Suplemento de Precio. El COVID-19 tuvo un impacto significativo en la industria de hidrocarburos en su conjunto, ya que la demanda disminuyó en forma abrupta y la volatilidad en los precios del petróleo se incrementó, con precios de referencia internacionales que alcanzaron niveles negativos en abril de 2020. Con motivo de los efectos de la creciente volatilidad en los precios del petróleo que se vio exacerbada por la pandemia del COVID-19, con fecha 00 xx xxxx xx 2020, el Estado Nacional dispuso medidas de estímulo para la industria hidrocarburífera, estableciendo un precio de referencia para el “Barril Criollo” que se vendía en el mercado local, a un valor de US$45 por barril hasta el 31 de diciembre de 2020, y sujeto a ciertas condiciones. La regulación del precio tuvo vigencia hasta el 31 xx xxxxxx de 2020, fecha en la que, por el aumento en el precio internacional, se cumplió la condición de terminación estipulada en el mismo Decreto N° 488/2020 y los precios se volvieron a negociar libremente en condiciones muy próximas a la paridad de exportación, quedando sujetos a retenciones con una alícuota determinable mediante la fórmula antedicha y que llega hasta el tope máximo del 8% cuando el precio internacional supera los 60 US$/bbl. Ver “Información de la Emisora - Precio del petróleo crudo y del combustible” en el Prospecto y “Información Financiera - Precios del Petróleo” en este Suplemento de Precio. La Compañía continúa monitoreando los acontecimientos y efectos del COVID-19 con el objeto de asegurar la seguridad y la salud de su personal, continuar las operaciones y preservar su condición financiera. No se han observado impactos significativos en el período terminado al 30 xx xxxxx de 2021, causados por las circunstancias descriptas previamente en la Compañía. En el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2020 se ha determinado una desvalorización de activos no financieros por $1.742.270. Las revelaciones relacionadas al test efectuado, incluyendo las principales premisas y variables consideradas, y el resultado del mismo se encuentran incluidas en Nota 5.c. a los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2020. Sin perjuicio de lo expuesto, las operaciones y resultados de la Compañía no se vieron afectados significativamente. En este sentido, a pesar de estas últimas olas de contagios, al cierre del ejercicio 2021 la Emisora logró retomar niveles de actividad similares a los prepandémicos. En la cuenca Austral se perforaron 30 pozos durante 2021, de los cuales tres fueron pozos exploratorios y se logró reducir la declinación de gas a cifras por debajo del 7% interanual, con un promedio en el año 2021 de 4,69 MMm3/d de gas (promedio anual boca xx xxxx). Ver “Información Financiera - Programa de Exploración y Desarrollo” en el Prospecto. En línea con lo indicado precedentemente, no se han observado impactos significativos en el ejercicio anual finalizado el 31 de diciembre de 2021, ni durante el período de tres meses finalizado el 31 xx xxxxx de 2022. La Compañía continúa monitoreando los acontecimientos y efectos del COVID-19 con el objeto de asegurar la seguridad y la salud de su personal, continuar las operaciones y preservar su condición financiera. Para mayor información ver “Factores de Riesgo Xxxxxx – La pandemia del COVID-19 ha provocado y podría continuar provocando efectos adversos en la economía Argentina y por ende, en la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Emisora”, “– Una caída sustancial o sostenida, así como la volatilidad en los precios internacionales del petróleo y gas podría afectar adversamente los resultados de las operaciones y la situación financiera de la Emisora” e “Información de la Emisora – Cambios Significativos – Pandemia con motivo del COVID-19” en el Prospecto. Esta discusión y análisis de la situación financiera y resultados de las operaciones de la Compañía se basan en los Estados Financieros Intermedios indicados en este Suplemento de Precio, que han sido preparados de acuerdo con las NIIF. La preparación de estos estados financieros requiere que la Compañía efectúe estimaciones y juicios que afectan los montos registrados de sus activos y pasivos, ingresos y gastos, y la revelación de activos y pasivos contingentes a la fecha de dichos estados financieros. Las principales políticas contables se definen como aquellas políticas que reflejan los juicios y estimaciones significativos sobre cuestiones que son inherentemente inciertas y relevantes para la condición financiera y resultados de las operaciones de la Compañía. A continuación se describen las estimaciones significativas que afectan los estados financieros de la Compañía.

Regalías. En Argentina, los titulares de concesiones de explotación y de permisos de exploración deben abonar mensualmente una regalía a la autoridad provincial o nacional que correspondiere. Estas regalías por lo general se encuentran fijadas entre el 12% y el 15% del valor estimado de la producción en boca xx xxxx, basados en los precios en los puntos de entrega, menos transporte, costos de tratamiento y otras deducciones expresamente establecidos en las normas aplicables. Las regalías que abona la Compañía son registradas en sus estados financieros como costo de ingresos. Ver la nota Nota 25 de los Estados Financieros Anuales Auditados y la nota Nota 20 de los Estados Financieros Intermedios. Además, los titulares de permisos deben pagar un canon anual por kilómetro cuadrado o fracción del área de concesión o del permiso. El valor del canon puede ser revisado periódicamente por el Estado Nacional. Para mayor información acerca de las regalías, ver “Información de la Emisora – Marco regulatorio de la Industria Hidrocarburífera industria hidrocarburífera y del Transporte transporte de Gas gas – Exploración y Producción – Pago de regalías y canon” en el Prospecto. Para los riesgos asociados con la extensión del plazo de las concesiones de explotación y de los permisos de exploración de la Compañía, ver “Factores de Riesgo riesgo — Riesgos relacionados con la Emisora — Las concesiones y permisos de la Emisora para la exploración y producción de petróleo y gas pueden ser revocados o no renovados, lo que podría tener un efecto adverso sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones de la EmisoraEmisora ” en el Prospecto. El 3 de septiembre de 2018, la administración anterior, a través del Decreto 793/2018, otorgó derechos relacionados con la exportación de todos los productos comprendidos dentro del MERCOSUR, sujeto a un arancel de exportación del 12% y hasta un máximo de $4 para productos primarios y $3 para el resto de los productos, por cada dólar estadounidense del valor imponible o del precio oficial FOB, según corresponda. El derecho a exportar se implementó a partir del 4 de septiembre de 2018 con respecto a los bienes y al 1 de enero de 2019 con respecto a servicios, con vencimiento el 31 de diciembre de 2020. El 19 xx xxxx de 2020, mediante el decreto Nº 488/2020 se establecieron nuevos impuestos a la exportación de hidrocarburos que van desde un 0% (cuando el precio de referencia Xxxxx este debajo de US$45/bbl) a 8% (cuando el precio de referencia Xxxxx sea mayor a US$60/bbl). La regulación del precio tuvo vigencia hasta el 31 xx xxxxxx de 2020, fecha en la que, por el aumento en el precio internacional, se cumplió la condición de terminación estipulada en el mismo Decreto N° 488/2020 y los precios se volvieron a negociar libremente en condiciones muy próximas a la paridad de exportación, quedando sujetos a retenciones con una alícuota del 8%. El impacto que cualquier cambio, de esta naturaleza, pueda tener en los resultados financieros de la Compañía, los resultados de las operaciones y los flujos de efectivo no se pueden predecir. Para mayor información, ver “Factores de riesgo Riesgo - Riesgos relacionados con la industria del petróleo petróleo–y gas- Cambios en las regulaciones en materia de gas podrían afectar las ganancias de la Emisora Compañía y el cumplimiento de los contratos celebrados en el mercado desregulado” y “Reseña y perspectiva operativa y financiera de la Emisora – Tendencias Relacionadas con el Negocio de Petróleo y Gas de la Emisora – Precios del Gas y Subsidios”, en el Prospecto. La Compañía produce gas en la cuenca Austral. La mayor parte de sus clientes regulados, plantas generadoras e industriales se encuentran ubicados en la Ciudad de Buenos Aires y sus alrededores, a lo que nos referiremos como el Área Metropolitana de Buenos Aires (el “AMBA”). Si bien los clientes de la Compañía son responsables por el costo de transporte del gas de la Compañía hasta su punto de entrega, la Compañía está obligada a ajustar sus precios del gas para ser competitiva con otros productores que están más cerca del AMBA y por lo tanto a los que los clientes pagan costos de transporte más bajos. En la medida en que la Compañía pueda abastecer a clientes ubicados más cerca de la cuenca Austral en el sur de Argentina, la misma podrá cobrar precios más altos ya que los costos de transporte son más bajos. Prácticamente todo el gas de la Compañía es transportado a través de Transportadora de Gas del Sur (“TGS”). Los precios de transporte que TGS cobra, están regulados por el ENARGAS, al igual que los precios cobrados por todas las demás grandes empresas de transporte de gas. En 2017, la Compañía pudo celebrar exitosamente swaps de gas, que le permitieron entregar gas en el sur a través de ENARSA a cambio de la devolución de gas en el norte de Argentina, lo que le permitió atender clientes en el norte de Argentina a precios más altos ya que no tuvo que pagar cargos por transporte de gas por el gas entregado. En el cuadro a continuación se indican los cargos por transporte de gas por la entrega en el AMBA y desde la cuenca Neuquina (en donde se encuentran la mayoría de los competidores de la Compañía) por el período de tres meses finalizado el 31 xx xxxxx de 20222023. Período de tres meses finalizado el 31 xx xxxxx(no xxxxx (no auditado) de 2022 2023 Neuquina 0,28 Austral 0,44 Durante el año 2020, la pandemia provocada por el COVID-19 tuvo un impacto en el negocio de la Compañía y en la industria de hidrocarburos argentina, en general. Si bien la actividad de producción de la Compañía fue una de las actividades exceptuadas durante las medidas de aislamiento adoptadas por el Estado Nacional, la actividad de perforación fue suspendida durante el primer trimestre de 2020 hasta el 24 xx xxxxx de 2020. Por tal razón, en el ejercicio terminado al 31 de diciembre de 2020 se ha determinado una desvalorización de activos no financieros por $1.742.270. Las revelaciones relacionadas al test efectuado, incluyendo las principales premisas y variables consideradas, y el resultado del mismo se encuentran incluidas en Nota 5.c. a los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2020. Sin perjuicio de lo expuesto, las operaciones y resultados de la Compañía no se vieron afectados significativamente. En este sentido, a pesar de estas últimas las olas de contagioscontagios experimentadas a fines de 2021, al cierre del ejercicio 2021 la Emisora Compañía logró retomar niveles de actividad similares a los prepandémicos. En la cuenca Austral se perforaron 30 pozos durante 2021, de los cuales tres fueron pozos exploratorios y se logró reducir la declinación de gas a cifras por debajo del 7% interanual, con un promedio en el año 2021 de 4,69 MMm3/d de gas (promedio anual boca xx xxxx). Durante 2022 dicha tendencia se mantuvo, registrando la Compañía niveles de actividad similares a los anteriores a la pandemia provocada por el COVID-19. Ver “Información Financiera - Programa de Exploración y Desarrollo” en el Prospecto. En línea con lo indicado precedentemente, no se han observado impactos significativos en el ejercicio anual finalizado los ejercicios anuales finalizados el 31 de diciembre de 2022 y 2021, ni durante el período de tres meses finalizado el 31 xx xxxxx de 2022. La Compañía continúa monitoreando los acontecimientos y efectos del COVID-19 con el objeto de asegurar la seguridad y la salud de su personal, continuar las operaciones y preservar su condición financiera. Para mayor información ver “Factores de Riesgo – La Otra pandemia o un rebrote del COVID-19 ha provocado y podría continuar provocando efectos adversos en afectar adversamente la economía Argentina y por endeargentina y, en consecuencia, la situación condición financiera y los resultados de las operaciones de la EmisoraCompañía.”, “– –Una caída sustancial o sostenida, así como la volatilidad en los precios internacionales del petróleo y gas podría afectar adversamente los resultados de las operaciones y la situación financiera de la EmisoraCompañía” e “Información de la Emisora Compañía – Cambios Significativos – Pandemia con motivo del COVID-19” en el Prospecto. este suplemento.] Esta discusión y análisis de la situación financiera y resultados de las operaciones de la Compañía se basan en los Estados Financieros Intermedios estados financieros indicados en este Suplemento de PrecioProspecto, que han sido preparados de acuerdo con las NIIF. La preparación de estos estados financieros requiere que la Compañía efectúe estimaciones y juicios que afectan los montos registrados de sus activos y pasivos, ingresos y gastos, y la revelación de activos y pasivos contingentes a la fecha de dichos estados financieros. La nota 5 a los Estados Financieros Anuales Auditados y a los estados financieros correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 incluye una discusión detallada de sus principales políticas contables. Las principales políticas contables se definen como aquellas políticas que reflejan los juicios y estimaciones significativos sobre cuestiones que son inherentemente inciertas y relevantes para la condición financiera y resultados de las operaciones de la Compañía. A continuación se describen las estimaciones significativas que afectan los estados financieros de la Compañía.